Воздушные линии электропередач

1 Воздушные линии электропередач. Общие понятия. Воздушная линия электропередачи - устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам. Магистраль ВЛ - участок линии от питающей трансформаторной подстанции до концевой опоры. Линейное ответвление от ВЛ - участок линии, присоединенной к магистрали ВЛ, имеющий более двух пролетов. Ответвление от ВЛ к вводу - участок от опоры магистрали или линейного ответвления до зажима (изолятора ввода). Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкерные опоры, полностью воспринимающие тяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах, и промежуточные, которые не воспринимают тяжение проводов или воспринимают его частично. Для ВЛ следует применяются следующие типы опор: 1) промежуточные, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы не должны воспринимать усилий, направленных вдоль ВЛ; 2) анкерные, устанавливаемые для ограничения анкерного пролета, а также в местах изменения числа, марок и сечений проводов ВЛ. Эти опоры должны воспринимать в нормальных режимах работы усилия от разности тяжения проводов, направленные вдоль ВЛ; 3) угловые, устанавливаемые в местах изменения направления трассы ВЛ. Эти опоры при нормальных режимах работы должны воспринимать результирующую нагрузку от тяжения проводов смежных пролетов. Угловые опоры могут быть промежуточными и анкерного типа; 4) концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, а также в местах, ограничивающих кабельные вставки. Они являются опорами анкерного типа и должны воспринимать в нормальных режимах работы ВЛ одностороннее тяжение всех проводов. Опоры, на которых выполняются ответвления от ВЛ, называются ответвительными; опоры, на которых выполняется пересечение ВЛ разных направлений или пересечение ВЛ с инженерными сооружениями, перекрестными. Эти опоры могут быть всех указанных типов. Опоры независимо от их типа могут быть свободностоящими, с подкосами или оттяжками. Анкерные опоры следует применять в местах, определяемых условиями работ на ВЛ при ее сооружении и эксплуатации, а также условиями работы конструкции опоры. Требования к применению анкерных опор нормальной конструкции устанавливаются настоящей главой. На ВЛ 35 кВ и выше расстояние между анкерными опорами должно быть не более 10 км, а на ВЛ, проходящих в труднодоступной местности и в местности с особо сложными природными условиями, - не более 5 км. На ВЛ 20 кВ и ниже с проводами, закрепленными на штыревых изоляторах, расстояние между анкерными опорами не должно превышать 1,5 км в районах по гололеду I-III и 1 км в районах по гололеду IV и более. На ВЛ 20 кВ и ниже с подвесными изоляторами расстояние между анкерными опорами не должно превышать 3 км. На ВЛ, проходящих по горной или сильно пересеченной местности в районах по гололеду III и более, рекомендуется устанавливать опоры анкерного типа на перевалах и в других точках, резко возвышающихся над окружающей местностью. Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, действующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах при сочетании климатических и других факторов в различных режимах работы ВЛ (наличие ветра, гололеда, значение температуры, количество оборванных проводов или тросов и пр.). нормальный режим - режим при необорванных проводах, тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплениях; аварийный режим - режим при оборванных одном или нескольких проводах или тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплений; монтажный режим - режим в условиях монтажа опор, проводов и тросов. Механический расчет проводов и тросов ВЛ производится по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры - по методу разрушающих нагрузок. По обоим методам расчеты производятся на расчетные нагрузки. Расчет строительных конструкций ВЛ (опор, фундаментов и оснований) производится по методу предельных состояний на расчетные нагрузки для двух групп предельных состояний. Предельные состояния, по которым производится расчет опор, фундаментов и оснований ВЛ, подразделяются на две группы. Первая группа включает предельные состояния, которые ведут к потере несущей способности элементов или к полной непригодности их в эксплуатации, т.е. к их разрушению любого характера. К этой группе относятся состояния при наибольших внешних нагрузках и при низшей температуре, т.е. при условиях, которые могут привести к наибольшим изгибающим или крутящим моментам на опоры, наибольшим сжимающим или растягивающим усилиям на опоры и фундаменты. 2 Вторая группа включает предельные состояния, при которых возникают недопустимые деформации, перемещения или отклонения элементов, нарушающие нормальную эксплуатацию, к этой группе относятся состояния при наибольших прогибах опор. Метод расчета по предельным состояниям имеет целью не допускать, с определенной вероятностью, наступления предельных состояний первой и второй групп при эксплуатации, а также первой группы при производстве работ по сооружению ВЛ. Прохождение ВЛ выполняется в соответствии: - с требованиями строительных норм и правил; - СП 42.13330.2016 «Градостроительство. Планировка зданий и застройка городских и сельских поселений»; - ПУЭ 7 изд. Воздушные линии электропередач напряжением до 1кВ. Воздушные линии напряжением до 1кВ могут выполняться с неизолированными проводами и самонесущими изолированными проводами. В качестве неизолированного провода на ВЛ до 1кВ применяется алюминиевый провод, крепление провода к опорам осуществляется через изоляторы, которые устанавливаются на металлические траверсы, которые в свою очередь крепятся к опорам. На ВЛИ до 1кВ применяются: железобетонные опоры, стальные многогранные опоры (СМО) или деревянные опоры, обработанные специальными консервантами, антисептиками и антиперенами, предотвращающими загнивание и загорание стоек. При проектировании нового строительства и реконструкции воздушных линий до 1кВ рекомендуется использовать самонесущие изолированные провода (СИП), соответствующие ГОСТ 31946-2012. Неизолированный провод используют при ремонтах линий или соответствующих обоснованиях (например на открытых пространствах). Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ) представляют собой воздушные линии электропередачи, к опорам посредством специальной арматуры подвешены самонесущие изолированные провода (СИП). Крепление СИП к опорам осуществляется в основном с помощью металлоконструкций (крюков, бандажных лент и др.), поддерживающих и натяжных зажимов. Основными конструктивными особенностями ВЛИ по сравнению с традиционными воздушными линиями электропередачи с применением неизолированных проводов являются следующие: 1. Наличие изоляции на токоведущих жилах. 2. Отсутствие траверс и изоляторов. 3. Малое реактивное сопротивление ВЛИ, обусловленное минимальным расстоянием между проводниками, которое ограничивается только толщиной их изоляции. СИП - Многожильный провод для воздушных линий электропередачи, содержащий изолированные жилы и несущий элемент, предназначенный для крепления или подвески провода и выполняющий функцию нулевого рабочего (N) или нулевого защитного (РЕ) или совмещенного нулевого рабочего и нулевого защитного проводников (PEN). По конструктивному исполнению СИП до 1 кВ подразделяется: - с неизолированной нулевой несущей жилой (СИП1); - с изолированной нулевой несущей жилой (СИП2); - без нулевой несущей жилы (СИП4); СИП1 и СИП2 состоит из: - нулевая несущая жила: Изолированная или неизолированная токопроводящая жила из алюминиевого сплава, выполняющая функцию несущего элемента и нулевого рабочего (N) или нулевого защитного (РЕ) проводника. - основная жила: Изолированная токопроводящая жила, предназначенная для выполнения основной функции провода. - вспомогательная жила: Изолированная токопроводящая жила в составе многожильного провода для подключения цепей наружного освещения или контроля. - изоляция (рабочая изоляция): Электрическая изоляция токопроводящих жил самонесущего изолированного провода для воздушных линий электропередачи на напряжение до 0,6/1 кВ, обеспечивающая нормальную работу воздушных линий электропередачи и защиту от поражения электрическим током. Изоляция основных и вспомогательных токопроводящих жил, выполняется из светостабилизированного сшитого полиэтилена черного цвета, стойкого к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона.. Основные токопроводящие жилы самонесущих изолированных проводов имеют отличительное обозначение в виде продольно выпрессованных рельефных полос на изоляции, либо цифр 1, 2, 3, нанесенных тиснением или печатным способом или в виде цветных продольных полос. СИП4 состоит из нулевой жилы и основных жил (1 или 3): Нулевая жила - изолированная токопроводящая алюминиевая жила провода без несущего элемента, выполняющая функцию нулевого рабочего (N) или нулевого защитного (РЕ) проводника. Номинальное сечение основных токопроводящих жил устанавливают из ряда: 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240 мм2. 3 Номинальное сечение нулевой несущей жилы устанавливают из ряда: 25, 35, 50, 54,6, 70, 95 мм2. Пример обозначения: Провод СИП-2 3х70+1х70+1х25 - провод самонесущий изолированный для воздушных линий электропередачи, с тремя основными жилами номинальным сечением 70 мм2, с изолированной нулевой несущей жилой номинальным сечением 70мм2, с одной вспомогательной токопроводящей жилой номинальным сечением 25 мм2. Основными преимуществами ВЛИ являются значительное повышение уровня надёжности распределительных электрических сетей и, как следствие этого, снижение эксплуатационных затрат. Все преимущества ВЛИ можно объединить в три группы. Первая группа – преимущества, которые сказываются при проектировании и монтаже. 1. Простота конструктивного исполнения линии (отсутствие траверс и изоляторов). 2. Возможность исполнения четырех- и более цепных линий. 3. Простота совместной подвески линий уличного освещения. 5. Возможность совместной подвески нескольких цепей ВЛИ, ВЛ 6–10 кВ и линиях связи. 6. Уменьшение безопасных расстояний от зданий и инженерных сооружений. 7. Возможность прокладки СИП по стенам зданий и сооружениями. 8. Эстетичность исполнения. 9. Отсутствие необходимости в вырубке просеки перед монтажом. 10. Простота монтажных работ и, соответственно, уменьшение сроков строительства. Вторая группа – преимущества эксплуатации и безопасность. 1. Высокая надежность в обеспечении электрической энергией в связи с низкой удельной повреждаемостью. 2. Сокращение объемов и времени аварийно-восстановительных работ. 3. Резкое снижение (более 80%) эксплуатационных затрат по сравнению с традиционными ВЛ. Это обусловливается высокой надёжностью и бесперебойностью электроснабжения потребителей, а также отсутствием необходимости в расчистке просек в процессе эксплуатации линии. 4. Практическое исключение коротких междуфазных замыканий и замыканий на землю. 5. Снижение веса гололеда и мокрого снега на проводах СИП по сравнению с неизолированными проводами. 6. Высокая механическая прочность проводов и, соответственно, меньшая вероятность их обрыва. 7. Пожаробезопасность, исключение коротких замыканий при схлестывании проводов или перекрытии их посторонними предметами. 8. Адаптация к изменению режима и развитию сети. 9. Возможность выполнения работ на ВЛИ под напряжением без отключения потребителей (подключение абонентов, присоединение новых ответвлений). 10. Обеспечение безопасности работ вблизи ВЛИ. Третья группа – преимущества, влияющие на качество электрической энергии, снижение технических и коммерческих потерь в воздушных распределительных сетях напряжением до 1 кВ. 1. Снижение потерь напряжения и технических потерь электрической энергии вследствие малого реактивного сопротивления СИП по сравнению с традиционными ВЛ. 2. Снижение технических потерь электрической энергии так же вследствие малого реактивного сопротивления СИП. 3. Снижение коммерческих потерь электрической энергии. Существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии, так как изолированные, скрученные между собой жилы исключают самовольное подключение к ВЛИ путём выполнения наброса на провода. 4. Значительное снижение случаев вандализма и воровства. Температура плавления изоляции жил близка к температуре плавления алюминия. СИП практически не пригоден для вторичной переработки с целью получения цветного металла. Выбор марки и сечений проводов ВЛИ-0,4кВ 1. Марка СИП. Провод марки СИП1 и СИП2 применяется для магистралей ВЛ и линейных ответвлений от ВЛ. Провод марки СИП4 применяется на ответвлениях к вводу потребителей. 2. Механическая прочность. На ВЛИ с применением СИП по условиям механической прочности следует применять провода с минимальными сечениями, приведенными в таблице: Нормативная толщина Сечение несущей жилы, мм2, на магистрали Сечение жилы на ответвлениях от стенки гололеда, мм ВЛИ, на линейном ответвлении от ВЛИ ВЛИ и от ВЛ к вводам, мм2 10 35 (25)* 16 15 и более 50 (25)* 16 * В скобках дано сечение жилы самонесущих изолированных проводов, скрученных в жгут, без несущего провода. ** Для СИП1 и СИП2 сечение указано только для несущей нулевой жилы, сечение основных и вспомогательных жил может быть меньшего сечения. 4 3. Выбор сечения провода ВЛ по длительно допустимому току нагрузки. Iрасч нагрузки > Iдоп. провода Основные значения длительно допустимых токов магистрального провода СИП2 наиболее часто применяемых проводов приведены в таблице: Число и номинальное сечение жил, мм2 3х25+1х35 3х35+1х35 3х50+1х50 3х70+1х70 3х95+1х95 3х120+1х120 Допустимый ток нагрузки, А СИП2 130 160 195 240 300 340 4. Проверка по допустимым потерям напряжения. Потери напряжения во внешних линиях 0,4кВ (от трансформатора до вводно-распределительного устройства) не должны превышать 5%. Потери напряжения в сетях 0,4кВ зависят от материалы жилы, протяженности линии, сечения жил, марки провода (самонесущий изолированный или неизолированный). Потери напряжения определяются по формуле: U=(Pрасч*Rуд.*L+Qрасч.*Xуд.*L)*100/Uл2, % где Pрасч – расчетная активная мощность, Rуд – удельное активное сопротивление провода, L – длина провода, Qрасч – расчетная реактивная мощность, Xуд – удельное индуктивное сопротивление провода. Справочные данные для выбора сечений проводов по допустимой потере напряжения наиболее часто применяемых проводов марки СИП2 приведены в таблице: Число и номинальное сечение жил, мм2 Удельное активное сопротивление провода , Ом/км Удельное индуктивное сопротивление провода , Ом/км 3х25+1х35 3х35+1х35 3х50+1х50 3х70+1х70 3х95+1х95 3х120+1х120 1,200 0,868 0,641 0,443 0,320 0,253 0,0820 0,0800 0,0794 0,0785 0,0762 0,0745 5. Проверка на время срабатывания защитного коммутационного аппарата. Время отключения коммутационного аппарата при коротком замыкании в распределительных сетях не должно превышать 5сек, и 0,4сек для внутренних сетей. Для проверки необходимо вычислить величину тока однофазного короткого замыкания в конце линии 0,4кВ и по время-токовой характеристики защитного коммутационного аппарата данной линии определить время его отключения. Если время превышает 5 сек. необходимо либо выбрать коммутационный аппарат с другой характеристикой отключения, либо увеличить сечение провода, или установить дополнительный секционирующий коммутационный аппарат в линии. Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле Iкз=Uф/Z где Uф – фазное напряжение (220В), Z – полное сопротивление системы от источника до точки, в которой произошло короткое замыкание. В случае если ток короткого замыкания известен на шинах ТП-10(6)/0,4кВ. Расчет проводится следующим образом. Вычисляется сопротивление системы по формуле: Zсист=Uф/Iкз0,4 где Iкз0,4 – ток короткого замыкания на шинах ТП-10(6)/0,4кВ. Далее определяется активное и реактивное сопротивление проектируемой линии: Zл= √( Rуд.*L)2+√( Xуд.*L)2 5 После чего можно определить ток однофазного короткого замыкания в конце линии: Iкз=Uф/(Zсист+Zл) 6. Проверка на термическую стойкость. Выбранный провод необходимо проверить на протекания тока короткого замыкания до его отключения коммутационным аппаратом, для этого сравниваются значение расчетного тока с паспортным током провода. Расчетный ток должен быть меньше паспортного. Допустимые токи односекундного короткого замыкания проводов СИП2 указаны в таблице Число и номинальное сечение жил, мм2 Односекундный ток короткого замыкания, кА, не более 3х25+1х35 3х35+1х35 3х50+1х50 3х70+1х70 3х95+1х95 3х120+1х120 2,3 3,2 4,6 6,5 8,8 10,9 При продолжительности короткого замыкания, отличающейся от 1 сек, значения тока короткого замыкания, указанные в таблице, необходимо умножить на поправочный коэффициент К, рассчитанный по формуле: K=1/√t где t – продолжительность короткого замыкания, сек. Продолжительность короткого замыкания определяется по время-токовой характеристики защитного коммутационного аппарата в начале линии 0,4кВ (в точке наибольшего тока короткого замыкания.) Воздушные линии электропередач напряжением свыше 1кВ. Проектирование ВЛ должно осуществляться с учетом опыта строительства и эксплуатации ВЛ, с использованием результатов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых типов оборудования, строительных конструкций и материалов, прогрессивных технологических процессов. Проектирование строительства новых ВЛ, а также технического перевооружения и реконструкции действующих, связанных с увеличением пропускной способности, ВЛ, должно выполняться на основании утвержденных в установленном порядке соответствующих схем развития электрических сетей. Обязательным условием проектирования новых ВЛ и ВЛ, подлежащих техническому перевооружению и реконструкции, связанным с перенесением их участков на новую трассу или установкой дополнительных опор, является наличие разрешения на землепользование. При отводе и использовании земель для ВЛ должны соблюдаться требования законодательства РФ. Элементы вновь строящихся ВЛ должны быть рассчитаны на механические нагрузки с учётом климатических условий района расположения ВЛ. Определение расчётных климатических условий при проектировании должно производиться по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов за скоростью ветра, массой, размерами и видом гололёдно-изморозевых отложений, температурой воздуха, интенсивностью грозовой деятельности. Климатическое районирование территории РФ приведено в приложении СП 20.13330.2016 «Нагрузки и воздействия». В малоизученных районах для этой цели могут организовываться специальные обследования и наблюдения. Для районов со сложными климатическими условиями значения ветрового давления и толщины стенки гололёда могут быть указаны Заказчиком в задании на проектирование, а при наличии выполненных метеорологических изысканий они должны быть к нему приложены. Выбор трассы ВЛ производится на основании технико-экономического сравнения конкурирующих вариантов и должен учитывать: - природные особенности территории; - состояние природной среды; - современное хозяйственное использование территории; - ценность территории (природоохранная, культурная, национальная, особо охраняемые природные объекты и пр.); - возможный ущерб, причиняемый природной и социальной среде, а также возможные изменения в окружающей природной среде в результате сооружения ВЛ и последствия этих изменений для природной среды, жизни и здоровья населения; - условия строительства и эксплуатации. Трасса ВЛ должна быть по возможности кратчайшей и приближена к дорогам и существующим ВЛ. 6 При выборе трассы ВЛ напряжением свыше 1кВ обходу, как правило, подлежат населённые пункты, промышленные предприятия, участки с широкими поймами рек, места залегания полезных ископаемых, заповедники, природные заказники, памятники истории и культуры. При выборе направления трассы необходимо стремиться к минимальным переустройствам пересекаемых инженерных коммуникаций. Следует избегать прохождения трассы ВЛ по территориям с близостью плоскостей сбросов пород, сильной нарушенностью пород физико-геологическими процессами, просадочностью грунтов, осыпями, обвалами, плывунами, оползнями, карстом, горными выработками и селями. При выборе и согласовании трасс особое внимание необходимо уделять подходам ВЛ к электростанциям и подстанциям, трасса ВЛ должна прокладываться в соответствии с планом разводки подходящих ВЛ всех напряжений с учётом перспектив развития. Выбор материала, типа опор и типа закрепления опор в грунте должен производиться исходя из технико-экономической целесообразности применения проектных решений в конкретных условиях строительства, с учётом обеспечения надёжности ВЛ при эксплуатации. Для принятия оптимального решения следует учитывать: - размеры, расположение и стоимости земельных участков, отчуждаемых под опоры; - целесообразность применения выбираемых типов опор в различных природных условиях; - ветровой район, район по гололеду, грозовую активность; - значение расчетной зимней температуры наиболее холодной пятидневки для района строительства; - затраты на эксплуатацию; - для труднодоступных участков и участков со стесненными условиями - дополнительные затраты, связанные с доставкой грузов на пикеты при строительстве ВЛ и проездом эксплуатационного персонала к опорам при их обслуживании и ремонте; - агрессивность грунтовых сред в районе строительства и агрессивность газовых сред. Допустимые нагрузки и воздействия на опоры и фундаменты ВЛ должны приниматься согласно положениям ПУЭ 7 издания и требованиям НД. В соответствии с технико-экономическими обоснованиями на ВЛ свыше 1кВ могут быть применены опоры на основе железобетонных, деревянных стоек, стальные решётчатые и многогранные опоры, опоры из композитных материалов, опоры из стального гнутого профиля. Деревянные опоры 6-20 кВ (с учетом соблюдения архитектурного стиля при прохождении ВЛ в населенных пунктах) приоритетно применять: - в районах по гололеду IV и выше; - в труднодоступной и горной местности, где затруднена доставка железобетонных опор; - в местностях со скалистыми грунтами; Срок службы ВЛ: - на деревянных пропитанных водорастворимыми антисептиками опорах – не менее 40 лет. - на железобетонных центрифугированных и вибрированных опорах – не менее 50 лет; - на стальных решетчатых опорах - не менее 60 лет; - на стальных многогранных опорах - не менее 70 лет; - на композитных опорах - не менее 70 лет. Конструкции опор должны обеспечивать возможность безопасного производства на них работ при строительстве и реконструкции ВЛ и безопасности эксплуатационного персонала при техническом обслуживании и ремонте ВЛ, в том числе при работах под напряжением. При проектировании ВЛ должны быть обеспечены: - надёжная и качественная передача электроэнергии; - экономическая эффективность ВЛ; - внедрение прогрессивных проектных решений, обеспечивающих снижение ресурсных, трудовых и капитальных затрат при строительстве и эксплуатации; - внедрение прогрессивных технологий строительных и монтажных работ; - оптимальное использование земли, а также лесных угодий; - соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды; - соблюдение требований пожарной безопасности; - ремонтопригодность применяемых конструкций; - безопасность выполнения ремонтных работ на ВЛ; - передовые методы эксплуатации, удобные и безопасные условия труда, возможность проведения ремонтных работ на ВЛ под напряжением. При проектировании воздушных линий электропередачи в сложных климатических и геологических условиях необходимо учитывать проблемы, возникающие при эксплуатации ВЛ в рассматриваемых регионах, такие, как: - повышенная вибрация проводов и тросов; - схлёстывание проводов и тросов при пляске, сбросе гололёда и при ветровых воздействиях; - низкая грозоупорность ВЛ; - перекрытия изоляции при низовых пожарах; 7 - криогенное разрушение железобетонных свай; - морозное пучение свай фундаментов опор и пр. К районам со сложными климатическими и геологическими условиями относятся: – районы по гололёду IV и выше (толщина стенки гололёда 25 мм и более с повторяемостью 1 раз в 25 лет); – районы по ветру V и выше (нормативное ветровое давление 1000 Па и более на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 25 лет); – районы, где ветровое давление при гололёде с повторяемостью 1 раз в 25 лет превышает 280 Па независимо от района по гололёду; – районы, с частой и интенсивной пляской проводов; - районы, с вечномерзлыми, обводненными, заболоченными, пучинистыми грунтами; – районы, где аварийность ВЛ данного класса напряжения от воздействия гололёдно-ветровых нагрузок превышает среднюю по региону, независимо от района по ветру или гололёду по картам климатического районирования или региональным картам. Для ВЛ 6-110 (150) кВ в районах с толщиной стенки гололеда 25 мм и выше (IV район по гололеду и выше), а также с частыми образованиями гололеда и изморозевых отложений в сочетании с сильными ветрами необходимо: - применять опоры и провода с повышенной механической прочностью; - применять специальные типы проводов с высокими антигололёдными характеристиками; - применять плавку гололёда, при соответствующем технико-экономическом обосновании; - применять различные системы мониторинга температуры проводов, образования и развития гололёда с передачей информации и интеграцией в систему АСТУ; - допускается отказ от применения грозотроса при условии применения ОПН (в частности, на отдельных участках). При использовании ОПН должны быть выполнены расчеты затухания трактов ВЧ каналов, организованных на ВЛ. - для предотвращения «каскадных» разрушений на ВЛ сокращать длину анкерных пролётов. Кроме того, в районах с частым образованием гололёда в особых гололёдных районах, а также в районах с высокими ветровыми нагрузками необходимо рассматривать возможность строительства кабельной линии взамен ВЛ. Выбор марки и сечения проводов ВЛ напряжением выше 1кВ На магистралях ВЛ 6-20кВ следует применять неизолированный провод по ГОСТ 839-2019 или защищенный провод по ГОСТ 31946-2012. В качестве неизолированного провода на ВЛ 6-20кВ применяется провод марки АС, который представляет собой провод, состоящий из стального сердечника, выполненного из стальных оцинкованных проволок нормальной прочности, поверх которого наложены проволоки из алюминия (токопроводящая часть). В условном обозначении сталеалюминиевых проводов первая буква обозначает материал токопроводящей части А – алюминий, вторая буква обозначает материал сердечника С - сталь, далее приводят марку провода в условном обозначении, два числа, указывающие: до знака косая линейка "/" - номинальное сечение токопроводящей части (мм), после знака "/" - номинальное сечение сердечника (мм). Пример: АС 120/19 Провод марки АС, с токопроводящей частью номинальным сечением 120 мм2 и сердечником из стальных оцинкованных проволок 1-й группы номинальным сечением 19мм2. Рисунок. Сталеалюминиевый провод В качестве изолированного провода на ВЛ 6-35кВ применяется защищенный провод марки СИП3. Он представляет собой провод для воздушных линий электропередачи, поверх токопроводящей жилы которого наложена экструдированная полимерная защитная изоляция, исключающая короткое замыкание между проводами при схлестывании и снижающая вероятность замыкания на землю. В конструкции провода может присутствовать водонабухающий слой расположенный под изолирующей оболочкой. Водонабухающий слой предназначенный для защиты провода от проникновения атмосферной влаги. Защищенные провода 8 изготавливаются из термоупрочненного алюминиевого сплава. Конструктивное исполнение проводов, защищенных изоляцией, на напряжение свыше 1 кВ – одножильное (не скручиваются в жгту). Пример условного обозначения: СИП3 1х120-20 - провод защищенный для воздушных линий электропередачи с жилой номинальным сечением 120 мм2 на номинальное напряжение до 20кВ. В отличие от самонесущих изолированных проводов на напряжение до 1кВ. Рисунок. Провод самонесущий изолированный СИП3 Защищенные провода рекомендуется применять: - при прохождении трассы ВЛ по населенной местности; - при прохождении ВЛ по лесным массивам; - при пересечении ВЛ водных преград; - при отсутствии возможности соблюдения габаритных расстояний при прохождении ВЛ в стеснённых условиях; - при совместной подвеске ВЛ-6(10)кВ с ВЛИ-0,4кВ на одних опорах. Выбор сечения провода ВЛ напряжением выше 1кВ. Выбор сечения проводов ВЛ напряжением выше 1 кВ выполняется аналогично рассмотренному ранее выбору проводов для ВЛ(И) до 1кВ, в следующем порядке. 1. С учетом минимально допустимых значений сечений провода по условиям механической прочности. Минимальные допустимые сечения приведены в таблице: Сечение проводов, мм2 Характеристика алюминиевых и из из термообработанного ВЛ нетермообработанного сталеалюминиевых стальных алюминиевого сплава алюминиевого сплава ВЛ без пересечений в районах по гололеду: до II 70 50 35/6,2 35 в III-IV 95 50 50/8 35 в V и более 70/11 35 Пересечения ВЛ с судоходными реками и инженерными сооружениями в районах по гололеду: до II 70 50 50/8 35 в III-IV 95 70 50/8 50 в V и более 70/11 50 ВЛ, сооружаемые на двухцепных или многоцепных опорах: до 20 кВ 70/11 35 кВ и выше 120/19 2. Выбор сечения провода ВЛ по длительно допустимому току нагрузки. Iрасч>Iдоп. Основные значения длительно допустимых токов наиболее часто применяемых проводов приведены в таблице: 9 Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2 35 50 70 95 120 150 Допустимый ток нагрузки, А АС 175 210 265 330 390 450 СИП3 245 310 370 430 485 3. Проверка по допустимым потерям напряжения. Справочные данные для выбора сечений проводов по допустимой потере напряжения наиболее часто применяемых проводов приведены в таблице: Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2 35 50 70 95 120 150 Удельное активное сопротивление провода , Ом/км СИП3 АС 0,720 0,493 0,363 0,288 0,236 0,7774 0,5951 0,4218 0,3007 0,2440 0,2039 Удельное индуктивное сопротивление провода , Ом/км 0,299 0,291 0,284 0,278 0,272 4. Для защищенных проводов выполняется проверка на термическую стойкость. Допустимые токи односекундного короткого замыкания защищенных проводов указаны в таблице Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2 Односекундный ток короткого замыкания, кА, не более 50 70 95 120 150 4,3 6,4 8,6 11,0 13,5 При продолжительности короткого замыкания, отличающейся от 1 сек, значения тока короткого замыкания, указанные в таблице 2.9, необходимо умножить на поправочный коэффициент К, рассчитанный по формуле: K=1/√t где t – продолжительность короткого замыкания, сек. Продолжительность короткого замыкания определяется уставками срабатывания защиты на отходящих линейных ячейках ВЛ -6 кВ и выше. 10 Проектирование комплектных трансформаторных подстанций. Типы комплектных трансформаторных подстанций. Комплектные трансформаторные подстанции, предназначенные для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением 6(10)/0,4кВ. Они применяются в системах электроснабжения жилых и общественных зданий, промышленных и сельскохозяйственных объектов. Комплектные трансформаторные подстанции различных модификаций предназначены для электроснабжения промышленных и сельскохозяйственных объектов, населенных пунктов, объектов инфраструктуры и других потребителей в районах с умеренным и холодным климатом (от минус 60°С до плюс 40°С). Комплектные трансформаторные подстанции представляет собой удобную мобильную конструкцию, которая выполнена в виде металлического блока или нескольких блоков, соединенных между собой болтами. Корпус подстанции выполняется в зависимости от района размещения подстанции: с утеплителем (из панелей типа «сэндвич») или без утеплителя (из листовой стали). Комплектные трансформаторные подстанции имеют следующие преимущества: - широкий выбор модификаций, возможность изготовления по типовым проектным схемам и индивидуальному заказу - минимальные габариты и масса, удобство транспортировки любым видом транспорта в полностью собранном виде или отдельными блоками и сборочными единицами; - минимальные сроки монтажа, наладки и ввода в эксплуатацию за счет поставки в полной заводской готовности; - надежность в эксплуатации, долгий срок службы (до 30 лет); - простота, удобство и дешевизна обслуживания и эксплуатации, высокая ремонтопригодность. Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4кВ изготавливаются с глухозаземленной нейтралью на стороне НН для систем заземления TN-C. Распределительное устройство высокого напряжения (РУВН) в зависимости от типа исполнения ТП комплектуются разъединителями, выключателями нагрузки, вакуумными выключателями, которые снабжены заземляющими устройствами главных цепей силового трансформатора. Управление аппаратами – ручное, в случае установки вакуумных выключателей – управление может быть ручным или дистанционным. Присоединение трансформатора к сети высшего напряжения должно осуществляться при помощи предохранителей и разъединителя (выключателя нагрузки) или комбинированного аппарата "предохранительразъединитель" с видимым разрывом цепи. Управление коммутационным аппаратом должно осуществляться с поверхности земли. Привод коммутационного аппарата должен запираться на замок. Коммутационный аппарат должен иметь заземлители со стороны трансформатора. Распределительное устройство низшего напряжения (РУНН) – сборная конструкция, состоящая из отдельных типовых сборочных единиц и узлов, позволяющая создавать любую комбинацию для коммутации силовых и вспомогательных цепей. В КТП возможна установка дополнительного оборудования для организации следующих целей: - учет активной и реактивной электрической энергии на вводе 0,4 кВ и на отходящих линиях; - измерения тока и напряжения на вводе 0,4 кВ и на отходящих линиях; - линия уличного освещения. Рассмотрим основные типы комплектных трансформаторных подстанций: Столбовая трансформаторная подстанция (СТП) - представляет собой однотрансформаторную подстанцию наружной установки. СТП служат для электроснабжения коттеджей, фермерских хозяйств, садовых товариществ, отдельных населенных пунктов, небольших промышленных объектов и других небольших объектов. Столбовая трансформаторная подстанция состоит из: - площадки для установки не обслуживаемого силового трансформатора типа ТМГ, - устройства высокого напряжения (УВН) открытого исполнения; - распределительного устройства низкого напряжения РУНН; - траверс ВН и НН, комплекта монтажных частей для установки на опору. Столбовая ТП 10(6)/0,4кВ монтируется на одной железобетонной опоре прямоугольного сечения (стойка марки СВ110-5) с применением металлических конструкций (см. рис. 1). Разъединитель 10(6)кВ монтируется на отдельной концевой опоре ВЛ10(6)кВ. 11 СТП не имеют единой внешней оболочки. Каждый отсек СТП размещается на специальной раме на столбе линии электропередачи. На опоре СТП устанавливаются: силовой трансформатор, предохранители, ОПН (либо вентильные разрядники). Ниже трансформатора на опоре закрепляется шкаф РУ 0,4кВ. Шкаф устанавливается на стойке, на высоте, удобной для обслуживания (около 1,2 м от уровня земли). Выводы от силового трансформатора и ввод линии 0,4 кВ из шкафа РУ соединяются кабельной(ыми) перемычкой(ами), крепящейся к опоре с помощью хомутов. Над трансформатором располагаются опорные высоковольтные изоляторы, предохранители и разрядники, которые крепятся на балках к опорам. На СТП также расположены кронштейны со штырями для установки низковольтных изоляторов для подключения отходящих линий. УВН состоит из блока высоковольтных предохранителей, высоковольтных разрядников 6(10) кВ и приемных изоляторов. Шкаф РУНН состоит из рубильника (выключателя) ввода, ограничителей перенапряжения, трехфазного счетчика учета активной энергии, панели уличного освещения с приборами автоматического и ручного управления. На отходящих линиях низшего напряжения устанавливаются автоматические выключатели. Мачтовые трансформаторные подстанции (МТП) напряжением 6-10/0,4кВ представляют собой однотрансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки и служат для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, отдельных населенных пунктов и небольших промышленных объектов. МТП состоит из следующих частей: - Шкаф высоковольтного ввода; - Трансформатор силовой наружной установки; - Защитный кожух к трансформатору; - Шкаф распредустройства низшего напряжения (РУНН); - Кронштейн для крепления кабелей отходящих линий (для воздушного вывода НН) либо гермовводы в дне шкафа РУНН (для кабельного вывода НН). Высоковольтный ввод – воздушный, отводы отходящих линий 0,4 кВ – воздушные или кабельные. МТП состоит из шкафов ВН и НН, силового трансформатора, устанавливаемых на общей раме, а также разъединителя РЛНД, устанавливаемого на ближайшей опоре высоковольтной линии 6(10) кВ. В шкафу ВН установлены высоковольтные предохранители типа ПКТ. На крышке шкафа ВН расположены проходные высоковольтные изоляторы, а на задней стенке - высоковольтные разрядники. В верхней части шкафа ВН предусмотриваются кронштейны для крепления изолированных и неизолированных кабелей отходящих линий (например, СИП). В шкафу РУНН установлены: рубильник ввода, ограничители перенапряжения ОПН, трехфазный счетчик учета активной энергии, панель уличного освещения с приборами автоматического и ручного управления (при необходимости). На отходящих линиях низкого напряжения установливаются автоматические выключатели (ВА) или рубильники-предохранители (РПС). Рукоятка вводного рубильника может располагаться внутри шкафа либо на боковой стенке для оперативного управления снаружи. МТП монтируются на четырех железобетонных приставках ПТ43-2. Для обслуживания предусматривается лестница и площадка обслуживания со стороны РУВН и РУНН. По периметру подстанции выполняется ограждение для исключения доступа посторонних лиц. Внешний вид МТП приведен на рис. 2. Киосковые трансформаторные подстанции (КТП) напряжением 10/0,4кВ представляют собой подстанции трансформаторные комплектные тупиковые – КТП-Т и проходные – КТП-П трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6-10/0,4 кВ представляют собой одно- и двухтрансформаторные подстанции наружной установки и служат для электроснабжения объектов нефтегазовой отрасли, нефтегазоперерабатывающих, химических, энергетических и других промышленных предприятий, сельскохозяйственных потребителей, коттеджных поселков, зон индивидуальной застройки и других сельских и городских населенных пунктов. КТП выполняются с кабельным или воздушным вводами и выводами в различных сочетаниях. КТП-Т (тупиковая) состоит из следующих частей: - Ячейка высоковольтного ввода; - Отсек трансформатора; - Распредустройство низшего напряжения (РУНН); КТП-П (проходная) состоит из следующих частей: - Ячейка высоковольтного ввода №1; - Ячейка высоковольтного ввода №2; - Ячейка трансформаторного ввода; - Отсек трансформатора; - Распредустройство низшего напряжения (РУНН). КТП выполняется из одного или нескольких металлических каркасов, соединенных между собой болтами. 12 Рисунок 1. Внешний вид столбовой трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4кВ (СТП-10/0,4кВ) 13 Рисунок 2. Внешний вид мачтовой трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4кВ (МТП10/0,4кВ) 14 Рисунок 3. Внешний вид комплектной трансформаторной подстанции типа киоск напряжением 10(6)/0,4кВ (КТП) с воздушным вводом 10(6)кВ. 15 В КТП-П в ячейках высоковольтного ввода №1 и №2 установливаются выключатели нагрузки. В ячейке трансформаторного ввода устанавливается разъединитель РВЗ с предохранителями ПКТ. Возможна установка выключателя нагрузки ВНА с предохранителями. В КТП-Т с воздушным вводом в ячейке высоковольтного ввода устанавливаются защитные предохранители, разъединитель 10кВ устанавливается на отдельной опоре вблизи КТП. В КТП-Т с кабельным вводом в ячейке высоковольтного ввода устанавливается разъединитель РВЗ с предохранителями ПКТ, возможна установка выключателя нагрузки ВНА с предохранителями. КТП монтируются на железобетонный фундамент (блоки ФБС, монолитная железобетонная плита). Внешний вид КТП приведен на рис. 3. Комплектные трансформаторные подстанции блочно-модульного исполнения (БКТП) напряжением 10/0,4кВ представляют собой одно- и двухтрансформаторные подстанции наружной установки и служат для электроснабжения объектов промышленных предприятий и городских населенных пунктов. БКТП состоит из: - распределительного устройства 10(6) кВ (РУВН); - распределительного устройства 0,4 кВ (РУНН); силовых трансформаторов 10(6)/0,4 кВ. БКТП выполнены в виде прочной металлической конструкции (модуля), покрытой сэндвич-панелями. Несущая рама изготавливается из конструкционной стали и защищена антикоррозийным слоем. Вентиляция осуществляется через сквозные отверстия в коридоре обслуживания и трансформаторных камерах. Монтаж трансформаторов производится через двери в трансформаторные камеры. Соединения между РУВН и трансформаторами выполняются кабелем или медными шинами, между трансформатором и РУНН при помощи медных шин или кабелей. В подстанции установлено устройство заземления (внутренний контур заземления). Предусмотрены внутренний обогрев и освещение подстанции. В трансформаторных камерах и коридорах обслуживания размещаются штепсельные розетки 220 В для подключения оборудования для работ по консервации и ремонту. БКТП доставляются к месту монтажа отдельными модулями и скрепляются на месте болтами. Фундамент для БКТП выполняется сборным железобетонным из блоков ФБС, либо ленточным монолитным. Внешний вид БКТП приведен на рис. 4. Пример размещения оборудования двухтрансформаторной БКТП напряжением 6/0,4кВ приведен на рис.5. Данная БКТП состоит из двух модулей: в первом размещаются силовые трансформаторы 6/0,4кВ и РУНН, во втором модулей – РУВН. В полу коридора обслуживания РУВН располагается люк для доступа в техподполье, для ввода кабельных линий 6кВ. Рассмотрим выбор оборудования однотрансформаторной ТП с трансформатором мощностью до 630кВА. Тип трансформаторной подстанции принимается исходя из требований технического задания и мощности устанавливаемого трансформатора. В случае воздушного ввода 10(6)кВ перед ТП, на опоре 10(6)кВ устанавливается разъединитель наружной установки (QS – на рис.) (например марки РЛНД-10/400, РЛК-10/400 с приводом ручного управления). В случае кабельного ввода (только для КТП) у ТП отсутствует шкаф воздушного ввода и добавляется шкаф кабельного ввода (располагается рядом с отсеком силового трансформатора). В шкафу кабельного ввода устанавливается либо разъединитель внутренней установки (РВЗ-10/400), либо выключатель нагрузки. Разъединитель служит для отключения токов холостого хода трансформаторов (мощностью до 630кВА), зарядных токов ЛЭП и для создания видимого разрыва. На вводе в РУ-10(6)кВ устанавливаются ограничители перенапряжений 10(6)кВ - FV1-FV3. Ограничители перенапряжений подключаются параллельно защищаемому объекту. ОПН-10(6)кВ предназначены для защиты электрооборудования 6(10)кВ от грозовых перенапряжений. Для защиты силового трансформатора устанавливаются предохранители 10кВ (серии ПКТ) - FU1-FU3. Ток срабатывания плавкой вставки предохранителя выбирается с учетом отстройки от токов намагничивания и принимается в 2-3 раза больше значений максимального рабочего тока трансформатора. В качестве силовых трансформаторов 10(6)/0,4кВ в комплектных трансформаторных подстанция наибольшее распространение получили масляные герметичные трансформаторы марки ТМГ. Трансформаторы ТМГ изготавливаются в герметичном исполнении с полным заполнением маслом, без расширителя и без воздушной или газовой подушки. В таком случае контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает увлажнение, окисление и шламообразование масла. Мощность трансформатора в подстанции принимается исходя из максимальной расчетной мощности всех потребителей с учетом коэффициентов использования нагрузки и исходя из требований технического задания. 16 Рисунок 4. Внешний вид комплектной трансформаторной подстанции блочно-модульного типа (БКТП) 17 Рисунок 5. План размещения оборудования БКТП. Выбор оборудования комплектной трансформаторной подстанции 18 На вводе в РУ-0,4кВ могут устанавливаться: рубильник Q (например марки ВР32) и автоматический выключатель QF (марки ВА88, ВА57 и т.п.), рубильник-предохранитель (марки РПС), либо только автоматический выключатель. Ток уставки срабатывания автоматического выключателя (либо плавкой вставки рубильника-предохранителя) выбирается исходя из максимального тока на стороне НН трансформатора. Номинальный ток рубильника принимается не менее тока уставки вводного автоматического выключателя. Для учета электроэнергии на вводе РУ-0,4кВ устанавливается счетчик электроэнергии трансформаторного включения. Для трансформаторов малой мощности могут применяться счетчики прямого включения. Марка счетчика выбирается исходя уровня напряжения, величины максимального протекаемого тока, а также исходя из требований технического задания к передачи данных, хранению показаний и т.д. Первичный ток трансформаторов тока на вводе РУ-0,4кВ выбирается по току срабатывания аппарата защиты с учетом перегрузочной способности трансформаторов тока (для 630А – 600/5, 400А – 400/5, 315А -300/5, 250А250/5, 160А -150/5, 100А – 100/5, 80А – 75/5). На шинах 0,4кВ для защиты от грозовых перенапряжений устанавливаются ОПН-0,4кВ. На отходящих линиях РУ-0,4кВ устанавливаются автоматические выключатели (марки ВА88, ВА57 и т.п.), рубильник-предохранитель (марки РПС). Выбор коммутационного аппарата производится: - ток срабатывания должен превышать расчетный ток отходящей линии; - ток срабатывания коммутационного аппарата должен быть меньше величины длительно допустимого тока провода(кабеля) отходящей линии; - максимальное сечение подключаемых проводников к коммутационному аппарату, указанных в технических характеристиках коммутационного аппарата, должно быть не менее сечений фаз отходящей линии. - коммутационный аппарат должен отключать отходящую линию 0,4кВ при однофазном коротком замыкании за время, не превышающее 5 секунд. По требования заказчика на отходящих линиях также может организовываться учет электроэнергии. В случае необходимости организации наружного освещения выполняется отдельный фидер уличного освещения, который оснащается устройством автоматического (например, фотореле) и ручного включения. Для фидера уличного освещения выполняется отдельный учет электроэнергии. Для заказа трансформаторной подстанции на заводе-изготовителе необходимо заполнить опросный лист. В опросном листе указывается: тип ТП, исполнение, необходимое оборудование и его характеристики и прочие данные необходимые для изготовления ТП. Пример опросного листа приведен ниже. Трансформаторные подстанции размещаются в местах, наиболее приближенных к питаемой нагрузке, с соблюдением минимально допустимых нормативных расстояний и предусмотренных генеральным планом мест. Расстояние от ближайшей части трансформаторной подстанции (заземляющего устройства) до инженерных коммуникаций принимается не менее, чем для опор воздушных линий электропередач соответствующих высшему классу напряжения трансформаторной подстанции. Также должны выполняться следующие требования по минимальным расстояниям от фундамента до инженерных сетей в соответствии с требованиями СП 42.13330.2011 «Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений» для исключения подмывания фундамента в случаи аварии на трубопроводах: -до водопровода и напорной канализации не менее 5м; -до самотечной канализации не менее 3м; -теплопровод в канале не менее 2м от наружной стенки канала; -теплопровод при бесканальной прокладки не менее 5м. По условию пожарной безопасности закрытые трансформаторные подстанции должны быть расположены на расстоянии: - не менее 3 м от зданий I, II, III степеней огнестойкости; - 5 м от зданий IV и V степеней огнестойкости. Расстояние от жилых зданий до трансформаторных подстанций следует принимать не менее 10 м при условии обеспечения допустимых нормальных уровней звукового давления (шума). Противопожарные расстояния от открытых трансформаторных подстанций с массой масла в единице оборудования 60 кг и более до производственных зданий с категорией помещения В1-В2, Г и Д, а также до жилых и общественных зданий должны быть не менее: 16 м - при степени огнестойкости этих зданий I и II; 20 м - при степени III; 24 м - при степени IV и V. 19 При установке у стен производственных зданий с категорией помещения Г и Д маслонаполненных трансформаторов с массой масла 60 кг и более, электрически связанных с оборудованием, установленным в этих зданиях, разрешаются расстояния менее указанных. 20 Однолинейная схема КТП-10/0,4кВ 21 Пример заполнения опросного листа на комплектную трансформаторную подстанцию напряжением 10/0,4кВ киоскового типа 22 Выбор схемы и группы соединения обмоток силовых трансформаторов Схема соединения – это сочетание схем соединения обмоток высшего и низшего напряжения для двухобмоточного трансформатора или обмоток высшего, среднего и низшего для трехобмоточного трансформатора. Обмотки силовых трансформаторов 10(6)/0,4кВ изготавливаются со следующими схемами соединения: «звезда/звезда» – Y/Yн; «треугольник–звезда» – Д/Yн; «звезда–зигзаг» – Y/Zн. Принципиальное отличие технических характеристик трансформаторов с различными схемами соединений обмоток заключается в разной реакции на несимметричные токи, содержащие составляющую нулевой последовательности. Это прежде всего однофазные сквозные короткие замыкания, а также рабочие режимы с неравномерной загрузкой фаз. Силовые трансформаторы 6(10)/0,4кВ имеют трехстержневой стальной сердечник, на каждом стержне которого располагаются первичная и вторичная обмотки соответствующей фазы – А, В и С. Магнитные потоки трех фаз в симметричных режимах работы циркулируют в стальном сердечнике трансформатора и за его пределы не выходят. При нарушении симметрии с преобладанием нагрузки одной из фаз на стороне 0,4кВ возникает несимметричный режим работы трехфазной сети, который можно представить в виде геометрической суммы трех симметричных составляющих тока и напряжения: это составляющие прямой, обратной и нулевой последовательностей. Рассмотрим картину векторов токов и магнитных потоков в трансформаторе со схемой соединения обмоток Д/Yн (рис. 6). Рисунок 6. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Д/Yн В таких трансформаторах токи прямой, обратной и нулевой последовательностей протекают как в первичной, так и во вторичной обмотках. При этом токи нулевой последовательности в первичной обмотке замыкаются внутри нее и в сеть не выходят. Создаваемые токами нулевой последовательности первичных и вторичных обмоток намагничивающие силы (ампер-витки) направлены встречно и почти полностью компенсируют друг друга, что обуславливает небольшую величину реактивных сопротивлений трансформатора. При этом сопротивления прямой и нулевой последовательностей приблизительно равны: R1 =R0; Х1 =Х0. В трансформаторах со схемой соединения обмоток Y/Zн в аналогичном режиме ОКЗ токи нулевой последовательности протекают лишь по вторичной обмотке трансформатора, однако магнитного потока нулевой последовательности они не создают, что объясняется особенностью схемы Zн – «зигзаг». Эта особенность состоит в том, что на каждом стержне трансформатора расположено по одной вторичной полуобмотке двух разных фаз (рис. 7). 23 Рисунок 7. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Y/Zн В режиме ОКЗ намагничивающие силы, создаваемые токами нулевой последовательности в этих полуобмотках, направлены встречно и друг друга взаимно компенсируют. При этом токи нулевой последовательности в первичной обмотке отсутствуют. В таких трансформаторах сопротивления нулевой последовательности оказываются меньше сопротивлений прямой последовательности: R0 < R1; Х0 < Х1. Большая величина тока ОКЗ будет у трансформаторов со схемами Y/Zн по сравнению с трансформаторами со схемами Д/Yн. Рассмотрим трансформаторы со схемой соединения обмоток Y/Yн. Как известно, в обмотках, соединенных в звезду без выведенной нулевой точки, токи нулевой последовательности протекать не могут. Поэтому в режиме ОКЗ токи этой последовательности протекают только во вторичной обмотке трансформатора. Совпадающие по фазе магнитные потоки нулевой последовательности, создаваемые токами вторичной обмотки, выходят за пределы магнитного сердечника и замыкаются через металлический кожух трансформатора (рис. 8). Это определяет значительно большую величину сопротивлений нулевой последовательности таких трансформаторов: R0 >> R1; X0 >> X1. Рисунок 8. Направления токов и магнитных потоков нулевой последовательности в трансформаторе со схемой соединения обмоток Y/Yн Для трансформаторов малой мощности (до 400кВА), защищаемых предохранителями со стороны ВН, безусловное преимущество имеет схема соединения обмоток Y/Zн. Несколько меньший эффект дает схема Д/Yн. Схему Y/Yн для таких трансформаторов применять не следует. 24 Схема соединения обмоток трансформаторов Y/Yн может применяться в сравнительно редких случаях для более мощных трансформаторов при необходимости ограничения тока однофазного КЗ с целью повышения устойчивости коммутационной аппаратуры. Несмотря на различное соединение обмоток, схемы могут давать одинаковый сдвиг между одноименными векторами напряжения. Несколько схем, дающих одинаковый по величине угол сдвига фаз, образуют группу соединения. Основных групп может быть 12. Для удобства представляют циферблат стрелочных часов. Каждой группе соответствует угол кратный 30 градусам от 0 до 360 градусов. Они отмечаются на циферблате часов, через один час, каждому часу соответствует сдвиг в 30 градусов. 360 градусов – 12 часов. Групп 12 и имеется следующая закономерность – четные группы (2,4,6,8,10,12) образуются, если с высокой и низкой стороны одинаковое соединение (треугольник-треугольник, звезда-звезда). Нечетные группы (1,3,5,7,9,11) образуются, если с высокой и низкой сторон различное соединение (треугольник-звезда). Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов Схема соединения обмоток Диаграмма Условное векторов напряжения обозначение холостого хода ВН НН ВН НН Заземляющее устройство трансформаторных подстанций Для ТП должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство (ЗУ), к которому должны быть присоединены: − нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ; − корпус трансформатора; 25 − металлические оболочки и броня кабелей напряжением 10 и 0,4 кВ; − открытые проводящие части электроустановок; − сторонние проводящие части. Вокруг площади, занимаемой отдельно стоящей подстанцией (РП, ТП), на глубине 0,3–0,5 м и на расстоянии 0,8–1 м от края фундамента здания подстанции необходимо прокладывать замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству. Вокруг площади, занимаемой отдельно стоящей подстанцией с открытым РУ напряжением выше 1 кВ, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству. При выполнении ЗУ РП и ТП в первую очередь следует использовать ЗУ концевых опор отходящих ВЛ. ЗУ РП и ТП с присоединенными ЗУ концевых опор ВЛ 10 и 0,4 кВ составляют совмещенный заземлитель. ЗУ опор и вертикальные заземлители ЗУ подстанции соединяются посредством прокладки на глубине не менее 0,5 м горизонтальных заземлителей, которые располагаются в виде замкнутого контура на расстоянии 0,8–1 м вокруг площади, занимаемой оборудованием. При установке КТП на опорном кронштейне концевой опоры ВЛ 10кВ соединение нейтрали трансформатора с ЗУ осуществляется отдельным проводником. Заземляющий контакт КТП и трансформатора, привод разъединителя соединяются с консолью отдельными проводниками. Консоль соединяется с ЗУ отдельным проводником. Для защиты оборудования от перенапряжений в ТП (РП) с воздушными вводами со стороны 10 кВ и 0,4 кВ устанавливаются устройства ограничения перенапряжений, которые рекомендуется устанавливать на концевых опорах. Заземляющие зажимы устройств ограничения перенапряжений должны быть непосредственно присоединены к ЗУ по кратчайшему пути. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генератора или трансформатора или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей, а также заземлителей повторных заземлений PEN- или PE-проводника ВЛ напряжением до 1 кВ. При удельном сопротивлении земли ρ > 100 Ом·м допускается увеличивать указанные нормы в 0,01·ρ раз, но не более десятикратного. Здания закрытых РУ и ПС(ТП) следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20. Защиту зданий закрытых РУ и ПС(ТП), имеющих металлические покрытия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий. При наличии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи отдельных ее элементов защита выполняется заземлением ее арматуры. Защиту зданий закрытых РУ и ПС(ТП), крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами, либо укладкой молниеприемной сетки непосредственно на крыше зданий. При установке стержневых молниеотводов на защищаемом здании от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания. Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром 6-8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих утеплителя или гидроизоляции. Сетка должна иметь ячейки площадью не более 150 м2 (например, ячейка 12х12 м). Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется для ТП до 35кВ с трансформаторами единичной мощностью 1,6 МВ·А и менее независимо от количества таких трансформаторов и от числа грозовых часов в году.