Проектирование подстанции 110/10 кВ мощностью 50 МВА для района Подмосковья

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕЦЕНЗИЯ

На дипломный проект студента Пензенского государственного университета

Тема дипломного проекта: Проектирование подстанции 110/10кВ мощностью 50 МВА для района Подмосковья.

Представленный на рецензию дипломный проект, посвященный вопросам проектирования подстанции 110/10кВ, выполнен в соответствии с заданием.

В дипломном проекте выполнены, анализ электрических нагрузок, расчет токов короткого замыкания, выбор силового оборудования и другие необходимые инженерные расчеты.

При оформлении пояснительной записки, автор проекта руководствовался требованиям ГОСТов и других нормативных документов. Графическая часть выполнены в соответствии с требованиями ГОСТов и ЕСКД.

При выполнении дипломного проекта показал знания основных дисциплин изучаемых в процессе обучения в ВУЗе.

В качестве замечаний следует отметить:

Короткое описание схемы подстанции;

При расчете токов короткого замыкания используется упрощенная схема замещения.

Несмотря на отмеченные недостатки дипломный проект заслуживает оценку «хорошо», а присвоения квалификации инженера по специальности 140205 «Электроэнергетические системы и сети»



РЕФЕРАТ

Пояснительная записка: записка 109 страниц, 6 рисунков, 23 таблицы, 21 источник.

Графическая часть 8 листов формата А1.

Схема электрическая принципиальная главных соединений, расчет токов КЗ, схема организации релейной защиты и автоматики ПС, выключатель вэб-110-40/2500, конструкция крун. к-59, ору 110 кв. разрез и план ячейки трансформатора т-1, расчет экономической эффективности проекта, молниезащита и заземление ПС

Объектом разработки является подстанция 110/10кВ.

Цель работы - анализ потребителей, составление электрической принципиальной схемы, выбор высоковольтного оборудования ОРУ 110кВ и ЗРУ 10кВ, проектирование электроснабжения собственных нужд и организация электробезопасности на подстанции, составление схемы релейной защиты.

В процессе работы на основании исходных данных была выбрана электрическая принципиальная схема, был произведен расчет токов короткого замыкания, для последующего выбора высоковольтного оборудования.

В результате работы произведен выбор силового электрооборудования для проведения строительства ОРУ и ЗРУ, разработана система заземления и молниезащиты, также была проанализированы экономическая эффективность проекта.



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Анализ нагрузок и определение номинального напряжения линии электропередач высокого напряжения

2. Выбор силовых трансформаторов

3. Выбор схемы электрических соединений ПС

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Основные сведения

4.2 Расчет токов трехфазного КЗ

5. Выбор высоковольтного оборудования

5.1 Выбор выключателей 110 кВ

5.2 Выбор разъединителей 110 кВ

5.3 Выбор ячеек и выключателей КРУ-10 кВ

5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

5.5 Выбор ограничителей перенапряжения

5.6 Выбор заземлителей нейтралей силовых трансформаторов

5.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

5.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

5.9 Выбор оборудования высокочастотной связи

5.10 Выбор токопровода

5.11 Выбор изоляторов

5.12 Выбор аккумуляторной батареи

5.13 Релейная защита и автоматика

6. Технико-экономическое обоснование

6.1 Затраты на строительство, монтаж и эксплуатацию

6.2 Тарифы на электроэнергию и издержки

6.3 Оценка экономической эффективности

7. Экологичность и безопасность проекта. Безопасность труда при эксплуатации ПС 110/10 кВ

7.1 Основные сведения

7.2 Расчет защитного заземления подстанции 110/10 кВ

7.3 Молнтезащита

Заключение

Список использованных источников

Приложения



ВВЕДЕНИЕ

Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов. Решение этих задач требует использования большого объёма информации, размещённой в различных литературных источниках, нормативных документах, ведомственных инструкциях, а так же накопленного десятилетиями отечественного и зарубежного опыта.

За прошедшие 20 лет в стране произошли существенные социально-экономические изменения, а переход к рыночной экономике коренным образом отразился на электроэнергетике. Значительная часть собственности в отрасли акционирована и приватизирована с сохранением контрольного пакета акций у государства. Создан рынок электроэнергии.

В этих условиях в наиболее полной мере из многочисленных публикаций по электроснабжению отвечает справочник по проектированию электрических сетей под редакцией Д.Л. Файбисовича 2006г [21]. Ценным в этом издании является то, что в нём приведена необходимая информация по развитию современных электрических сетей, принципиальным методам проектирования, стоимостным показателям элементов электрических сетей, а так же последние данные по отечественному оборудованию и материалам, применяемым в электроэнергетических системах (ЭЭС). В [21] учтены изменения в организации проектирования, новые нормативные документы, последние научные и инженерные разработки, а так же переход на новые сметные нормы и цены по ряду важнейших вопросов проектирования ЭЭС.

Цель данного диплома - применение на практике навыков, полученных в процессе обучения. Для этой цели было получено задание на проектирование новой подстанции на основе прогрессивных технических решений, руководствуясь определенной нагрузкой потребителя.

При проектировании ПС руководствовался действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35-750 кВ (далее - НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепция технической политики ОАО «МРСК Волги» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Волги» (от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».

При проектировании подстанции (далее - ПС) должно быть обеспечено:

а) надежное и качественное электроснабжение потребителей;

б) внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню;

в) высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ;

г) экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат;

д) соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды;

е) ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций;

ж) передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проект ПС выполняется на расчетный период (пять лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее пяти лет.

Основные требования к ПС нового поколения:

а) компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности;

б) надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современного технического уровня;

в) удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта;

г) безопасность эксплуатации и обслуживания;

д) создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением;

е) комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием;

ж) обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами;

и) экологическая безопасность.

Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС:

силовое высоковольтное оборудование;

устройства релейной защиты и автоматики (РЗиА);

устройства противоаварийной автоматики (ПА);

устройства автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП);

устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ);

устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ);

устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ).

Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.

Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет.

1. Анализ нагрузок и определение номинального напряжения линии электропередач высокого напряжения

Для определения параметров новой ПС необходимо провести анализ нагрузок определенных в задании на проектирование. Предполагается, что потребители будут получать необходимую электроэнергию по линиям 10 кВ. Необходимые данные по потребителям представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика потребителей

№ Потребителя	S, МВА	cosц	Категория
1	5	0,78	3
2	4	0,8	2
3	3	0,95	1
4	4	0,9	2
5	5	0,65	3
6	3	0,83	1
7	5	0,92	2
8	3	0,69	3
9	5	0,7	3
10	4	0,85	3
11	5	0,87	2
12	4	0,86	1

Произведем расчет суммарной нагрузки проектируемой подстанции

Полная мощность определяется выражением:

где S - полная мощность, задана в исходных данных (таблица 1.1);

P - активная мощность, МВт;

Q - реактивная мощность, МВар.

Определим активную мощность нагрузок по формуле:

где - коэффициент мощности, задан в исходных данных (таблица 1.1). В итоге имеем:

Определим реактивную мощность нагрузок по формуле:

где - коэффициент реактивной мощности, определяется:

;

;

= 0,6;

0,3;

= 0,44;

0,76;

= 0,56;

0,39;

= 0,72;

0,71;

= 0,53;

0,5;

= 0,51;

Результаты расчетов сведем в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Значения мощностей

№ потребителя	S			P, МВт	Q, МВар
1	2	3	4	5	6
1	5	0,78	0,63	3,9	3,15
2	4	0,8	0,6	2,4	2,4
1	2	3	4	5	6
3	3	0,95	0,3	2,85	0,9
4	4	0,9	0,44	3,6	1,76
5	5	0,65	0,76	3,25	3,8
6	3	0,83	0,56	2,49	1,68
7	5	0,92	0,39	4,6	1,95
8	3	0,69	0,72	2,07	2,16
9	5	0,7	0,71	3,5	3,55
10	4	0,85	0,53	3,4	2,12
11	5	0,87	0,5	4,35	2,5
12	4	0,86	0,51	3,44	2,04

Теперь рассчитаем суммарную мощность потребителей по формулам:

МВА;

По формуле Стилла (1.1) определим необходимое напряжение для передачи обозначенной мощности S на расстояние 70 км, данное в задание на проектирование.

(1.1)

Принимаем ближайшее высшее номинальное значение напряжения равное 110 кВ.

Номинальная мощность трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции определяется по формулам:

Где n - число трансформаторов на подстанции (n=2);

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки.

Устанавливаем двухобмоточные трансформаторы мощностью со значением высокого напряжения (ВН) 110кВ и низкого (НН) 10кВ.

Определяем коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме по формулам:

где n - число силовых трансформаторов.

Как так коэффициент допустимой перегрузки трансформатора равен 0,7, следует, что в нормальном режиме трансформаторы перегрузок не испытывают.

Определим коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме, т. е. когда один трансформатор отключен, по формулам:

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме не превышает установленной нормы 1,4. Следовательно, трансформаторы мощностью 40 МВА каждый удовлетворяют требуемым условиям.



2. Выбор силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы на понизительных трансформаторных подстанциях выбираются исходя из следующих основных критериев:

Выбор конструктивного исполнения трансформаторов.

По конструктивному исполнению трансформаторы делят на масляные, заполненные синтетическими жидкостями и сухие. Первые из них обладают хорошим отводом тепла от обмоток и сердечника, хорошей диэлектрической пропиткой изоляции, надежной защитой активных частей от воздействия окружающей среды, дешевизной. Их недостаток - возможность возникновения пожара, взрыва или выброса продуктов разложения масла при случайном повреждении изоляции, приводящая к дуговому короткому замыканию (КЗ) внутри бака трансформатора, особенно при отказе или неправильном срабатывании защиты. Поэтому такие трансформаторы используют для наружной установки или для установки в специальных трансформаторных помещениях подстанций.

Выбор по способу регулирования вторичного напряжения трансформаторов делятся на:

1) регулируемые при помощи переключения отводов первичной обмотки при отключении трансформатора; такие трансформаторы снабжены устройством ПБВ (переключения без возбуждения);

2) регулируемые под нагрузкой, т.е. при помощи переключения отводов первичной обмотки без отключения трансформатора; такие трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирования под нагрузкой);

В первом случае возможны нечастые сезонные изменения коэффициента трансформации в пределах от -5 до +5 процентов; обычно применяются пять ступеней переключения (-5; -2,5; 0; +2,5; +5 процентов).

Во втором случае число ступеней больше (например, 13 ступеней в пределах от -9 до +9 процентов или 17 ступеней в пределах от -12 до +12 процентов, или 19 ступеней в пределах от -16 до +16 процентов). Трансформатор с РПН снабжен внешним контактным устройством для автоматического переключения ступеней.

Выбор группы и схемы соединения обмоток трансформаторов.

Группу соединения обмоток трансформаторов выбирают так, чтобы трансформаторы в максимально возможной степени отвечали следующим условиям:

- препятствовали возникновению высших гармоник в электрических сетях;

- выравнивали нагрузку между фазами первичной обмотки при несимметричной нагрузке вторичной обмотки;

- ограничивали сопротивление нулевой последовательности цепи КЗ в случае питания четырехпроводных сетей.

Для выполнения первого и второго условий одну обмотку трансформаторов соединяют в звезду (Y), а другую - в треугольник (Д).

На понизительных подстанциях в звезду, как правило, соединена обмотка высшего напряжения (35-220 кВ), так как это может потребоваться системой заземления нейтрали в сетях этого напряжения; обмотку низшего напряжения соединяют в треугольник. Соединение первичной обмотки в звезду облегчает, кроме того, регулирование напряжений путем переключения отводов. По этим причинам на ГПП промышленных предприятий используют преимущественно трансформаторы с группой соединения обмоток звезда-треугольник (Y/Д) или звезда с выведенной нейтральной точкой - треугольник (Y₀/Д).

Для проектирования выбираем силовые трансформаторы типа ТДН-40000/110/10, с регулировкой напряжения под нагрузкой, схема соединения обмоток Y₀/Д, охлаждение дутьевое. Основные параметры трансформатора приведены в таблице 2.1.



Таблица 2.1

Параметры трансформатора

Тип трансформатора	ТДН-40000/110
МВА	40
кВ	115
кВ	11
кВт	22
кВт	170
%	10,5
, %	0,28
Количество трансформаторов	2

Теперь определим номинальные токи на стороне ВН и НН (формулы (2.1) - (2.2) в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, тогда установленная нагрузка полностью переходит на другой силовой трансформатор.

где - суммарная мощность потребителей, ВА;

- номинальное низкое напряжение, В;

- номинальное высокое напряжение, В.



3. Выбор схемы электрических соединений ПС

Главная схема электрических соединений подстанции -- это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.

Основные требования к главным схемам электроустановок при выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

1) значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы. Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут основную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время максимальных нагрузок. Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же. Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему;

2) положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения подстанции могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую - транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности. Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности. Схемы распредустройств 6--10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т.п.;

3) перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. Поскольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и линий вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном развитии ее. Поэтапное развитие схемы распределительного устройства подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы ее развития.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

1) надежность электроснабжения потребителей, т.е. обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией нормированного качества;

2) приспособленность к проведению ремонтных работ - определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей;

3) оперативная гибкость электрической схемы, определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений;

4) экономическая целесообразность.

В задании дипломного проекта принято, что питание осуществляется от крупной энергетической системы, мощность которой достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Т.к. в Т.З. заданы потребители 1 и 2 категории, то для более надежной схемы подстанции на нее должно приходить питание с двух питающих центров.

Питающими центрами, проектируемой подстанции, являются ПС 750/500/110/10 кВ «Белый Раст», входящее в Московское энергетическое кольцо, и ПС 110/35/10/6 «Луговая». Выбор этих подстанций обусловлен их географическим расположением и так же повышением надежности ПС «Луговая», прохождением на нее транзита мощности 110 кВ через новую подстанцию «Московские Водники». Следует, что ПС Московские Водники будет иметь напряжение 110/10 кВ. т.к. через шины высокого напряжения будет происходить переток мощности из одной части энергосистемы в другую.

Учитывая необходимость изменения транзита мощности, и в перспективе постройки новых питающих или отходящих воздушных линий, на ПС будут установлены две секции открытого исполнения 110 кВ с секционным выключателем между ними. Проектируемая подстанция предназначаться для питания крупного района, с потребителями 1-ой и 2-ой категории надежности электроснабжения, значит, на подстанции должно быть установлено два силовых трансформатора с регулировкой напряжения под нагрузкой и две секции 10 кВ с секционным выключателем между ними (КРУН с вакуумными выключателями). Для удобства оперативных переключений, вывода в ремонт и надежности оборудования подстанции, будут установлены элегазовые выключатели 110 кВ силовых трансформаторов и воздушных линий. Так же для удобного вывода в ремонт оборудования ставятся шинные разъеденители с заземляющими ножами в обе стороны каждого присоединения.

Исходя из данных требований для подобного типа ПС 35-750 кВ, с двумя питающими линиями СТО 56947007-29.240.30.010-2008 рекомендует применять схему «110-9» (Одна рабочая секционированная выключателем система шин). Схема приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема ОРУ «110-9»



4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Основные сведения

Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних предметов на провода линий электропередачи, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием.

При КЗ токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением, а напряжения снижаются, особенно вблизи места повреждения.

Протекание больших токов КЗ вызывает повышенный нагрев проводников, а это ведет к увеличению потерь электроэнергии, ускоряет старение и разрушение изоляции, может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электрических аппаратов.

К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относятся: выбор рациональной схемы сети, правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств и т.п.

Для осуществления указанных мероприятий необходимо определить токи КЗ и учитывать характер их изменения во времени.

При расчете токов КЗ принимаю допущения:

- Расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5% выше номинального значения.

- КЗ наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение.

- Сопротивление места КЗ считается равным нулю (металлическое КЗ).

- Не учитываю сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему. Источник питания принимают единым в качестве системы (ЕЭС) с бесконечно большой полной мощностью S_СИС = ?.

- Не учитываю ёмкости, а, следовательно, емкостные токи в воздушных и кабельных сетях.

- Не учитываю токи намагничивания трансформаторов.

- Напряжение системы (ЕЭС) остается неизменным.

- Полная симметрия трехфазной системы.

- Не учитываю увеличение суммарного тока КЗ со стороны электродвигателей более низких уровней напряжения, чем уровень напряжения точки КЗ.

Для расчета токов КЗ необходимо составить схему замещения рассматриваемой сети, то есть расчетную схему, в которой вводятся все элементы сети электроснабжения, и все электрические и магнитные связи представлены сопротивлениями. Генерирующие источники (в данном случае - система) вводятся в схему замещения соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток КЗ, индуктивными и, при необходимости (при большой протяженности ЛЭП), активными сопротивлениями.

4.2 Расчет токов трехфазного КЗ

Для расчетов токов короткого замыкания необходимо знать марку провода.

Провода буду применять сталеалюминевые марки АС в соответствии с [2]. При проектировании ВЛ до 500 кВ выбор сечения проводов проводиться по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности

Для нахождения табличного значения из [7] для неизолированных алюминиевых проводов, воспользуемся временем использования максимума нагрузки Значение , поэтому Тогда сечение проводов марки АС рассчитывается согласно формуле:

где, - рабочий ток в максимальном режиме эксплуатации при .

Таким образом, беру ближайшее стандартное сечение провода, АС-240 с .

Проверим данный провод по допустимому току:

;

.

Выбранный провод удовлетворяет условию проверки на нагрев.

Схема замещения подстанции

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему замещения. Схема замещения для расчета токов КЗ составляется по расчетной схеме сети. Для этого все без исключения элементы схемы заменяются соответствующими электрическими сопротивлениями. В расчет принимаем одну питающую ВЛ длиной 70 км (по заданию).

Рисунок 4.1- Расчетная схема подстанции



Исходные данные для расчета:

- Т1 и Т2 трансформаторы ТДН- 40000/110/10:

- S_ном = 40 МВА,

- U_{кз вн}= 10,5 %.

По справочным данным определяем параметры выбранного провода ВЛ 110 кВ Белый Раст-Московские Водники с проводом АС-240/39:

- удельное активное сопротивление ,

- удельное реактивное сопротивление ,

- длина воздушной линии L = 70 км.

Схема замещения распределительной сети для расчета токов КЗ представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2- Схема замещения для расчетов токов КЗ

Задаемся базисной мощностью S_б=1000 МВА. Мощность системы приравняем к бесконечности S_c=. Приведенное к базисной мощности сопротивление определим по формуле:

Сопротивление воздушных линий:

Приводим к базисной мощности активное и реактивное сопротивление линий:

где , - сопротивление трансформатора, приведенное к базисным условиям;

- базисная мощность, кВА;

- номинальное напряжение, кВ.

Сопротивление силовых трансформаторов:

где S_ном - номинальная мощность трансформатора;

ДР_к - потери трансформатора при коротком замыкании;

U_к - напряжение короткого замыкания, в % от номинального;

U_{в ном} = 115 кВ.

Приведём полученные сопротивления к базисным условиям:

где , - сопротивление трансформатора, приведенное к базисным условиям;

- базисная мощность, кВА;

- номинальное напряжение, кВ.

Упростим эквивалентную схему замещения (рисунок 4.2) для определения токов КЗ в точке К1 следующим образом (рисунок 4.3):

Рисунок 4.3 - Однолинейная эквивалентная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К1

Рассчитаем полное эквивалентное сопротивление схемы для определения токов КЗ в точке К1:

где - активное эквивалентное сопротивление;

- реактивное эквивалентное сопротивление.

Определим ток КЗ в точке К1 (шины 110 кВ):

где - заданная базисная мощность, кВА;

- полное эквивалентное сопротивление;

- номинальное напряжение для точки К1, кВ.

Определяем ударный ток КЗ в точке К1:

,

где, К_у - ударный коэффициент для времени t = 0.01 c, зависит от соотношения результирующих активного и индуктивного сопротивлений, рекомендуется принимать K_у = 1,75 для 110 и 220 кВ и K_у = 1,67 для 10 кВ.

Упростим эквивалентную схему замещения (рисунок 4.2) для расчета токов КЗ в точке К2 следующим образом (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4 - Однолинейная эквивалентная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К2

Рассчитаем полное эквивалентное сопротивление схемы (рисунок 4.4) для определения токов КЗ в точке К2:

Определим ток КЗ в точке К2 (шины 10 кВ):

Определяем ударный ток КЗ в точке К2:

Таблица 4.1

Сводная таблица токов короткого замыкания

	, кВ
К-1	115	2,25	5,56
К-2	10,5	11,3	26,7

Расчетные токи короткого замыкания на шинах ВН и НН подстанции получились небольшие, следовательно, дополнительных устройств для снижения этих токов не требуется. Выпускаемые в настоящее время выключатели способны отключить такой ток без дополнительных мер по снижению токов К.З.



5. Выбор высоковольтного оборудования

5.1 Выбор выключателей 110 кВ

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания.

Выбор выключателей производится:

1) по напряжению:

2) по длительному току:

.

По отключающей способности:

3) в первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения:

,

где - ток КЗ;

- номинальный ток отключения, кА.

4) на электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по ударному току короткого замыкания:

где - ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;

- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по справочнику).

5) на термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

,

где - тепловой импульс по расчёту;

- предельный ток термической устойчивости по каталогу;

- длительность протекания тока термической устойчивости, с.

.

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.

К установке в цепях присоединениях ОРУ-110 кВ принимаем элегазовые выключатели типа ВЭБ-110-40/2500 УХЛ1 с керамической изоляцией вводов. Параметры выключателя приведены в таблице 5.1.



Таблица 5.1

Параметры выключателя ВЭБ-110кВ

Наименование	Размерность	Значение
1	2	3
Номинальное напряжение Uном	кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение Umax	кВ	126
Номинальный ток Iном	А	2500
Номинальный ток отключения Iно	кА	40
Наибольший пик предельного сквозного тока	кА	102
Действующее значение сквозного тока	кА	40
Наибольший пик номинального тока включения iнв	кА	102
Действующее значение номинального тока включения Iнв	кА	40
Ток термической стойкости	кА	50
Время термической стойкости	с	3
Время отключения	с	0,055
Собственное время отключения tсв	с	0,035

Выполняем проверку выключателя.

1) По напряжению:

2) По номинальному току:

.

3) По току отключения:

.

4) По величине ударного тока к.з. в сети:

.

5) На термическую стойкость:

;

;

;

;

;

;

13,8 7500 .

Таким образом, все условия проверки выполнены.

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 5.2.

Таблица 5.2

Параметры выключателя и расчётные величины

Параметры выключателя	Соотношение	Расчётные величины для выбора выключателя
	=
	>
	>
	>
= 7500	>	13,8

5.2 Выбор разъединителей 110кВ

Разъединитель представляет собой коммутационный аппарат, используемый для включения и отключения электрических цепей в таких условиях, при которых на его контактах не возникает длинной открытой электрической дуги. В отключенном положении разъединителя на его контактах создается видимый разрыв. Кроме того, разъединители наружной установки рассчитываются на возможность разрыва посредством их ножей зарядных токов воздушных и кабельных линий, а также токов холостого хода силовых трансформаторов и токов небольших нагрузок. Поэтому их контакты часто снабжаются дугогасительными рогами.

Так как разъединитель стоит в одной цепи с выключателем, то расчётные величины для него те же, что и для выключателя.

К установке принимается разъединитель наружной установки типа РГП-110/2000 УХЛ1 с двигательным приводом для главных ножей ПДС и ручным приводом для заземляющих ножей ПР-П. Его номинальные параметры, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3

Параметры разъединителя и расчётные величины

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчётные величины для выбора разъединителя
Uном = 110 кВ	=	Uном.уст = 110 кВ
= 2000 А	>
= 7500	>	13,8
	>

Соотношения табличных и расчётных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

5.3 Выбор ячеек и выключателей РУ-10 кВ

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями, благодаря своим достоинствам:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;

резкое снижение эксплутационных затрат;

полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

широкий диапазон температур, в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;

повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам

вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);

бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла, газов при отключении КЗ;

отсутствие загрязнений окружающей среды;

высокая надёжность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

В качестве распределительного устройства 10 кВ целесообразно применить закрытое КРУ заводского изготовления, состоящего из отдельных ячеек различного назначения.

Для комплектования КРУН-10 кВ выберем малогабаритные ячейки К-59, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ-10.

В составе КРУ сери К-59 входят вакуумные выключатели типа ВБЭ-10 с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножи, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы.

Для установки вводных выключателей 10 кВ выбираем выключатели серии ВБЭ-10-31,5/2000 УХЛ2, ориентируясь на установку на стороне 10 кВ комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН) серии К - 59.

Секционные выключатели принимаем такими же, как и вводные на соответствующем напряжении.

Произведем выбор и проверку для вводных выключателей на стороне 10 кВ. Считаем, что один трансформатор выведен в ремонт и вся нагрузка подключена ко второму.

Таблица 5.4

Параметры выключателя ВБЭ-10-31,5/2500 УХЛ2

Наименование	Размерность	Значение
Номинальное напряжение Uном	кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение Umax	кВ	12
Номинальный ток Iном	А	2500
Номинальный ток отключения Iно	кА	31,5
Наибольший пик предельного сквозного тока	кА	52
Действующее значение сквозного тока	кА	20
Действующее значение номинального тока включения Iнв	кА	40
Ток термической стойкости	кА	31,5
Время термической стойкости	с	3
Время отключения	с	0,045
Собственное время отключения tсв	с	0,035

Наибольший рабочий ток:

= 2107,3 А.

1) По напряжению:

.

2) По номинальному току:

.

3) По току отключения:

.

4) По величине ударного тока к.з. в сети:

.

5) На термическую стойкость:

;

;

;

;

;

;

21,07 2976 .

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 5.5.

Таблица 5.5

Параметры выключателя и расчётные величины

Параметры выключателя	Соотношение	Расчётные величины для выбора выключателя
	=
	>
	>
	>
= 2976	>

Все условия проверки выполняются, поэтому выбранные выключатели могут быть установлены в КРУН - 10 кВ проектируемой подстанции.

Выключатели для отходящих линий 10 кВ выбираем ВБЭ-10-20/1000 УХЛ2.

5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений и освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки, относятся к неответственным.

В таблице 5.6 отображены потребители собственных нужд (СН) ПС и их суммарная нагрузка с учетом коэффициента спроса. Расшифровка обозначений таблицы:

- P - номинальная активная мощность единичного потребителя СН (кВт).

- N - количество единичных потребителей СН (шт.);

- P_N - суммарная активная мощность потребителя СН (кВт);

- К_СПР - коэффициент спроса на потребителя СН (о.е);

- cosц - коэффициент мощности потребителя СН (о.е);

- S_РАСЧ - расчетная нагрузка потребителя СН (кВа);

- S_РАСЧ.У - суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН (кВа).

Таблица 5.6

Характеристика потребителей собственных нужд

Потребители собственных нужд	Р, кВт	N, шт.	РN, кВт	КСПР	cosц	SРАСЧ, кВа
Освещение ОРУ-0кВ	5	-	5	0,5	1	2,5
Отопление, освещение, вентиляция КРУН-10 кВ	7	-	7	0,7	1	4,9
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ	100	-	100	0.7	1	70
Отопление и освещение склада	5,5	-	5,5	0,2	1	1,1
Двигатели системы охлаждения силового трансформатора и РПН	5	2	10	0,85	0,85	8,5
Отопление шкафов КРУ	1	39	39	1	1	39
Электроподогрев элегазовых выключателей и его приводов	5	3	15	1	1	15
Электроподогрев привода разъединителя 110 кВ	0,6	8	4,8	1	1	4,8
Электропитание телемеханики и аппаратуры связи	2	-	2	1	1	2
Электроподогрев шкафа РЗ	1	12	12	1	1	12
Электропитание системы пожаротушения	15	-	15	1	1	15
Зарядно-подзорядное устройство	35	2	70	0,12	11	8,4

Итого:

В соответствии с [1], очевидно, что на ПС будет достаточна установка двух ТСН. Их эксплуатацию можно осуществить следующими способами:

1. Один из двух ТСН питает всю нагрузку СН, а второй находится в автоматическом резерве.

2. Два ТСН работают совместно с загрузкой 50-70% от номинальной мощности ТСН. При этом секции шин 0,4 кВ питают нагрузку раздельно.

К установке принимаю второй вариант эксплуатации ТСН.

На проектируемой ПС будет отсутствовать постоянный оперативный персонал, поэтому формула для выбора номинальной мощности ТСН такова:

где - номинальная мощность ТСН.

- суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН.

Таким образом, ближайшая стандартная мощность трансформатора равна 250 кВА. Выбираем ТСН типа ТМ 250 10/0,4.

Таблица 5.7

Паспортные данные трансформатора ТМ 250 10/0,4

Тип трансформатора					Масса, кг
ТМ 250 10/0,4	250	0,85	2,9	4	1150



5.5 Выбор ограничителей перенапряжения

До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно, так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.

В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка, имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до заданных значений.

Выбираем ограничители перенапряжения.

Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10/11-10(I)УХЛ1.

Для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.

5.6 Выбор заземлителей нейтралей силовых трансформаторов

В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН, который выбирается по тем же показателям, что и разъединитель.

К установке принимается ЗОН-110М-1-У1-1, тип привода ПРН-11У1.

Кроме заземлителя нейтрали ЗОН-110 в нейтрали трансформатора устанавливается ограничитель перенапряжения, предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Ограничители перенапряжения должны быть выбраны на то напряжение, на которое выполнена изоляция нейтрали трансформатора.

К установке принимается: ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.

5.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,5 - применяем для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 - для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 - для релейной защиты.

Контроль за режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в таблицу.

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока выбираются по максимальному рабочему току нагрузки:

,

где - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А.

Номинальное напряжение трансформатора тока должно соответствовать номинальному напряжению сети.

Трансформаторы тока 10 кВ.

Выберем трансформаторы тока для установки в цепи секционного, и вводных выключателей трансформатора на стороне 10 кВ. Для них = 2107,3 А. Выбираем трансформаторы тока ТОЛ - 10 - 2500/5 У3 у которых = 2500 А. Соответствующие расчётные величины для трансформаторов тока такие же, как и для выключателей.

Номинальные параметры трансформаторов тока, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.8

Параметры трансформаторов тока и расчетные величины

Параметры трансформатора тока	Соотношение	Расчетные величины для выбора трансформатора тока
	=
	>
	>
	>

Из сравнения видно, что условие проверки выполняются.

Трансформаторы тока 110 кВ.

Т.к. элегазовые выключатели ВЭБ-110 имеют встроенные трансформаторы тока типа ТВГ-110-5Р-600/5 и ТВГ-110-0,2-600/5, с классами точности 5Р и 0,2S. Соответствующие расчётные величины для них такие же, как и для выключателей.

Номинальные параметры трансформаторов тока, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице.

Соответствующие расчётные величины для них такие же, как и для выключателей.

Номинальные параметры трансформаторов тока, расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 5.10.

Таблица 5.10

Параметры трансформаторов тока и расчетные величины

Параметры трансформатора тока	Соотношение	Расчетные величины для выбора трансформатора тока
	=
	>
	>
	>
	>

Таким образом, выбранный трансформатор тока удовлетворяет условиям выбора и проверки.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора тока по классу точности для наиболее загруженного трансформатора тока: . Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор тока с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле:



,

где - номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

- мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех = 0,1 Ом);

- расчетная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной его длины, но и от схемы соединения трансформаторов;

- удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди = 0,0175 Оммм²/м).

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформаторов тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность. Перечень и параметры приборов в цепи трансформаторов тока приведено в таблице 5.11.

Таблица 5.11

Перечень и параметры приборов в цепи ТТ-ТВГ-110-0,2-600/5

	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы
			А	В	С
1	Амперметр, ВА	ЩП120	-	3,0	-
2	Ваттметр, ВА	ЦП8506-120	5,0	-	5,0
3	Варметр, ВА	ЦП8506-120	5,0	-	5,0
4	Счетчик активно/реактивной энергии, ВА	Меркурий 233 ART	2,0	2,0	2,0
	Sпр, ВА		12,0	5,0	12,0

На основе таблицы определим:

- сопротивление приборов:

- допустимое сечение кабеля:

Примем к установке кабель КВВГ с медными жилами сечением 4 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля:

Определим вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

5.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты - 0,5, 1,0 и 3,0.

Трансформаторы напряжения 10 кВ.

Номинальное напряжение трансформаторов напряжения должно соответствовать напряжению сборных шин, на которых они будут установлены. Класс точности трансформаторов напряжения для подключения КИП - 0,5.

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения каждой секции сборных шин представлена в таблице 5.12.

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения:

Так как на стороне 10 кВ будет установлено КРУН. То выбираем трансформаторы напряжения 3НОЛ.09 - 10 У2, для которого , в классе точности 0,5. Три трансформатора напряжения, соединенные в звезду, имеют мощность что больше чем таким образом, выбранные трансформаторы напряжения будут работать в требуемом классе точности 0,5.

Таблица 5.12

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ

Прибор	Тип	Потр. мощность			Кол-во приб.	Суммарная мощность S
Вольтметр	Э365	0,1	1	0	2	0,2
Ваттметр	Д365	1,5	1	0	2	3
Варметр	Д335/1	2,5	0,38	0,925	2	5
Счётчик активной энергии	САЗ-И680	2	0,38	0,925	10	20
Счётчик реактивной энергии	СР4И-673	2	0,38	0,925	1	20
РЗиА		5	1	0	0	5

Трансформаторы напряжения 110 кВ.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами.

Согласно РД 34.09.101-94 и ПУЭ 7 издание, определяем набор приборов для каждой группы присоединений и составим таблицу 5.13. Подсчёт мощности произведём отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтём, что cosц обмоток приборов, кроме счётчиков, равен единице. У счётчиков активно/реактивной энергии cosц=0,38, а sinц=0,925.

Полная суммарная потребляемая мощность:

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ - 110 II У1 с номинальной мощностью в классе 0,5 S_2н = 200 ВА, соединенные в группу.

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 5.13

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110 кВ

Прибор	Тип	Потр. мощность			Кол-во приб.	Суммарная мощность S
1	2	3	4	5	6	7
Вольтметр	Э365	0,1	1	0	3	0,3
Ваттметр	Д365	1,5	1	0	2	3
Варметр	Д335/1	2,5	0,38	0,925	2	5
Счётчик активной энергии	СА4У-И670(3)СР4	2,5	0,38	0,925	3	7,5
Счётчик реактивной энергии	У-И670(3)	2,5	0,38	0,925	3	7,5
РЗиА		5	1	0	1	5

5.9 Выбор оборудования высокочастотной связи

Для обеспечения надежной телефонной связи между отдельными электростанциями и подстанциями энергосистемы, для работы релейной защиты а также для управления работой подстанции на расстоянии применяется высокочастотная радиосвязь, направленная по проводам линий электропередачи 110кВ.

Для этой цели на ОРУ 110кВ устанавливается специальное оборудование, относящееся к высокочастотной связи, защите и телемеханике:

а) высокочастотные резонансные заградители,

б) конденсаторы связи с элементом для отбора силовой мощности

Выбор высокочастотного заградителя.

Заградители предназначены для ограничения зоны распространения токов высокой частоты, то есть для уменьшения утечки токов высокой частоты каналов связи по линии электропередачи в сторону противоположную направлению к корреспонденту. Заградитель представляет собой высокочастотный заградительный фильтр и состоит из силового реактора и элемента настройки. Реактор заградителя рассчитан на длительное прохождение по нему рабочего тока линии и кратковременное - токов короткого замыкания. Элемент настройки включается параллельно реактору и служит для того, чтобы повысить сопротивление заградителя на определенной частоте или полосе частот. Высокочастотные заградители подвешивают на одноцепных, двухцепных гирляндах на траверсах порталов либо устанавливают на колонке конденсатора связи или шинной опоре.