Эксплуатация комплектных трансформаторных подстанций


СОДЕРЖАНИЕ:

Схема и конструкция трансформаторной подстанции

Электрические сети сегодня, как паутина, опутывают все населенные пункты. По ним в дома и на предприятия поступает энергия, необходимая для работы различного оборудования, освещения, функционирования систем климат-контроля и другой техники. Однако, современные приборы весьма чувствительны к скачкам напряжения и если в вашей сети такие ситуации случаются часто, то приходится искать способы их устранения. Для этого используется специальное оборудование, которое входит в устройство подстанции трансформаторной. Применяется оно для городских районов, хозяйственных объектов и других потребителей.

Область их применения

В современном обществе ни одна отрасль промышленности и народного хозяйства не обходится без электричества. Оно необходимо для создания комфортных условий для жителей городов и сел, работы различного рода оборудования и техники. Но для того, чтобы обеспечить электроэнергией районы, удаленные от основных сетей, используют трансформаторные подстанции.

Область применения таких установок включает в себя самые различные объекты:

  • Сельскохозяйственные комплексы;
  • Предприятия;
  • Строительные площадки;
  • Железнодорожные;
  • Метрополитен;
  • Шахты;
  • Дачные поселки.

Виды подстанций и их особенности

Электрификация населенных пунктов и объектов, находящихся далеко от них является обязательным условием их функционирования. Но поскольку в электросетях очень часто случаются скачки напряжения, то подключенное к ним оборудование может выйти из строя. Избежать этого помогают трансформаторные подстанции – это здание или сооружение внутри которых размещается оборудование. Электроустановки, основным назначением которых является преобразование и распределение энергии между потребителями.

В состав таких подстанций включены следующие элементы:

  • Силовые трансформаторы;
  • Устройства управления и распределения напряжения;
  • Вспомогательные детали и конструкции.

Классификация электроустановок осуществляется с учетом производимой ими работы. Они делятся на два класса:

Первые служат для повышения входного напряжения. Трансформатор такой подстанции имеет первичную обмотку с меньшим количеством витков, чем у вторичной.

Понижающие подстанции используются в случае необходимости уменьшения входного напряжения. В них используются трансформаторы, у которых количество витков первичной обмотки больше, чем у вторичной.

Смотрим видео, устройство и описание характеристики комплексной подстанции:

Кроме функционального назначения подстанции отличаются и по способу изготовления. Они могут поставляться в виде отдельных блоков, которые затем собираются в единое целое на месте установки. Каждый элемент такой конструкции является полностью подготовленным к сборке. Исходя из этого параметра, трансформаторная подстанция может относиться к движимому или недвижимому имуществу.

Также производятся и комплексные установки. Этот тип оборудования представляет собой металлическую или бетонную конструкцию, внутри которой расположены рабочие узлы. Такие модели поставляются в собранном виде и находят самое широкое применение во всех сферах жизни и деятельности человека. Срок эксплуатации трансформаторной подстанции составляет около 25 лет.

Комплексные электроустановки могут отличаться по следующим критериям:

  1. Типу конструкции;
  2. Количеству трансформаторов;
  3. Способу ввода и вывода;
  4. Подсоединению к сети;
  5. Месту установки.

В зависимости от первого параметра подстанции бывают мачтовыми, которые устанавливаются на специальных опорах, а также подземными и выполненными в виде шкафов или киосков. В них может находиться один или два трансформатора.

Подключение трансформаторных подстанций осуществляется различными способами:

При этом ввод-вывод может быть воздушным или кабельным. В зависимости от места установки комплексные подстанции подразделяются на:

В первых применяются трансформаторы, имеющие масляное охлаждение.

Конструктивные особенности оборудования

Для того, чтобы правильно выбрать электроустановку необходимо четко представлять ее устройство и принцип работы. При транспортировке электроэнергии на большие расстояния происходит повышение-понижение напряжения, вызванное необходимостью снижения тепловых потерь в линии. Но для потребителя такие значения являются неприемлемыми, поэтому приходится использовать трансформаторные подстанции, которые повышают или понижают напряжение до потребляемого в 380 или 220 В.

В такие установки входят несколько объектов:

  • Силовые трансформаторы;
  • Распределительное устройство РУ;
  • Автоматическая защита и управление;
  • Вспомогательные конструкции.

Производится все оборудование на заводах и доставляется в место назначения в собранном или блочном виде.

В качестве защитных устройств в конструкцию подстанции включены разрядники. Они воздействуют на отключение оборудования и снижение нагрузки. Все элементы собраны в единую установку.

Схема трансформаторной установки

Решения по этому вопросу обычно принимаются с учетом системы электроснабжения объекта и перспектив его развития. Разрабатывая схему трансформаторной подстанции, производитель стремиться сделать ее максимально проще, чтобы количество коммутационных аппаратов было минимально возможным. Для этого применяются устройства автоматики.

Основными положениями для энергоустановок всех напряжений можно считать:

  • Использование шин одной системы;
  • Применение блочных схем;
  • Установка автоматических систем и телемеханики.

В подстанциях, где установлена пара трансформаторов, предусматривается раздельная их работа, что позволяет снизить токи КЗ. Кроме того, у них упрощенная коммутация и эффективная релейная защита на вводах.

Устройства с длительной параллельной работой используются редко. Но все же иногда такой подход является целесообразным. При таком решении понижающие трансформаторы работаю параллельно и при нарушении одной цепи выключатель автоматически отключается.

Но в большинстве случаев все же рекомендуется использовать раздельную работу. Разрабатывая такие схемы подстанций необходимо выбирать коммутационные аппараты с учетом назначения установки и ее мощности. Причем последний из перечисленных параметров должен соответствовать потребностям пользователей.

Выбор мощности

При проектировании электроустановки необходимо подобрать оборудование под расчетную нагрузку. При этом для выбора мощности прибора могут использоваться различные методики. А кроме того, следует опираться на нормативную документацию.

Обычно в подстанциях используются масляные трансформаторы и их количество зависит от категории объекта. Обычно для 1 и 2-ой используют двухтрансформаторные подстанции, а для 3-ей – установки с одним.

Мощность прибора обычно выбирается с учетом его перегрузочной способности в режиме аварии. Для этого сравнивается полная мощность подстанции с допустимой для различных видов потребителей нагрузкой. Расчеты выполняются по специальным формулам. В них используются значения дневной и вечерней нагрузок, а также коэффициент одновременности, зависящий от числа потребителей.

Например, для небольшого населенного пункта можно ограничиться подстанцией с трансформаторами мощностью до 63 кВА. Но только в случае, если в них преобладает коммунально-бытовая нагрузка. В противном случае потребуется более мощная электроустановка.

Особенности и сроки эксплуатации

Выбор любой системы электроснабжения должен выполняться в соответствии с планируемыми нагрузками. И в этом случае многие предпочитают перестраховаться, чем выбрать установку впритык.

В действительности возможны ситуации, в которых даже самая экономичная подстанция будет загружаться только частично. Это связано со спецификой изготовления оборудования. Так как трансформаторные электроустановки производятся с учетом неблагоприятных условий эксплуатации.

Например, большинство подстанций рассчитаны на работу при температуре от +40 до -40°C, но такие показатели являются довольно редкими для средней полосы. Да и аварии случаются в электросетях не столь часто. Поэтому срок службы даже самой маломощной трансформаторной подстанции составляет 25 лет, как заявляет производитель, даже если ей иногда придется работать в критических условиях.

Но чтобы оборудование использовалось эффективно его монтаж должны производитель специалисты. При этом на территории, где оно устанавливается должна быть безопасная окружающая среда с отсутствием тряски и вибраций.

Эксплуатация комплектных трансформаторных подстанций

Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств управления, защиты и измерения.

После изучения модуля №7 вы будете знать:

-схемы электрических соединений и конструкции подстанций;

-выбирать необходимый для данного объекта электроснабжения тип и конструкцию подстанции;

-размещать на территории подстанции необходимое оборудование.

В настоящее время основная часть сельскохозяйственных потребителей получает питание от объединенных энергосистем по сетям, которые предназначены также для питания промышленных предприятий, городов и электрифицированного транспорта. Непосредственными источниками питания сельских потребителей в этом случае являются подстанции, которые делятся на районные трансформаторные подстанции (РТП) и потребительские (ТП).

Назначение РТП – преобразовывать электроэнергию с напряжения 35-110 кВ на напряжение 10-35 кВ с целью более экономичного ее распределения в районе и передачи по воздушным линиям к потребительским ТП 6-35/0,4 кВ.

Назначение ТП – преобразовывать электроэнергию с напряжения 10-35 кВ на 0,4 кВ с целью распределения ее на территории населенного пункта или другого потребителя и передачи воздушными или кабельными линиями непосредственным потребителям: двигателям, нагревательным и осветительным приборам и т. п.

По способу присоединения к линиям все понижающие подстанции делятся на:

— тупиковые или ответвительные, присоединяемые к концу линии (рис. 7.1, а – тупиковые); или присоединяемые глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям (рис. 7.1, б – ответвительные);

— проходные, которые включаются в рассечку одной или двух линий (рис. 7.1, в);

— узловые или опорные, имеющие не менее двух питающих и несколько отходящих линий (рис. 7.1, г).

Если через шины проходных и узловых подстанций имеются перетоки энергии в оба направления, то такие подстанции называются транзитными .

Главной схемой электрических соединений подстанции называется совокупность основного оборудования: трансформаторов, сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры первичной цепи – со всеми выполненными между ними соединениями и линиями. Ее изображают на чертеже в однолинейном исполнении с элементами, находящимися, как правило, в отключенном состоянии. Все элементы изображают условными символами в соответствии с единой системой конструкторской документации ЕСКД и ГОСТом.

Любая понижающая подстанция (рис. 7.1) содержит следующие основные части: распределительное устройство высшего напряжения РУВН, один или два (иногда более двух) трансформатора, распределительное устройство низкого напряжения РУНН.

Кроме этих основных частей, на подстанции имеются: система собственных нужд, устройства управления, сигнализации и блокировки, заземляющее устройство, вспомогательное оборудование и сооружения.

Распределительным устройством (РУ) трансформаторной подстанции называется совокупность электроустановок, предназначенная для приема и распределения электрической энергии, состоящая из несущих конструкций, шин, аппаратов для коммутации, управления, измерений, защиты и автоматики, а также вспомогательных элементов.

РУ делятся на открытые (ОРУ), размещенные на открытом воздухе, и закрытые (ЗРУ), расположенные в зданиях.

Рис. 7.1. Типы понижающих подстанций

а – тупиковая; б – ответвительная; в – проходная; г – узловая или опорная

Закрытые РУ применяют, при напряжении до 20 кВ, а в случае загрязненной атмосферы, ограниченной площади или тяжелых климатических условий Крайнего Севера их применяют и при напряжении 35-110 кВ.

В настоящее время РУ чаще всего выполняются на основе унифицированных, поставляемых комплектно блоков. Такие РУ называются комплектными распределительными устройствами (КРУ).

КРУ – это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах и с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом. В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух, масло, твердая изоляция, инертные газы. КРУ с масляной и газовой изоляцией могут изготовляться на напряжения до 500 кВ. В КРУ могут применяться обычные аппараты или специально предназначенные для них, могут сочетаться и те и другие. Например, для КРУ 6-10 кВ применяются выключатели обычной конструкции, а вместо разъединителей – втычные конта кты.

Нашей промышленностью выпускаются КРУ 3-35 кВ с воздушной изоляцией и 110-220 кВ с элегазовой.

Шкафы КРУ перегородками делятся на отсеки: выключателя на выдвижной тележке; сборных шин; линейного ввода; релейного шкафа. Конструкция шкафов КРУ предусматривает возможность установки тележек с выключателем, трансформатором напряжения или с разъединяющими контактами с перемычкой в рабочем, контрольном положении и выкатывание из шкафа для ревизии и ремонта. Шкафы КРУ имеют блокировочные устройства, не позволяющие вкатывать или выкатывать тележку при включенном положении выключателя, а также включать заземляющий разъединитель при рабочем положении тележки и вкатывать тележку при включенном заземляющем разъединителе.

Изготовители КРУ в каталогах приводят сетку типовых схем шкафов, ориентируясь на которую при проектировании подбирают типы шкафов и комплектуют распределительное устройство конкретной электроустановки.

КРУ изготавливаются для установки внутри закрытого РУ. Для открытой установки вне помещения предназначены специальные КРУ наружной установки ( КРУН). Шкафы КРУН применяются на комплектных трансформаторных подстанциях ( КТП) и в открытых РУ.

КТП изготовляются на заводах и крупноблочными узлами доставляются на место монтажа. На подстанциях применяются КТП наружной установки с высшим напряжением 35 и 110 кВ.

Самарским заводом “Электрощит” (www.electroshield.ru) выпускаются комплектные трансформаторные подстанции из блоков заводского изготовления КТПБ(М) [35]. На рис. 7.2 представлена комплектная подстанция 35/10 кВ с двумя трансформаторами, выполненная по типовой схеме схема мостика с выключателями на стороне 35 кВ. На стороне 10 кВ применена схема с одной секционированной системой шин.

Главными достоинствами КТП и КРУ являются: сокращение объемов и сроков проектирования, строительно-монтажных работ, экономия трудовых затрат, увеличение надежности работы и безопасности обслуживания вследствие высокого качества монтажа и конструкции, удобство и быстрота расширения или реконструкции. В связи с применением в сельском хозяйстве КТП далее все вопросы будут рассматриваться применительно к этому типу подстанций.

Рис. 7.2. Комплектная трансформаторная подстанция 35/10 кВ с двумя трансформаторами:

1 – блок ввода линии и трансформатор напряжения; 2 – блок выключателя; 3 – блок силового трансформатора; 4 – установка осветительная; 5 – КРУН 10 кВ; 6 – шкаф высокочастотной связи; 7 – жесткая ошиновка ОРУ 35 кВ

Сельские трансформаторные подстанции, как правило, располагают в центре нагрузок, а с целью большей надежности электроснабжения потребителей их сооружают двухтрансформаторными (см. раздел 10) и с резервным питанием от соседней подстанции. В настоящее время часть РТП и подавляющее число ТП являются однотрансформаторными.

Тупиковые и ответвительные однотрансформаторные подстанции на стороне 35-110 кВ выполняются по схеме блока трансформатор-линия без коммутационной аппаратуры со стороны высокого напряжения или с одним разъединителем, если защита линии со стороны питающего конца имеет достаточную чувствительность к повреждениям в трансформаторе. При кабельном вводе в трансформатор разъединители не устанавливаются.

При недостаточной чувствительности защиты питающей линии к повреждениям в трансформаторе на тупиковых и ответвительных подстанциях на напряжении 35-110 кВ ранее широко применялись схемы с отделителями и короткозамыкателями с высокой стороны трансформатора, такие схемы имеются в эксплуатации, но к применению на вновь проектируемых подстанциях не рекомендуются [14]. Работа этой схемы рассмотрена в главе 6 (см. рис. 6.7). На вновь проектируемых подстанциях вместо отделителей и короткозамыкателей устанавливаются силовые выключатели.

При необходимости секционирования линий, при мощности трансформаторов до 63 MB·А включительно и напряжении 35-110 кВ применяются проходные подстанции, главные схемы которых выполнены по схеме мостика.

Схема такой подстанции приведена на рисунке 7.3. Ремонтная перемычка с разъединителями QS9, QS10 нормально отключена одним из этих разъединителей, например QS9.

Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. Если необходимо исключить параллельную работу линий W1, W2 с точки зрения ограничения токов КЗ, выключатель Q3 отключен. При аварии в трансформаторе Т1 отключаются выключатель со стороны 6 (10) кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q1 и Q3, и транзит восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS1 и QS2. Если в этом режиме произойдет авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания. Необходимо отключить QS6 и включить Q3 и Q2, тогда Т1 подключается к обеим линиям. Этот недостаток можно устранить, если мостик и ремонтную перемычку поменять местами. В этом случае при повреждении в трансформаторе отключается один выключатель на стороне ВН трансформатора, выключатель в мостике остается включенным, значит, транзит мощности по W1, W2 сохраняется.

Потребительские ТП 10/0,4 кВ по конструкции могут быть комплектные наружной установки и закрытого типа (кирпичные, блочные, панельные).

В системах электроснабжения сельского хозяйства применяются следующие типы комплектных ТП 10/0,4 кВ:

Осмотр без отключения (согласно приложению 1лист осмотра ТП, создать гиперссылку)

Текущий ремонт , основные работы:

Прокрутка переключателя ответвлений обмоток;

очистка от пыли и грязи изоляторов, бака и другого оборудования; проверка отсутствия на вводных изоляторах трещин и сколов, а также на корпусе и металлических деталях, виброопор, транспортных роликах; проверка вспомогательного оборудования: поплавковый указатель масла, спиртовой термометр; проверка уплотнений, течи масла, уровня масла в баке, покраска повреждённых мест лакокрасочного покрытия; проверка целостности и надёжности заземления трансформатора, плотности и надёжности болтовых соединений с заземляющими проводниками, проверка затяжки всех болтовых (резьбовых) соединений силовых кабелей (шин) с трансформатором; чистка контактных соединений.

п.2 Приложение 3 ПТЭП,

п.1.3. Приложение 3 ПТЭП

Руководство по эксплуатации трансформатора.

Примечание — полный перечень работ зависит от типа трансформатора

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

п.2 Приложение 3 ПТЭП

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

п.2 Приложение 3 ПТЭП

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

Тепловизионный (пирометрический) контроль контактных соединений трансформатора.

п.2.1.39. ПТЭП, п.2.21 приложение 3 ПТЭП, Инструкция завода-изготовителя

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

Визуальный осмотр видимой части заземляющего устройства (проверка целостности и надёжности заземляющих проводников, контура, сварных соединений, плотности и надёжности болтовых соединений с заземляющими проводниками, наличие и надёжность приварки наконечников на гибких заземляющих проводниках, соответствие окраски, наличие антикоррозийных покрытий при необходимости восстановление)

Осмотр без отключения (согласно приложению 1 лист осмотра ТП, создать гиперссылку) проверка состояния изоляции (запылённость, наличие трещин, разрядов и т.д. ), отсутствие повреждений и следов коррозии, вибрации и треска электрооборудования исправность и правильность показаний указателей положения выключателей и устройств релейной защиты и автоматики, возможность доступа к коммутационным аппаратам, функционирование электрооборудования согласно технических характеристик.

п. 2.2.39,2.2.40 ПТЭП

Проверка состояния помещения , исправность дверей и замков, отсутствие течи в кровле и между перекрытиями, исправность отопления и вентиляции, освещения и заземления, наличие и исправность средств пожаротушения, наличие испытанных средств защиты, укомплектованность медицинской аптечкой и т.д.

Уборка помещения (очистка от грязи и цементной пыли), в том числе трансформаторных камер

п. 2.2.10., 2.2.17. ПТЭП

1 раз/ 6 мес. (по местным условиям)

Очистка от пыли и грязи электрооборудования

1 раз/ 6 мес. (по местным условиям)

Визуальный осмотр видимой части заземляющего устройства (проверка целостности и надёжности заземляющих проводников, контура, сварных соединений, плотности и надёжности болтовых соединений с заземляющими проводниками, наличие и надёжность приварки наконечников на гибких заземляющих проводниках, соответствие окраски, наличие антикоррозийных покрытий при необходимости восстановление)

Проверка соединений заземлителей с заземляемыми элементами , в том числе с естественными заземлителями (выявление обрывово и других дефектов путём осмотра, простукивания и измерения переходного сопротивления)

п. 26.1. приложение 3 ПТЭП

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

Проверка состояния вводов и проходных изоляторов: измерение сопротивления изоляции, тепловизионный (пирометрический) контроль

п. 8.3 приложение 3 ПТЭП

п. 9.1 приложение 3 ПТЭП

п. 9.7 приложение 3 ПТЭП

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

Контроль контактных соединений: проверяется затяжка болтов контактных соединений, проверка сварных контактных соединений сборных и соеденительных шин (отсутствие трещин, прожогов, кратеров, в сварном соединении, отсутствие непроваров сварного шва), тепловизионный (пирометрический) контроль.

п. 8.4, 8.4 приложение 3 ПТЭП

п. 1.3, 1.4, 1.5 приложение 3 ПТЭП

1 раз/год (устанавливается системой ППР)

Перечень выполнения работ по ТО-1 (разовое) КТП-180 кВА

Рис. 7.3. Схема мостика

1 – мачтовые трансформаторные подстанции ( МТП) одностолбовые мощностью 4 и 10 кВ·А (однофазные), 25-160 кВ·А (трехфазные);

2 – МТП двухстолбовые мощностью 25-250 кВ·А;

3 – КТП шкафного типа мощностью 25-250 кВ·А;

4 – КТП киоскового типа с трансформаторами мощностью 100-630 кВ·А;

5 – закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) с трансформаторами мощностью 160-630 кВ·А.

Первые четыре типа ТП выполняются тупиковыми однотрансформаторными практически с единой схемой электрических соединений. Силовой трансформатор типа ТМ присоединяется к ВЛ 10 кВ через разъединитель типа РЛНД-1-10 и предохранитель типа ПКТ, а к шинам 0,4 кВ через рубильник. На отходящих линиях устанавливаются автоматические воздушные выключатели и защитные приставки, обеспечивающие максимальную токовую защиту и защиту от однофазных КЗ, или плавкие предохранители.

Для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений устанавливаются вентильные разрядники типа РВО-10 напряжением 10 кВ и РВН-0,5 напряжением 0,4 кВ или нелинейные ограничители перенапряжений – в новых разработках.

В цепи уличного освещения для автоматического управления устанавливается фотореле.

Учет расхода электроэнергии на вводе 0,4 кВ осуществляется трехфазным счетчиком типа СА4У-Н672М, включенным через трансформаторы тока типа Т-0,66.

Мачтовые (столбовые) ТП 10/0,4 кВ предназначены для электроснабжения потребителей сельского хозяйства небольшой мощности. Их достоинства следующие: простота конструкции, удобство эксплуатации, надежная работа оборудования, более низкая стоимость по сравнению с другими конструкциями ТП 10/0,4 кВ. Конструктивно МТП выполнены на концевой П-образной опоре или на железобетонной стойке ВЛ 10 кВ.

Оборудование КТП шкафного типа устанавливается единым блоком на стойках на высоте 1,8 м от земли.

Для повышения удобства и безопасности обслуживания, снижения эксплуатационных издержек разработаны киосковые однотрансформаторные тупиковые КТП 10/0,4 кВ мощностью 100-250 кВ·А. Оборудование размещается в металлическом корпусе, состоящем из отсеков низкого (0,4 кВ), высокого (10 кВ) напряжения, находящихся по разные стороны КТП. КТП устанавливается на четырех железобетонных стойках на высоте 0,7 м от земли.

ЗТП 10/0,4 кВ применяют для электроснабжения наиболее ответственных и крупных потребителей сельского хозяйства. Чаще всего на них устанавливается два трансформатора, и они имеют развитые РУ 10 и 0,4 кВ.

КТП 10/0,4 кВ представляют собой однотрансформаторные подстанции наружной установки предназначены для применения в районах с умеренным климатом (от -45° С до +40° С).

Комплектные трансформаторные подстанции выпускаются:

— по способу подключения к ЛЭП: тупиковыми ( КТПТ) или проходными ( КТПП);

— по виду ввода: с воздушным вводом или с кабельным вводом.

Рассмотрим схемы комплектных трансформаторных подстанции типа КТП и КТПР мощностью 25-250 кВ·А напряжением 10(6) кВ, выпускаемые Минским элетротехническим заводом (http.//www.metz.by).

Общий вид КТП и КТПР мощностью 25-250 кВ·А приведен на рисунке 7.4.

КТП подключается к сети через разъединитель, который поставляется комплектно. На отходящих фидерах установлены стационарные автоматы (в КТП) и рубильники с дугогасящими камерами (в КТПР).

Принципиальная электрическая схема КТП приведена на рисунке 7.5.

Подстанция получает питание по линии напряжением 10(6) кВ. Напряжение к силовому трансформатору Т подводится через разъединитель QS1 и предохранители FU1 — FU3 защищающие силовой трансформатор от многофазных КЗ, от выводов его вторичной обмотки через рубильник QS2 и трансформаторы тока ТА1 — ТА3 – к шинам напряжением 0,4 кВ, далее через автоматические выключатели QF1 — QF4 к линиям №1 — №4. На линиях №1 — №3 напряжением 0,38 кВ установлены максимальные реле тока КА1 — КА3 для защиты отходящих линий от однофазных коротких замыканий. К приборам уличного освещения питание поступает через предохранители FU4 — FU6 и магнитный пускатель КМ1. Автоматическое включение и отключение линии уличного освещения осуществляется посредством фотореле КV1 с фоторезистором BL1, ручное – переключателем SA1.

Защита от многофазных КЗ и перегрузки отходящих линий осуществляется автоматическими выключателями QF1 — QF4.

Учет расхода активной электроэнергии выполняется счетчиком PI1, токовые обмотки которого питаются от трансформаторов тока ТА1 — ТА3, для поддержания нормальной температуры воздуха вблизи счетчика в зимних условиях служат резисторы R1 — R3, включаемые переключателем.

Рис. 7.4. Общий вид КТП и КТПР мощностью 25-250 кВ·А
1 – вентильный разрядник РВО (или ограничитель перенапряжений);
2 – шкаф РУВН; 3 – шкаф РУНН; 4 – трансформатор

Контроль наличия напряжения и освещение шкафа РУНН осуществляется лампой, включаемой автоматическим выключателем SF2. Шкаф РУНН освещают лампой EL1, которую включают автоматическим выключателем SF1.

Технические характеристики КТП и КТПР мощностью 25-250 кВ·А

Тип На стороне ВН На стороне НН
Напряжение, кВ Номинальный ток, A
Плавкой вставки предохранителя Линии № 1 Линии № 2 Линии № 3 Линии № 4 Линии наружного освещения
КТП-25
КТПР-25
10 5 31,5 31,5 16
КТП-40
КТПР-40
10
8
63
КТП-63
КТПР-63
10 6
10
40 40
КТП-100
КТПР-100
10
16
100 80
КТП-160
КТПР-160
10 20 80 160 100
КТП-250 10 31,5 250
КТПР-250 10 31,5 250

Для защиты от перенапряжения на линиях напряжением 10 кВ устанавливают разрядники FV1-FV3, а на линиях напряжением 0,38 кВ – разрядники FV4-FV6. Вместо вентильных разрядников на подстанциях выпускаемых в настоящее время могут быть установлены наиболее совершенные аппараты – нелинейные ограничители перенапряжений

Принципиальная электрическая схема КТПР приведена на рисунке 7.6.

Комплектные трансформаторные подстанции киоскового типа применяются в основном для электроснабжения промышленных объектов и отдельных населенных пунктов. КТП киоскового типа выполняются одно – или двухтранформаторными, наружной установки.

Параметры комплектных трансформаторных подстанций киоскового типа мощностью 63 — 400 кВ·А приведены в таблице 7.2.

Общий вид КТППАС мощностью 63 — 400 кВ·А приведен на рисунке 7.4. Где 1, 2 – башни ввода ВН № 2 и № 1 соответственно (только для КТП с воздушным вводом); 3, 4 – шкафы ВН №1 и № 2 соответственно; 5 – шкаф трансформаторного ввода; 6 – шкаф трансформатора и РУНН; 7 – отсек трансформатора; 8 – шкаф выводов НН (только для КТП с воздушными выводами НН); 9 – отсек РУНН; 10 – кабели 0,4 кВ.

Конструктивно КТПТАС отличается от КТППАС отсутствием одной башни ввода ВН и более простой принципиальной схемой, поэтому рассмотрим принципиальную схему КТППАС (рис. 7.5).

Высоковольтный ввод в КТП киоскового типа 10(6) кВ выполняется кабельным или воздушным. Выводы отходящих линий 0,4 кВ кабельные и воздушные или только кабельные.

На отходящих фидерах 0,4 кВ устанавливаются автоматические выключатели стационарного или выдвижного исполнения.

Конструктивно КТП выполняются в шкафном исполнении, основные составные части соединяются болтовыми соединениями. Конструкция КТП предусматривает ее установку на фундаменте, а также на бетонных блоках высотой 600 мм.

КТП с воздушным вводом подключается к ЛЭП 10(6) кВ через разъединители QS1 и QS2 (рис. 7.5) которые поставляются комплектно с подстанцией и устанавливаются на ближайших опорах. Патроны высоковольтных предохранителей установлены внутри шкафа ВН КТП.

Технические параметры комплектных трансформаторных подстанций киоскового типа мощностью 63 — 400 кВ·А

Наименование параметра Значение параметра
Тип трансформатора ТМГ
Номинальная мощность трансформатора, кВА 63 100 160 250 400
Схема и группа соединения обмоток трансформатора Y/Y н -0 Y/Y н -0
Y/Z н -11
Номинальный ток предохранителя на стороне ВН, А 10,0 16,0 20,0 31,5 50,0
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 0,4
Номинальные токи отходящих линий, А № 1 25 40 80 100
№ 2 25 40 80 100 160
№ 3 63 100 160 200
№ 4 40 80 100 1600 200
№ 5 40
№ 6 63
Уличное освещение 16; 25

КТП обеспечивает учет активной электрической энергии, счетчиком PI1, подключенному через трансформаторы тока ТА1 — ТА3. Заводом изготовителем предусматривается возможность по требованию заказчика установки счетчика реактивной энергии, а также счетчика любой модификации (совмещенного, электронного и т.д.)

Условное обозначение КТП киоскового типа:

Для создания нормальных условий эксплуатации КТП схемой предусмотрено внутреннее освещение лампами EL1 — EL6 и обогрев аппаратуры нагревательными элементами ЕК1 — ЕК4. Лампы освещения располагаются в шкафах подстанции и включаются переключателями SA1 — SA5, их питание осуществляется от понижающего трансформатора Т2 с напряжением во вторичной цепи 42 В. Цепи освещения подстанции защищены от КЗ предохранителем FU7, также в цепи предусмотрено гнездо для подключения переносного освещения. Питание на Т2 подается через автоматический выключатель SF1 Включение электронагревателей шкафов может производиться вручную переключателем SA9 или автоматически при помощи теплового датчика BK1 и промежуточного реле KL2. Подогрев счетчика электрической энергии PI1 в холодное время года осуществляется резисторами R1 — R3 вручную переключателем SA7.

В КТП имеется фидер уличного освещения, включаемый магнитным пускателем КМ1 и защищаемый предохранителями FU4 — FU6, который оснащен устройством ручного и автоматического включения и отключения при помощи переключателя SA8. В автоматическом режиме катушка магнитного пускателя получает питание через фотореле, которое состоит из фотосопротивления BL1 и реле напряжения KV1.

Схема КТП предусматривает контроль тока амперметром РА1 установленным в цепи счетчика электрической энергии и напряжения на стороне 0,4 кВ. С помощью вольтметра PV1 подключенного через переключатель SA6, можно измерить линейные напряжения на шинах 0,4 кВ.

В КТП предусматриваются следующие виды защит:

— от атмосферных перенапряжений (при наличии воздушных линий) вентильными разрядниками FV1 — FV3 на стороне ВН и FV4 — FV6 на стороне НН;

— от междуфазных коротких замыканий на шинах ВН трансформатора Т1 предохранителями FU1 — FU3;

— от перегрузки силового трансформатора с помощью теплового реле КК1, включенного через трансформаторы тока ТА4, ТА5. При перегрузке трансформатора замыкающий контакт теплового реле КК1 замыкает цепь питания катушки промежуточного реле KL2, замыкающие контакты KL2 замыкают цепи питания независимых расцепителей автоматических выключателей QF1 — QF6, SF2, которые отключают автоматические выключатели QF1-QF6 отходящих линий и автоматический выключатель SF2 цепи обогрева шкафов;

— от перегрузки и коротких замыканий на отходящих линиях 0,4 кВ автоматическими выключателями QF1-QF6, имеющими тепловые, электромагнитные;

— от коротких замыканий цепей обогрева, цепей освещения КТП автоматическими выключателями SF1, SF2;

— КТП имеет полный комплект электрических и механических блокировок, обеспечивающих безопасную работу обслуживающего персонала.

Для предотвращения отключения рубильника QS4 под нагрузкой предусмотрена блокировка, которая работает следующим образом. При открывании панели закрывающей РУ 0,38 кВ размыкающие контакты выключателя блокировки SQ1 замыкаются и реле KL1 срабатывает, отключая автоматические включатели QF1-QF6 линий № 1 — 6 и SF2 цепей обогрева оборудования КТП. Одновременно замыкающим контактом SQ1 размыкается цепь обмотки магнитного пускателя КМ и отключается линия уличного освещения (положение контактов выключателя SQ1 на рис.7.7 показано при открытой панели, закрывающей РУ 0,38 кВ).

Предусмотрены также механические блокировки, не допускающие открывания двери вводного устройства высшего напряжения при отключенных заземляющих ножах разъединителя, а также отключения заземляющих ножей разъединителя при открытой двери вводного устройства 10 кВ. Блок-замок двери вводного устройства 10 кВ и блок-замок привода заземляющих ножей имеют одинаковый секрет. К ним имеется один ключ. Во включенном положении разъединителя ключ с привода заземляющих ножей снять невозможно. После отключения главных и включения заземляющих ножей разъединителя ключ свободно снимается с привода заземляющих ножей и им можно открыть дверь устройства ввода 10 кВ.

В отличие от схемы, приведенной на рис. 7.8, подстанции киокового типа могут иметь следующие особенности:

1. В КТПАС с кабельным вводом отсутствуют QS1, QS2, FV1-FV3, SQ3, SQ4.

2. В КТПАС с кабельными выводами отсутствуют КА1-КА4, FV4-FV6.

3. Линии №3 и №4 – только с кабельными выводами.

4. Цепи с QS2, YAT, SQ3, SQ4 выполняются только для КТПАС с воздушным вводом, с выключателями нагрузки имеющими электромагнит отключения.

5. В КТПАС мощностью 63-250 кВ·А отсутствует светильник EL1.

6. Штатная защита от перегрузки устанавливается только в КПППАС 400 кВ·А (в КТПАС остальных мощностей по заказу).

Рис. 7.5. Схема принципиальная электрическая КТП

Рис. 7.6. Схема принципиальная электрическая КТПР

Рис. 7.7. КТП 63-400 кВ·А проходного типа с воздушным (кабельным) вводом ВН и воздушно-кабельными выводами НН

Рис. 7.8. Схема принципиальная электрическая КТППАС мощностью 63-400 кВ·А

Мачтовые трансформаторные подстанции типа МТП представляют собой однотрансформаторные подстанции наружной установки.

МТП мощностью до 25 кВ·А монтируют на А-образной деревянной опоре. МТП мощностью 25-100 кВ·А монтируют на П-образной деревянной опоре или одной железобетонной. МТП мощностью 160-250 кВ·А – на АП-образной деревянной или П-образной железобетонной опоре. Подстанции в большинстве случаев выполняют тупиковыми.

На рис. 7.9 показан общий вид МТП 10/0,4 кВ мощностью 25-100 кВ·А. Все оборудование размещено на железобетонной опоре.

Трансформатор 3 установлен на площадке, закрепленной на опоре, изоляторы ВН трансформатора должны находиться на высоте не менее 4,5 м. МТП подключается к ЛЭП посредством разъединителя, который устанавливается на ближайшей опоре. Напряжение к трансформатору от разъединителя подается через предохранители 2. Для защиты от перенапряжений устанавливаются вентильные разрядники 1 (или ограничители перенапряжения)

РУНН 0,4 кВ 4 представляет собой металлический шкаф с установленной внутри аппаратурой. Ввод в шкаф от трансформатора и выводы к линиям 380/220 В выполнены в трубах.

МТП мощностью более 100 кВ·А выполняются с площадкой для обслуживания силового трансформатора. Для подъема на площадку обслуживания служит складная металлическая лестница, которая (в сложенном виде) так же, как дверцы шкафа и привод разъединителя, запирается на замок.

Заводы изготовители по желанию заказчика могут изменять количество отходящих линий НН и их токи, также МТП по желанию заказчика могут быть укомплектованы любым типом силового трансформатора.

Принципиальная электрическая схема МТП 160, 250 кВ·А аналогична схеме КТПР (рис. 7.6).

Рис. 7.9. МТП 10/0,4 кВ мощностью 25-100 кВ·А

Технические характеристики МТП 10/0,4 кВ мощностью 25-100 кВ·А приведены в таблице 7.3.

Технические характеристики МТП 10/0,4 кВ мощностью 25-100 кВ·А

Параметр Значение параметра
Номинальная мощность трансформатора, кВ·А 25 40 63 100
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ 10 (6)
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 0,4
Номинальный ток отходящих линий, А № 1 31,5 40
№ 2 31,5 63 100
№ 3 40 80
Уличного освещения 16
Схема и группа соединения обмоток трансформатора Y/Yн-0

Технические характеристики МТП 10/0,4 кВ мощностью 160, 250 кВ·А

Параметр Значение параметра
Тип трансформатора ТМГ
Схема и группа соединения обмоток Y/Yн-0 или Δ/Yн-11
Номинальная мощность трансформатора, кВ·А 160 250
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ 6 10 6 10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ 0,4
Номинальный ток трансформатора на стороне ВН, А 15,4 9,25 24,8 14,45
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя ВН, А 31,5 20 40 31,5
Номинальный ток трансформатора на стороне НН, А 231,0 361,0
Номинальный ток отходящих линий, А № 1 400
№ 2 200
№ 3 160
Уличного освещения 16 (25)

Рис. 7.10. Принципиальная электрическая схема МТП 10/0,4 кВ мощностью 25-100 кВ·А

Рис. 7.11. Общий вид МТП 10/0,4 кВ 90мощностью 160, 250 кВ·А

При расположении населенных пунктов или других объектов вблизи ВЛ 35 кВ и при значительном удалении их от подстанций 35/10 кВ электроснабжение потребителей целесообразно осуществлять от подстанций 35/0,4 кВ. В этом случае нет необходимости сооружать ВЛ 10 кВ, что компенсирует разницу в стоимости между ТП 35/0,4 кВ и ТП 10/0,4 кВ. Схемы электрических соединений подстанций 35/0,4 кВ и 10/0,4 кВ отличаются одна от другой только номинальным напряжением аппаратов, устанавливаемых на стороне высшего напряжения; на стороне 0,4 кВ аппаратура одна и та же. Электрическая схема МТП 35/0,4 кВ приведена на рис. 7.12.

Рис. 7.12. Принципиальная электрическая схема МТП 100 кВ·А напряжением 35/0,4 кВ

1. По каким признакам осуществляется классификация подстанций?

2. Нарисуйте схему присоединения тупиковой и проходной подстанции.

3. Для чего предназначены распределительные пункты (РП) и чем они отличаются от ТП?

4. В чем состоит преимущество применения комплектных трансформаторных подстанций?

5.Назовите основное отличие КРУН от КРУ

6. Из каких основных частей состоит комплектная подстанция?

7.Через какие аппараты подводится высокое напряжение к подстанции?

8. Какое оборудование установлено в шкафу распределительного устройства низкого напряжения?

9. Как устанавливается и крепится комплектная трансформаторная подстанция?

10. Как осуществляется защита от перегрузок на подстанциях?

Обслуживание трансформаторных подстанций. Обслуживание ктп

Что проверяют при проведении обслуживания КТП

Для поддержки рабочего состояния комплектной трансформаторной подстанции КТП (фундамента, отмостки, запорных устройств, осмотр на целостность лакокрасочного покрытия) и его внутреннего оборудования (отсеки высшего и низшего напряжения , отсек силового трансформатора и иное) необходимо периодически проводить осмотр подстанции и осуществлять ее техническое обслуживание.

Техническое обслуживание комплектной трансформаторной подстанции проводится с целью выявления скрытых и видимых дефектов в работе подстанции и скорейшее устранение их.

Периодичность проведения осмотра подстанции:

    технический осмотр воздушных линий по всей длине поводится два раза в год (не реже), в случае стихийных бедствий, производится внеплановый осмотр на наличие повреждений

Технический осмотр комплектной трансформаторной подстации КТП представляет собой комплекс технических работ направленных на четко выполняемое периодическое обслуживание электрическое оборудование и четко обозначенная периодичность проведения капитальных ремонтов трансформаторной подстанции для поддержания ее в постоянном рабочем состоянии и избежании в дельнейшем внезапных внештатных ситуаций.

При техническом осмотре проверяется:

В распределительных устройствах:

    чистота помещений отсеков распределительных устройств (пыль, грязь, возможные подтеки от конденсата и прочее)

Отсек силового трансформатора:

  • общая чистота помещения отсека силового трансформатора на наличие пыли, загрязнений и прочего
  • отсутствие течи масла из трансформатора
  • жалюзи естественной вентиляции подстанции
  • исправность сетей заземления
  • исправность освещения трансформаторного отсека
  • обращается внимание на указателя уровня масла в расширителе
  • обращается внимание на показание термометров и мановакуумметров
  • проверяются на наличие повреждений влагопоглащающие патроны

Если во время технического осмотра КТП выявлены неисправности в работе подстанции на ней необходимо провести ремонт. Ремонт подстанции разделяется на следующие типы:

  • внеплановый ремонт
  • капитальный ремонт
  • текущий ремонт

Ремонт и обслуживание трансформаторных подстанций ТП

Услуги по оперативному и техническому обслуживанию трансформаторных подстанций (ТП, КТП).

Потребитель (собственник подстанции) обязан обеспечить:

    Содержание трансформаторных подстанций в работоспособном состоянии и их эксплуатацию в соответствии с требованиями правил безопасности и других нормативно технических документов.

За нарушение в работе электроустановок персональную ответственность несут: собственник подстанции (руководитель Потребителя), ответственный за электрохозяйство. Несоблюдение правил безопасности и других нормативно технических документов влечет за собой ответственность в соответствии с девствующим законодательством.

Потребители (собственники) трансформаторных подстанций должны обеспечить проведение технического обслуживания и планово предупредительных ремонтов.

  • Подготовка рабочего места (отключение электрооборудования)
  • Осмотр электрооборудования (выявление дефектов)
  • Проверка устройств заземления (заземляющих ножей)
  • Замеры нагрузки, напряжения трансформаторов
  • Доливка масла в трансформаторы
  • Чистка трансформаторов, щитов изоляторов
  • Ремонт коммутационных аппаратов, ревизия выключателей 10 кВ (ВН, ШР)
  • Осмотр и протяжка болтовых соединений
  • Уборка помещения (ТП, КТП от пыли и грязи)
  • Обновление диспетчерских наименований
  • Проведение текущих ремонтов электрооборудования на ТП, КТП
  • Обслуживание силовых трансформаторов 6-10 кВ

Техническое обслуживание и ремонт могут проводиться по результатам технического диагностирования. При регулярных осмотрах электрооборудования выявляются и устраняются дефекты.

Обслуживание трансформаторных подстанций. Порядок планового ремонта и обслуживания комплектных трансформаторных подстанций

Трансформаторная подстанция – это сложное электротехническое оборудование. Эксплуатация трансформаторных подстанций подразумевает профилактическое обслуживание и ремонт.

  • Осматривайте отсек с силовым трансформатором и распределительные устройства минимум раз в 4 месяца.
  • Ремонтируйте трансформатор по плану не реже раза в 6 лет.
  • Проводите осмотр подстанции после короткого замыкания.

Своевременный ремонт и обслуживание комплектной трансформаторной подстанции позволяет вам сэкономить деньги на покупке, подключении и пуске нового оборудования.

Обслуживание и ремонт комплектных трансформаторных подстанций

За время эксплуатации КТП изнашивается изоляция трансформатора, система охлаждения, корпус. Поэтому следите за исправностью КТП. Обслуживайте трансформаторную подстанцию своевременно – и оборудование проработает гарантированный производителем срок. Осматривайте КТП не реже одного раза в 4 месяца.

Наружный осмотр КТП:

  • проверьте фундамент и состояние лакокрасочного покрытия;
  • проверьте запорные устройство и крышу;
  • проверьте предупреждающие и запрещающие надписи.

Осмотр распределительных устройств:

  • проверьте изоляцию;
  • проверьте места соединения с коммутатором;
  • проверьте запирающие устройства на щитах, панелях и шкафах;
  • проверьте исправность осветительных приборов и вентиляции;
  • проверьте рубильники и переключатели.

Осмотр блока с силовым трансформатором:

  • проверь вентиляционные жалюзи;
  • проверьте исправность освещения;
  • проверьте сеть заземления;
  • снимите показания термометра и мановакуумметра;
  • проверьте уровень масла и состояние фильтра в масляном трансформаторе.

Если температура окружающей среды резко меняется, то осмотрите отсек силового трансформатора вне плана.

Текущий ремонт КТП:

  • отключите питание;
  • осмотрите оборудование;
  • замените плавкие вставки предохранителя;
  • замерьте напряжение и нагрузку трансформаторов;
  • долейте масло;
  • уберите пыль и грязь с корпуса;
  • очистите аппараты, бак и арматуру от грязи и пыли;
  • отрегулируйте приводы, выключатели и разъединители;
  • смажьте шарнирные соединения;
  • долейте свежее масло в бак трансформатора;
  • замените силикагель;
  • обновите диспетчерские надписи и знаки безопасности;
  • вырубите кустарники вокруг КТП;
  • восстановите основание;
  • отремонтируйте крышу.

По «Закону об электробезопасности» за техническое обслуживание трансформаторных подстанций отвечает собственник и тот, кто обслуживает высокую сторону трансформаторной подстанции. В небольшой компании – это может быть одно лицо. На крупном предприятии за электрическое хозяйство отвечает инженер по энергобезопасности.

Ремонтируйте трансформаторную подстанцию по плану: все оборудование – раз в 6 лет, трансформатор – раз в четыре года. Не хотите следить за исправностью КТП сами? Обратитесь за наладкой и реконструкцией трансформаторной подстанции в специальную фирму. Что выгоднее вам, решаете вы сами. Учтите, что отвечать за эксплуатацию трансформаторной подстанции может только обученный человек с 5 уровнем допуска по электробезопасности.

Обслуживание трансформаторных подстанций, ТП, КТП

Техническое обслуживание трансформаторных подстанций – это комплекс взаимосвязанных мер, принимаемых для поддержания стабильного функционирования и безопасной эксплуатации трансформатора и распределительных устройств. Чтобы не допустить быстрого износа и поломки электрооборудования, нужно обеспечить ему полноценный надзор и уход.

В частности, для поддержания подстанций в работоспособном состоянии осуществляются:

  • плановые осмотры – каждое полугодие;
  • замер токовой нагрузки на вводах, совместно с замером напряжения на шинах – каждое полугодие;
  • внеплановые осмотры – после сгорания предохранителей, срабатывания выключателей, стихийных явлений;
  • устранение загрязнений и пыли на изоляции составляющих подстанции – при наличии загрязнений;
  • чистка, смазывание и затяг контактных соединений – при необходимости;
  • нанесение смазки на шарниры и элементы, подверженные трению – по мере потребности;
  • замена предупреждающих плакатов, знаков, схем и пр. – при их износе;
  • замер значения тока КЗ либо сопротивления цепи «фаза-нуль» отходящих линий 0,4 кВ – минимум раз в 6 лет;
  • ликвидация неполадок в контактной зоне выключателей и компонентах приводов – при наличии таких неисправностей;
  • замер сопротивления изоляции – при реализации ремонтных мероприятий на ТП, минимум раз в 6 лет;
  • определение сопротивления заземления – аналогично;
  • обрезка сучьев, устранение кустов в охранной области подстанции – по мере потребности.

Инженерный центр «ПрофЭнергия» имеет все необходимые лицензии для обслуживания трансформаторных подстанций, слаженный коллектив профессионалов и сертификаты, которые дают право осуществлять все необходимые испытания и замеры. Оставив выбор на электролаборатории «ПрофЭнергия» вы выбираете надежную и качествунную работу своего оборудования!

Если Вы хотите заказать обслуживание ТП, а также по другим вопросам, звоните по телефону: +7 (495) 181-50-34.

Состав проверок при техобслуживании ТП

Техническое обслуживание ТП 10/0,4 кВ включает в себя контроль состояния строительных сооружений подстанции, площадок, ограждающих конструкций.

Также контролю подлежат шкафы, приводы коммутационных аппаратов, запорные и блокировочные элементы, устройства заземления, предупредительные знаки.

В масляных агрегатах контролируется уровень и температура трансформаторного масла, отсутствие утечки, нагрева корпуса и нестандартных звуков. Также обслуживание электрических подстанций подразумевает контроль состояния изоляции и контактов оборудования на предмет наличия механических повреждений, признаков перегрева контактных соединений и перекрытия изоляции. Проверке подлежат также компоненты РЗиА, наружного обогрева и учета электроэнергии.

Обязанности собственников трансформаторных подстанций

Владельцы ТП обязаны:

  1. Содержать электротехническое оборудование в исправном состоянии.
  2. Использовать его со строгим соблюдением требований нормативной документации.
  3. Своевременно и в полном объеме проводить полагающиеся проверки, испытания, ремонт и обслуживание трансформаторных подстанций.
  4. Обеспечить наличие на подстанции первичных средств и инструментов для тушения пожара.
  5. Подобрать компетентный электротехнический персонал.
  6. Выбрать и назначить приказом ответственных за электрохозяйство.

В случае нарушений при эксплуатации и обслуживании КТП должностные лица (собственник и ответственный за электрохозяйство) несут ответственность согласно действующему законодательству.

Контроль состояния ТП и проведение необходимых испытаний – это задача для обученного и хорошо подготовленного персонала с соответствующей группой допуска по электробезопасности.

Чтобы избавить себя от лишних хлопот и затрат, собственники подстанций часто передают их на контроль специализированным компаниям. Поручите обслуживание подстанций и распределительных устройств специалистам инженерного центра «ПрофЭнергия». Мы имеем все необходимые разрешения и свидетельства компетентности для выполнения таких работ, располагаем собственной электротехнической лабораторией, укомплектованным штатом специалистов и современным оборудованием для выполнения электрофизических измерений.

Не стоит пренебрегать профессиональным обслуживанием КТП – от регулярности и качества выполнения таких мероприятий зависит безаварийность работы электрооборудования и стабильность электроснабжения потребителей. Гораздо выгоднее вложить средства в профилактику, чем устранять последствия аварии и приобретать новое оборудование в случае его утраты.

Ремонт и обслуживание КТП (ТП)

Ремонт и обслуживание трансформаторных подстанций ТП и КТП специалистами ВОЛЬТ ЭНЕРГО включает в себя:

— техническое обслуживание трансформаторов (анализ трансформаторного масла, замена/долив трансформаторного маcла, подтяжка болтовых соединений, чистка трансформатора, замена резиновых прокладок уплотнителей, изоляторов низкого напряжения НН и изоляторов высокого напряжения ВН)

— комплекс регламентных измерений и испытаний в ячейках (РУ-10,0 кВ, РУ-0,4 кВ)

-проверка срабатывания механических частей устройств НН, ВН, проверка срабатывания устройств защиты и управления.

Если в процессе проведения обследования и ревизии обнаружится необходимость замены электроаппаратов (автоматических выключателей и рубильников), шин, кабельных соединений в ячейках КСО и распределительных щитах ЩО — эти работы тоже можно провести на Вашем объекте, за минимальное время и с минимальным дискомфортом для режима работы Вашего предприятия.

После проведения работ по ремонту трансформаторных подстанций и приведения трансформаторной подстанции в идеальное рабочее состояние, мы, по желанию Заказчика, заключаем договор на ежегодное техническое обслуживание ктп. При согласовании графика проведения работ мы основываемся на документах, регламентирующих обслуживание подстанций.

Персонал технического отдела нашей компании, которая и выполняет практическую работу по ремонту и обслуживанию трансформаторных подстанций, состоит исключительно из инженеров-электриков, обладающих большим опытом проведения работ повышенной опасности.

Ремонт трансформаторных подстанций невозможен без строжайшего соблюдения техники безопасности во время работ на объекте. Специалисты,выполняющие работы в работающих электроустановках должны иметь группу допуска по электробезопасности на уровне 5 ( для руководителя работ) и 4 ( для исполнителя работ).

Обращайтесь – и наши специалисты бесплатно оценят состояние ваших подстанций и подберут оптимальное решение по перечню работ!

Ремонт и обслуживание трансформаторных подстанций

Выполняемые в точно обозначенные сроки мероприятия по ремонту ТП увеличивают период эксплуатации техники и оптимизируют затраты на ее обслуживание.

Обслуживание трансформаторных преобразовательных подстанций специалистами компании «VoltEnergo Group» – это комплекс работ, проведенных в соответствии с действующими инструкциями и нормативами.

Особенности профилактического мероприятий

Правильно выполняемый ремонт подстанций начинается с осмотра на наличие внешних повреждений и далее происходит по следующему плану:

  • ТО трансформаторов с анализом и заменой при необходимости трансформаторного масла, а также заменой в зависимости от степени изношенности уплотнителей, прокладок, изоляторов высокого и низкого напряжения;
  • очистка аппаратуры от всевозможных загрязнений;
  • измерение параметров нагрузки в шинах трансформатора, его отводящих линиях и на вводах;
  • затягивание и смазка после ревизии элементов крепежа;
  • проверка подвижных и трущихся элементов конструкции;
  • значительно уменьшить затраты на ремонт ТП позволит своевременно выполненный контроль за состоянием регулировки отдельных механизмов, к примеру привода или контактов коммуникационных аппаратов;
  • тестирование срабатывания защитных устройств и элементов управления, механизмов устройств ВН и НН.

Производственный процесс планируется так, чтобы рабочий режим предприятия не испытывал каких-либо больших затруднений.

Работы повышенной опасности должны делать специалисты

Точное соблюдение техники безопасности и значительный опыт проведения мероприятий с высоким уровнем сложности – гарантия оперативного выполнения обслуживания и безаварийной эксплуатации вашего оборудования.

Важный нюанс – проверка результатов после завершения всех мероприятий происходит в присутствии комиссии из ответственных лиц, представляющих стороны заказчика и подрядчика.

Инженеры-электрики с допусками к работе в действующих установках группы уровня 4, а для руководящего звена 5, постоянно проходят аттестации и сдают экзамены на подтверждение квалификации. Многие заказчики после завершения ремонта подстанции заключают с нами долгосрочные договора на ежегодное техническое обслуживание КТП.

Техническое обслуживание КТП

Любое электротехническое и прочее устройство, особенно если речь идёт о каком-то масштабном интерфейсе, должно обязательно обслуживаться техническим персоналом. Так называемое техническое обслуживание КТП, комплектных трансформаторных подстанций, в первую очередь направлено на проверку работоспособности и состояния силовых трансформаторов, а также аппаратура внутри распределительных щитков, которая отвечает за коммутацию с остальными устройствами.

Гарантии, допуски и нормы

В большинстве случаев гарантия на работоспособность комплектной трансформаторной подстанции наружной установки даётся заводом-изготовителем, но она действует приблизительно в течение 12 месяцев с момента ввода оборудования в эксплуатацию. При этом гарантия, связанная с хранением, но не использованием КТП, не превышает 24 месяца при соблюдении всех правил – т. е. спустя 24 месяца, даже если КТП так и не была введена в эксплуатацию, гарантийный срок заканчивается.

Если мы говорим об эксплуатации оборудования в нормальных рабочих условиях, то нагрузочные токи не должны быть выше того значения, которое было установлено заводом-изготовителем. Если на подстанции есть два силовых трансформатора, которые выступают резервом друг для друга, то нагрузка при эксплуатации должна быть не более 80 % от номинально заданной величины. Во время активации аварийного режима возможна перегрузка линий, которые выходят из распределительных щитков, но в том случае, если они защищены автоматами с расцепителями комбинированного типа.

Помимо отслеживания физического состояния КТП по приборам, анализировать нагрузку на трансформаторах ТНЗ или ТМЗ можно по давлению, создаваемому внутри расширительного бака. Периодические следует производить измерение контура заземления. В условиях номинальной нагрузки этот параметр обычно не превышает 50 атм (смотреть на мановакууметр). Если же давление достигает 60 кПа, то должно срабатывать реле давления, придающее в движение стеклянную диафрагму, что приводит к уменьшению давления до нулевой отметки. В случае отсутствия герметичности трансформатора может произойти резкое уменьшение давление внутри системы.

Как только этот параметр опускается на нуль, производится полная проверка стеклянной диафрагмы на целостность. В случае обнаружения сколов, трещин и т. п. следует отключить от питания трансформатор и понять, с чем связана эта поломка, которая привела к активации реле давление. Возможно, придётся установить новую диафрагму, если реле сработало действительно от перегрузки внутри системы. Специальные сигнализаторы, размещённые на верхнем уровне масла, замеряют и оповещают о температуре внутри герметизированного трансформатора. При обнаружении аномалий подаются звуковой и световой сигналы.

Некоторые вопросы, связанные с эксплуатацией КТП

Цена комплектных трансформаторных подстанций – это не единственный параметр, определяющий их надежность работы, необходимо также хорошее представление об их технических характеристиках, особенностях подключения и технического обслуживания. В этой статье мы коснемся некоторых вопросов, понимание которых важно для обеспечения бесперебойной работы оборудования.

Как защищена аппаратура КТП от коротких замыканий

Защита комплектных трансформаторных подстанций от многофазных КЗ отходящих линий обеспечивается выключателями со встроенными тепловыми и электромагнитными разъединителями и расцепителями.

Как подключаются комплектные трансформаторные подстанции при использовании радиальной схемы питания

При подключении по радиальной схеме питании комплектных трансформаторных подстанций кабельными линиями от распредпункта 6/10 кВ по схеме «блок-линия-трансформатор» допускается «глухое» соединение к трансформатору.

Как подключаются комплектные трансформаторные подстанции при использовании магистральной схемы питания

Установка шкафа УВН, имеющего отключающую и заземляющую аппаратуру, перед трансформатором КТП обязательна при использовании магистральной схемы питания.

При мощности трансформаторов в диапазоне от 1000 кВА до 1600 кВА к одной магистрали допускается присоединение двух-трех КТП, а при меньшей мощности — трех-четырех.

Подключение КТП мощностью 2500 кВА

Комплектные трансформаторные подстанции, имеющие трансформаторы мощностью 2500 кВА необходимо питать, используя радиальную схему так как, используя магистральную схему с двумя трансформаторами, будет трудно обеспечить селективную защиту питающей линии.

Размещение внутрицеховых комплектных трансформаторных подстанций

Внутрицеховые подстанции КТП, как правило, размещаются на первом этаже производственных помещений.

Особенности технического обслуживания комплектных трансформаторных подстанций

Основным оборудованием (при техническом обслуживании КТП), требующим регулярного наблюдения и ухода, являются силовые трансформаторы, а также коммутационная аппаратура распредщитов.

Предприятие, которое решило купить подстанцию КТП, должно обратить внимание на условия договора. Обычно в условиях договора указывается, что завод осуществивший производство КТП отвечает за работу поставленного им КТП в течение 12 месяцев, после ввода подстанции в эксплуатацию, при этом не более 2-х лет со дня отгрузки и при условии строгого соблюдения правил транспортировки, хранения и обслуживания.

Основные требования по нагрузке КТП

При нормальной эксплуатации токи нагрузок не должны превышать указанных в инструкциях изготовителя значений. В подстанциях, имеющих два резервирующих друг друга трансформатора, эксплуатационная нагрузка должна быть не более 80% от номинальной нагрузки. Допускается перегрузка линий, отходящих от распредщитов КТП, в аварийных ситуациях, если они защищены автоматами, имеющими комбинированные расцепители.

Кроме показаний приборов, дополнительно, о нагрузке трансформаторов герметизированного типа, например, таких как ТМЗ и ТНЗ, судят по показаниям измерителей давления внутри бака, которое не должно быть более 50 кПа при нормальной нагрузке. Давление более 60 кПа приводит к срабатыванию реле давления, при этом выдавливается стеклянная диафрагма и давление снижается до нуля. Резкое падение внутреннего давления происходит также и при исчезновении герметичности трансформатора. Обнаружив, что давление упало до нуля, обслуживающий персонал обязан проверить целостность диафрагмы, и если она разбита, то отключить трансформатор, и начать выяснять причину, вызвавшую срабатывание реле давления. На герметизированных трансформаторах контроль температуры верхних слоев масла осуществляется с помощью установленных термометрических сигнализаторов со звуковой или световой сигнализацией о перегреве.

Рекомендации для комплектных трансформаторных подстанций, имеющих трансформаторы, снабженные термосифонными фильтрами

Для трансформаторов с термосифонными фильтрами, при эксплуатации определяют нормальность циркуляции масла через фильтр, контролируя нагрев верхней части кожуха. Если во взятой пробе масла обнаруживается загрязненность, то фильтр перезаряжают. Для чего фильтр разбирают, очищают его внутреннюю поверхность и промывают с помощью чистого сухого масла. При необходимости сорбент заменяют.

Рекомендации по осуществлению контроля над контактной системой переключателей ступеней

Удаление оксидной пленки и шлама с контактной системы рекомендуется производить, как минимум, один раз в год. Для чего его прокручивают 15…20 раз сначала по часовой стрелке, а затем против часовой стрелки.

Расшифровка КТП

Расшифровка КТП в электрике означает комплектную трансформаторную подстанцию. Понятие комплектности в ТП продиктовано конструкционной особенностью изготовления – выпуском полноценной подстанции для наружной установки с совокупностью рабочих блоков, которые собираются в виде комплектов в единую систему энергопитания.

Зачастую на место монтажа конструкция, состоящая их корпуса, электрических узлов для снятия и преобразования энергии и учетно-измерительных щитков, поставляется в полностью или частично собранном виде, что снижает временные затраты и облегчает процесс установки и введение ее в эксплуатацию.

Назначение КТП

Современные КТП позволяют решить сразу несколько задач:

  1. Прием электроэнергии из магистралей электропередач трехфазного переменного тока номинальным показателем напряжения 6 (10) кВ и промышленной частотой тока 50-60 Гц.
  2. Ступенчатая трансформация полученной энергии в переменный ток напряжением 380 В (0,4 кВ) и частотой 50-60 Гц, для бытовых потребителей выделяется одна фаза из трех.
  3. Распределение преобразованного электричества по конечным пользователям, соединенным по кольцевой (непрерывная распределительная магистраль в виде замкнутого контура) или радиальной схеме подключения.

Мощности силовых электротехнических установок рассчитаны на энергоснабжения средних и крупных объектов потребления, среди которых:

  • строительные площадки;
  • промышленные предприятия;
  • жилые кварталы, микрорайоны, села;
  • коммунальные и муниципальные хозяйства;
  • сельскохозяйственные и фермерские объекты.

Широкое разнообразие конструкций, комплектации и структур, максимально корректно вписывающихся в климатические и технические условия работы комплектного устройства, позволяют подобрать вариант, подходящий для конкретного объекта.

Условия эксплуатации комплектных трансформаторных подстанций

Полноценная бесперебойная работа установки с минимальными потерями при передаче электроэнергии возможна при соблюдении правил монтажа, ввода в эксплуатацию и условий, соответствующих климатическому исполнению по ГОСТ 15150 У (умеренный) или УХЛ (умеренно холодный):

  • рабочий температурный режим в диапазоне от -45°С до +45°С (для преобразователей тока с масляной изоляцией);
  • рабочий температурный режим от -1°С до +40°С (для преобразователей тока с сухой изоляцией);
  • атмосферное давление – 86-106 кПа;
  • относительная влажность воздуха – до 80% (при температурном показателе воздуха до +20°С);
  • порывы ветра до 36 м/с.

КТП предусматривают расположение на высоте до 1 км относительно линии моря. В практике существуют единичные случаи превышения этого параметра, однако производители не несут ответственность и не предоставляют гарантийных обязательств для подобных ситуаций.

Категорически запрещено эксплуатировать установку:

  • при сейсмической активности;
  • в условиях взрывоопасной окружающей среды;
  • при наличии в воздухе пыли, передающей разряды тока;
  • в условиях высокой доли содержания химически активных летучих соединений и паров, которые разрушающим образом сказываются на металлических и изоляционных материалах изделия.

Монтажные работы сводятся к размещению предварительно укомплектованной и собранной на заводе станции, оснащенной выделенными приспособлениями для транспортировки и подъема, на ровную плоскость из кирпича или бетона. До проведения пуско-наладочных работ проводится окончательная ревизия всех комплексов электростанции. Срок службы агрегата составляет не менее 25 лет.

Условные обозначения КТП

Расшифровка условных обозначений включает следующие параметры:

  • тип исполнения;
  • тип подключения;
  • мощность трансформатора;
  • буквенное обозначение изделия;
  • классификация ввода со стороны ВН;
  • классификация вывода со стороны НН;
  • число применяемых трансформаторов;
  • номинальные показатели напряжения ВН;
  • номинальные показатели напряжения НН;
  • климатическая реализация по ГОСТ 15150 и категория размещения.

Производители оставляют за собой право изменять (добавлять или исключать) некоторые данные об изделии.

Разновидности подстанций

Трансформаторные подстанции классифицируются по нескольким параметрам:

По типу электрического присоединения к высоковольтной ЛЭП:

Характеризуются возможностью подключения только к одной магистрали.

Источником питания выступают две магистрали.

По месту монтажа:

Для эксплуатации внутри закрытых помещений в непосредственной близости от используемого оборудования.

Для монтажа на опорах ЛЭП.

Для наружного использования, имеют вид компактного металлического шкафа.

С открытой системой, для закрепления на высоте до 7 метров от уровня земли.

Утепленные с сэндвич-панелями

Разновидность киосковых подстанций для эксплуатации при низкотемпературных режимах и в условиях повышенной ветрености.

По типу исполнения вводов и выводов:

По количеству применяемых преобразователей тока:

Мощность подстанции подбирается для конкретного объекта индивидуально, исходя из параметров совокупной мощности потребления. В сегменте высоковольтных силовых установок различают варианты с мощностью силового трансформатора от 25 до 4000 кВА.

Обслуживание подстанций

Основные выполняемые работы:

1.Техническое обслуживание трансформаторной подстанции — это комплекс мероприятий по поддержанию её исправного и работоспособного состояния.

2.Исправное состояние трансформаторной подстанции достигается проведением следующих работ:

— восстановление первоначальных (или близких к этому значению) параметров изоляции электрооборудования;

— зачистка, смазка, протяжка контактных соединений;

— очистка от грязи и пыли корпусов электрооборудования, полов, стен, потолка;

— устранение дефектов электрооборудования и строительной части;

— контроль параметров силового трансформатора (температура, нагрузка, напряжение, наличие сколов изоляторов, уровень масла, наличие протечек масла, состояние высоковольтных предохранителей);

— профилактические испытания и измерения электрооборудования нужно для своевременного выявления и предупреждения развития внутренних неисправностей электросети .

Годовое обслуживание КТП 10(6)/0,4 кВ.
Наименование работ Периодичность НТД, комментарии
I 1 полугодие (с о отключением) II полугодие (без отключения)
Плановый осмотр есть есть
Внеплановый осмотр С срабатывания устройств защиты, признаки ненормальной работы. ПТЭП
Измерение на вводе 0,4 кВ и отходящих линиях нагрузки и напряжения есть есть ПТЭП
Тепловизионный (пирометрический) контроль РУ ВН, РУ НН, Трансформатора есть есть ПТЭП
Обновление и замена диспетчерских надписей, бирок мнемонических схем, предупредительных плакатов и знаков безопасности в РУ 0,4-10 кВ есть есть ПТЭП
Восстановление штатных ограждений, заделка кабельных вводов для ограничения проникновения мелких животных есть есть ПТЭП
Текущий ремонт РУ ВН, РУ НН, Трансформатора есть ПТЭП
Очистка от грязи и пыли корпусов электрооборудования, полов, стен, потолка есть ПТЭП
Вырубка кустарников в охранной зоне ТП, обрезка сучьев есть ПТЭП

Трансформаторная подстанция годовой график с Трансформатором типа М

Систему ППР устанавливает ответственный за электрохозяйство п.1.2.6. ПТЭП. (на основании ПТЭП, руководств по эксплуатации на оборудования заводов изготовителей, местных условий, справочников по эксплуатации А.И. Ящур и т.д.)
Измерение сопротивления изоляции обмоток мегаомметром на напряжение 2500 В;
Измерение сопротивления обмоток постоянному току ; Трансформаторная подстанция комплектная закрытая 10/0,4 кВ.
Визуальный осмотр электроустановок с целью проверки соответствия требованиям законодательства (согласно ПУЭ гл.1.8., ГОСТ Р 50571.16-2007, ПТЭЭП приложение 3). Проведение пирометрического контроля без отключения.

Проверка наличия и соответствия однолинейной схемы.

1
Уборка шкафов, за исключением шкафа с высоковольтным вводом. 1
Очистка от загрязнения шин, изоляторов, коммутационных аппаратов РУ-0,4 кВ. Чистка, смазка токопроводящей пастой контактных соединений, смазка солидолом механических частей рубильников,

регулировка (мелкий ремонт) при необходимости рубильников, проверка предохранителей.

1
Очистка от загрязнения корпуса, шин, изоляторов отключенного (со снятым напряжением) оборудования РУ-10 кВ.

Регулировка, чистка, смазка коммутационных аппаратов. Проверка

предохранителей. Измерение сопротивление изоляции.

1
Проверка целостности и надежности заземляющих проводников (контура), сварных соединений, плотности и надежности болтовых соединений с заземляющими проводниками (в том числе протяжка контактных соединений ошиновки заземляющих стержней на ячейках), наличия и надежности приварки наконечников на

гибких заземляющих проводниках, соответствия окраски, антикоррозийных покрытий в рамках одной КТП.

1
Проверка осветительной проводки и электроламп. 1
Проверка сигнальных указателей. 1
Очистка от грязи и пыли помещений подстанции, в том числе очистка от пыли и грязи стен, пола и потолка, дверей, вентиляционных отверстий, осветительной аппаратуры КТП. 1
Проведение высоковольтных испытаний РУ-10 кВ, трансформатора, кабельных перемычек в пределах КТП. 1
Трансформатор 10/0,4 кВ. – ТМГ11
Визуальная проверка состояния контактов, отсутствия течи масла из маслонаполненных аппаратов, характера гудения трансформатора, отсутствия посторонних звуков. Визуальная проверка состояния и окраски шин и оборудования. 1
Очистка от пыли и грязи сухой ветошью, не оставляющей ворса силового трансформатора. Проверка отсутствия на вводных изоляторах трещин и сколов, а также на корпусе и металлических деталей, ослабление крепежей и фиксации обмоток.
Проверка регулирования уровня напряжения силового трансформатора (ПБВ) 1
Визуальная проверка трансформаторов на герметичность.

Проверка вспомогательного оборудования силового трансформатора (поплавковый указатель масла, спиртовой термометр и т.д.), в том числе уплотнений, течи масла, уровня масла в баке (в соответствии с

руководством и инструкциями завода — изготовителя трансформатора)

1
Чистка изоляторов, масломерных стекол, бака и крышки трансформатора. 1
Подтяжка всех болтовых соединений и чистка контактных соединений. 3
Комплекс эксплуатационных испытаний силового трансформатора

ТМ-400 10/0,4 (1 шт.)

Измерение сопротивления изоляции обмоток силового трансформатора с определением коэффициента абсорбции 1
Измерение сопротивления обмоток силового трансформатора постоянному току 18
Выключатель нагрузки 10 кВ.
Визуальный осмотр выключателя с составлением дефектной ведомости и с записью в журнале производства работ. 2
Проверка контактных соединений, последовательности включения главных и дугогасительных контактов. 2
Проверка правильности попадания ножей в отверстия дугогасительных камер. 2
Визуальная проверка состояния изоляторов. 3
Протяжка, смазка контактных соединений 1 компл.
Разъединитель ЛР 10 кВ.
Визуальный осмотр разъединителя с составлением дефектной ведомости и с записью в журнале производства работ. 1
Проверка отсутствия ударов ножей на основание неподвижных контактов в конце хода. 1
Проверка одновременности включения и отключения ножей разъединителей. 1
Измерение сопротивления изоляции разъединителя 1
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты выключателей нагрузки 1
Измерение сопротивления постоянному току контактной системы выключателей нагрузки 1
Протяжка, смазка контактных соединений 1
Визуальный осмотр распределительного пункта с составлением дефектной ведомости и с записью в журнале производства работ. 1
Проверка наличия и соответствия однолинейной схемы (выполнение по необходимости). 1
Комплекс измерений шкафа ШВН-19У3 1
Очистка оборудования от грязи и пыли. 1
Протяжка контактных соединений кабельных присоединений выключателей 0,4 кВ и прочей аппаратуры, предназначенной для собственных нужд подстанции (освещение, вентиляция и т.д.), чистка контактных соединений, смазка. 1
Проверки контактов на нагрев 1 компл
Проверка действия расцепителей автоматических выключателей 6
Проверка наличия цепи между заземленными установками и элементами заземленной установки 12
Проверка сопротивления изоляции аппаратуры и проводки 0,4 кВ (осветительной сети) мегаомметром на напряжение 1000 В с

ГОСТ 14695-80: Подстанции трансформаторные комплектные мощностью от 25 до 2500 кВхА на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия.

Срок действия с 1 января 1983 г. до 1 января 1988 г.

Взамен ГОСТ 14695-73, ГОСТ 18279-72

Настоящий стандарт распространяется на комплектные трансформаторные подстанции (КТП) трехфазного переменного тока частоты 50 и 60 Гц на напряжение до 10 кВ общего назначения, предназначенные для приема, преобразования и распределения электроэнергии, видов климатических исполнений У1, У3, ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Стандарт не распространяется на КТП: работающие в среде, содержащей едкие пары и газы, разрушающие металлы и изоляцию; специальные КТП, предназначенные для подвижных установок и для питания отдельных электроприводов целевого назначения; взрывозащищенные и рудничные КТП.

Стандарт устанавливает требования к КТП, изготовляемых для нужд народного хозяйства и для экспорта.

Термины, применяемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в справочном приложении 1.

1.1. Классификация исполнений КТП должна соответствовать указанной в табл. 1 и предусматриваться в технических условиях на конкретные типы КТП.

¦ Признаки классификации КТП ¦ Исполнение ¦

¦1. По типу силового¦С масляным трансформатором; с герметичным¦

¦трансформатора ¦масляным трансформатором; с герметичным¦

¦ ¦трансформатором с негорючим жидким¦

¦ ¦диэлектриком; с сухим трансформатором; с¦

¦ ¦трансформатором с литой изоляцией ¦

¦2. По способу выполнения¦С глухозаземленной нейтралью; с¦

¦нейтрали трансформатора на¦изолированной нейтралью ¦

¦стороне низшего напряжения¦ ¦

¦3. По взаимному расположению¦Однорядное; двухрядное ¦

¦4. По числу применяемых¦С одним трансформатором; с двумя или более¦

¦силовых трансформаторов ¦трансформаторами ¦

¦5. Наличие изоляции шин в¦С неизолированными шинами; с¦

¦распределительном устройстве¦изолированными шинами (КТП мощностью¦

¦со стороны НН (РУНН) ¦1000 кВхА и выше) ¦

¦6. По выполнению¦Кабельный, шинный, воздушный ¦

¦7. По выполнению выводов¦Вывод вверх; вывод вниз; вывод вверх и¦

¦(шинами и кабелями) в РУНН ¦вниз ¦

¦8. По климатическим¦Категории 1, 3 исполнения У; категория 1,¦

¦исполнениям и месту¦исполнения ХЛ по ГОСТ 15150-69, ГОСТ¦

¦размещения ¦15543-70 и в сочетании категорий¦

¦ ¦1 — для устройства со стороны высшего¦

¦ ¦напряжения (УВН), шинопровода и силового¦

¦ ¦трансформатора; 3 исполнения У для РУНН ¦

¦9. По виду оболочек и¦По ГОСТ 14254-80 ¦

¦10. По способу установки¦С выдвижными выключателями; со¦

¦автоматических выключателей ¦станционарными выключателями ¦

¦11. По назначению шкафов¦Вводные, линейные, секционные ¦

¦12. По наличию коридора¦Без коридора (тамбура) обслуживания; ¦

¦(тамбура) обслуживания в УВН¦с коридором (тамбуром) обслуживания ¦

¦и РУНН категории 1 ¦ ¦

2.1. Основные параметры КТП должны соответствовать указанным в табл. 2.

¦Наименование параметра ¦Значение параметра ¦

¦1. Мощность силового¦25; 40; 63; 100; 160; 250; 400; 630;¦

¦трансформатора, кВхА ¦1000; 1600; 2500 ¦

¦2. Номинальное напряжение на¦6; 10 ¦

¦стороне высшего напряжения¦ ¦

¦3. Наибольшее рабочее напряжение¦7, 2; 12 ¦

¦на стороне ВН, кВ ¦ ¦

¦4. Номинальное напряжение на¦0,23; 0,4; 0,69 ¦

¦5. Ток термической стойкости в¦6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5 ¦

¦течение 1 с на стороне ВН, кА ¦ ¦

¦6. Ток электродинамической¦12,5; 16; 21; 26; 32; 41; 51; 64; 81¦

¦стойкости на стороне ВН, кА ¦ ¦

¦7. Уровень изоляции по ГОСТ¦ ¦

¦с масляным трансформатором ¦Нормальная изоляция ¦

¦с сухим трансформатором и с¦Облегченная изоляция ¦

¦негорючим жидким диэлектриком ¦ ¦

2. По заказу потребителя допускается исполнение КТП со временем протекания тока термической стойкости 3 с.

2.2. Номинальные токи вводов ВН и сборных шин НН КТП должны быть не менее номинальных токов силового трансформатора.

Нулевая шина в РУНН должна соответствовать 50%-му значению номинального тока силового трансформатора.

По заказу потребителя допускается применять нулевые шины, соответствующие 75%-ному значению номинального тока.

2.2.1. В шкафах РУНН групповые ответвления от сборных шин к нескольким коммутационным аппаратам главной цепи должны выдерживать длительную нагрузку током, равную 70% суммы номинальных нагрузок на аппараты, но не более номинального тока сборных шин.

Критерием для установления допустимых нагрузок на коммутационные аппараты является температура нагрева частей этих аппаратов (или их контрольных точек), указанная в стандартах или технических условиях на них, при заданной температуре окружающей среды вне шкафов РУНН.

2.3. Структура условного обозначения типа КТП.

X XXX — Х/Х/Х — XX — XX (ХХХХ-ХХ)

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L—————— Климатическое исполнение и

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ чертежей (две последние

¦ ¦ ¦ ¦ стороне НН в киловольтах

¦ ¦ ¦ трансформатора в киловольтах

¦ ¦ трансформатора в киловольт-

трансформаторов (при одном

трансформаторе число не

Примечание. Для КТП с трансформаторами разных классов напряжения, отличающихся лишь номинальными напряжениями обмоток ВН при одинаковых массе, габаритно-установочных размерах и цене, указывают наибольший из классов напряжения обмоток ВН этих трансформаторов.

Пример условного обозначения типа КТП мощностью 400 кВхА, класса напряжения 10 кВ на номинальное напряжение на стороне НН 0,4 кВ, год разработки 1982, климатического исполнения ХЛ, категории размещения 1:

То же, двухтрансформаторной КТП мощностью 1600 кВхА, класса напряжения 6 кВ (трансформатор отличается только номинальным напряжением обмотки ВН), на номинальное напряжение на стороне НН 0,69 кВ, год разработки 1983, климатического исполнения У, категории размещения 3:

То же, КТП мощностью 1000 кВхА, класса напряжения 10 кВ, на номинальное напряжение на стороне НН 0,4 кВ, год разработки 1981, климатического исполнения У, категории размещения для вводного устройства со стороны высшего напряжения, шинопровода и трансформатора — 1, а распределительного устройства со стороны низшего напряжения — 3:

2.4. Номенклатура основных показателей качества КТП — по ГОСТ 4.316-85.

Значения основных показателей качества устанавливают в технических условиях на КТП конкретных типов.

3.1. КТП должны изготавливаться в соответствии с требованиями настоящего стандарта и технических условий на конкретные типы КТП по рабочим чертежам и схемам главных и вспомогательных цепей, утвержденным в установленном порядке и, кроме того, КТП, предназначенные для экспорта, — в соответствии с требованиями заказ-наряда внешнеторговой организации.

Допускается по заказу потребителя изготовление КТП по нетиповым схемам главных и вспомогательных цепей.

3.2. КТП должны изготовляться для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м.

Примечание. Допускается применение КТП для работы на высоте над уровнем моря более 1000 м с соблюдением требований ГОСТ 15150-69, ГОСТ 1516.1-76, ГОСТ 8024-84, ГОСТ 12434-83.

3.3. Требования к электрической прочности изоляции главных и вспомогательных цепей КТП со стороны ВН — по ГОСТ 1516.1-76.

Изоляция главных и вспомогательных цепей КТП со стороны НН должна выдерживать испытательное напряжение 2 кВ переменного тока частотой 50 Гц в течение 1 мин без пробоя или перекрытия.

Если какие-либо элементы цепей согласно стандартам, по которым они изготовлены, не допускают испытания напряжением 2 кВ, то испытательное напряжение следует соответственно уменьшить, но не ниже чем до 1,5 кВ. При наличии в цепях элементов, не допускающих испытания напряжением 1,5 кВ, испытательное напряжение должно быть приложено при отсоединении этих элементов. После этого проводят комплексное испытание цепей со всеми присоединенными элементами при напряжении менее 1,5 кВ, допускаемом всеми элементами.

Сопротивление изоляции электрически изолированных цепей шкафов РУНН при нормальных климатических условиях должно быть не менее 1 мОм.

3.4. В КТП категории 1 по ГОСТ 15150-69 должна быть предусмотрена изоляция, рассчитанная на нормальную работу при выпадении росы, или должны быть предусмотрены конструкцией меры, исключающие возможность ее образования.

3.5. Стойкость к токам короткого замыкания сборных шин НН и ответвления от них в пределах КТП должна соответствовать стойкости к току короткого замыкания вводов со стороны НН трансформатора. Продолжительность тока термической стойкости — 1 с.

1. Требование не распространяется на ответвление к аппаратам цепей уличного освещения, собственных нужд и вспомогательных цепей.

2. Стойкость к токам короткого замыкания ответвлений после коммутационных аппаратов главных цепей на номинальный ток до 250 А включительно — в соответствии с термической и электродинамической стойкостью этих аппаратов.

3.5.1. Температура нагрева токоведущих частей КТП (главных цепей) при воздействии токов короткого замыкания не должна превышать:

плюс 250°С — для металлических токоведущих частей (кроме алюминиевых), соприкасающихся с изоляцией, при этом ее разрушение или повреждение не допускаются;

плюс 300°С — для токоведущих частей из меди и ее сплавов, не соприкасающихся с изоляцией;

плюс 200°С — для токоведущих частей из алюминия.

3.6. УВН, ввод и сборные шины РУНН двухтрансформаторных КТП, а также однотрансформаторных, предназначенных для дальнейшего расширения в двухтрансформаторные, должны допускать аварийные перегрузки на 30% выше номинального тока силового трансформатора продолжительностью не более 3 ч в сутки, если длительная предварительная нагрузка составляла не более 70% номинального тока трансформатора.

По заказу потребителя указанные в данном пункте КТП должны комплектоваться УВН и шкафами ввода РУНН на ток не менее 1,4 номинального тока трансформатора, установленного в КТП*.

В режиме перегрузки температура нагрева контакта и элементов конструкции РУНН не нормируется, но должна обеспечиваться нормальная работа КТП после устранения перегрузки; пункт 3.6 дополнить сноской: Требование не распространяется на КТП, разработанные и поставленные на производство до 1 января 1984 г.

3.7. Силовые трансформаторы, входящие в состав КТП, должны соответствовать требованиям ГОСТ 11677-85, ГОСТ 16555-75, а также техническим условиям на конкретные типы трансформаторов, технические требования УВН — согласно требованиям разд. 2 ГОСТ 14693-77.

3.8. Контактные соединения в КТП — по ГОСТ 10434-82, ГОСТ 12434-83, ГОСТ 8024-84 и ГОСТ 21242-75.

3.9. Комплектующая аппаратура должна быть специально предназначена для работы в КТП.

Допускается применение комплектующей аппаратуры общего назначения, условия ее применения должны указываться в технических условиях на конкретные типы КТП.

3.10. Конструкция КТП в части механической прочности должна обеспечивать нормальные условия работы и транспортирования без каких-либо остаточных деформаций или повреждений, препятствующих нормальной работе КТП.

Шкафы РУНН должны выдерживать:

1000 открываний и закрываний дверей;

установленное соответствующими стандартами на коммутационные аппараты число включений — отключений, а также введений из ремонтного положения в рабочее и выведений из рабочего положения в ремонтное (для РУНН с аппаратами выдвижного использования).

3.10.1. Конструкция КТП должна исключать ложные срабатывания встроенных в шкафы приборов защиты при перемещении выдвижных элементов, а также обеспечивать нормальное функционирование приборов измерения и учета, управления и сигнализации при работе встроенных аппаратов.

3.11. Разборные соединения сборочных единиц, подвергающихся механическим нагрузкам в процессе транспортирования и эксплуатации, должны быть снабжены приспособлениями, препятствующими самоотвинчиванию.

3.12. Шины должны быть окрашены в следующие отличительные цвета: фаза А — желтый, фаза В — зеленый, фаза С — красный.

Допускается применение одноцветных шин, в том числе с изоляционным покрытием, а также шин без покрытия, если это допустимо по условиям эксплуатации. В этих случаях на шинах должны быть покрытия отличительного цвета поперечными полосами шириной не менее 10 мм (не менее одной полосы на участке шины до 1 м) в местах, удобных для обозрения.

Заземляющие шины, проложенные открыто, должны быть окрашены в черный цвет.

Во вводных шкафах РУНН должны быть предусмотрены и обозначены места для наложения переносного заземления.

3.13. Все детали из черных металлов должны иметь защитное покрытие против коррозии.

Составные части КТП должны иметь лакокрасочное покрытие одного цвета светлого тона. Допускается для КТП мощностью до 250 кВхА включительно климатического исполнения У1 по ГОСТ 15150-09 примерять лакокрасочное покрытие другого тона, при этом цвет покрытия следует указывать в технических условиях на КТП конкретных типов.

Отдельные сборочные единицы (днища, салазки), а также декоративные элементы допускается окрашивать в другие тона.

Качество окрашенных поверхностей не должно быть ниже V класса покрытий по ГОСТ 9.032-74.

3.13.1. Конструкцией шкафов РУНН и УВН должна быть предусмотрена сохранность лакокрасочных покрытий металлоконструкций при открывании и закрывании дверей.

3.14. Температура нагрева в нормальном режиме нетоковедущих частей КТП, к которым можно прикасаться при эксплуатации (листы приборные, крышки), не должны превышать 70°С.

3.15. Конструкция КТП должна обеспечивать возможность замены силового трансформатора без демонтажа РУНН.

3.16. КТП должны выполняться в полностью собранном виде или транспортными блоками, подготовленными для сборки на месте монтажа без разборки коммутационных аппаратов, проверки надежности болтовых соединений и правильности внутренних соединений.

Конструкция составных частей КТП (транспортных блоков) должна обеспечивать их сочленяемость.

3.16.1. Конструкция шкафов РУНН должна обеспечивать взаимозаменяемость однотипных выдвижных аппаратов без дополнительной подгонки.

3.17. КТП, выполненные с воздушными вводами, должны быть оборудованы вентильными разрядниками на сторонах ВН и НН и иметь исполнения вводов категории А или Б по ГОСТ 9920-75.

3.18. Двери в КТП должны без заеданий поворачиваться на шарнирах на угол не менее 95°, иметь замки и ручки. Ручки могут быть съемными или совмещены с ключом или защелкой.

3.19. Замки дверей УВН и РУНН должны запираться ключами с разными секретами.


3.20. Отдельные шкафы или транспортные блоки шкафов КТП должны иметь приспособления для подъема и перемещения в процессе монтажа.

3.21. Конструкция КТП должна обеспечивать установку на ровном полу (без крепления к полу), а также крепление их на фундаментах с помощью болтов или приварки к закладным деталям.

3.22. КТП категории 1 по ГОСТ 15150-69 должны:

быть пригодны для работы в условиях гололеда при толщине льда до 20 мм и скорости ветра 15 м/с (скоростном напоре ветра 146 Па), а при отсутствии гололеда — при скорости ветра до 36 м/с (скоростном напоре ветра до 800 Па);

иметь освещение панелей, на которых смонтированы измерительные приборы и расположены рукоятки управления аппаратами;

иметь питание напряжением не выше 42 В и розетку для включения лампы переносного освещения. Для однотрансформаторных КТП мощностью до 250 кВхА допускается освещение не выполнять и осветительную арматуру не устанавливать;

иметь фиксацию дверей в крайних положениях.

Конструкция шкафов РУНН для КТП категории 1 должна обеспечивать возможность присоединения:

как кабельных, так и воздушных линий.

3.23. Номинальное напряжение вспомогательных цепей КТП не должно превышать 400 В переменного тока и 440 В постоянного тока.

3.24. По условиям механической прочности присоединения проводов к зажимам или аппаратам вспомогательные цепи КТП должны выполняться проводами с медными жилами сечением не менее:

0,75 мм2 — для однопроволочных жил, присоединяемых к винтовым

0,5 мм2 — для однопроволочных жил, присоединенных пайкой;

0,35 мм2 — для многопроволочных жил, присоединенных пайкой или под

винт с помощью специальных наконечников.

Присоединение однопроволочных жил (под винт или пайкой) допускается только к неподвижным элементам аппаратуры. Присоединение жил к подвижным элементам аппаратуры должно производиться гибкими (многопроволочными) жилами.

Для переходов на двери должны применяться многопроволочные провода сечением не менее 0,5 мм2, допускается также применение для этих целей проводов с однопроволочными жилами сечением не менее 1,5 мм2 при условии, что жгуты проволок работают только на кручение.

3.25. В КТП прокладка проводов вспомогательных цепей должна производиться изолированным проводом как в монтажных коробках, так и непосредственно по металлическим панелям с обеспечением возможности контроля и замены поврежденного провода.

В отсеках, где расположено электрооборудование на напряжение свыше 1000 В, провода, предназначенные для присоединения аппаратуры НН, должны быть отделены перегородками (или проложены в трубах, металлорукавах), за исключением коротких участков, отделение которых связано с существенным усложнением монтажа или конструкции.

Прокладка в шкафах УВН проводов и кабелей, не относящихся к данному шкафу, не допускается. В исключительных случаях, когда выполнение требования приводит к существенному усложнению монтажа или конструкции, допускается прокладывать эти провода и кабели в трубах или коробах.

3.26. Присоединение внешних цепей контрольными кабелями и проводами должно осуществляться при помощи зажимов или штепсельных соединений.

3.27. Приборы и аппараты вспомогательных цепей должны устанавливаться таким образом, чтобы была обеспечена возможность их обслуживания без снятия напряжения с главных цепей КТП.

3.27.1. В шкафах УВН с высоковольтными предохранителями, имеющими указатели срабатывания, должна быть обеспечена возможность наблюдения за их состоянием без снятия напряжения с главных цепей.

Примечание. Для тупиковых однотрансформаторных КТП мощностью до 250 кВхА включительно климатического исполнения У1 по ГОСТ 15150-69 необходимость в данном требовании устанавливают в технических условиях по согласованию между изготовителем и потребителем.

3.28. Все приборы, аппараты, а также ряды зажимов и соединительная проводка должны быть маркированы.

Маркировка должна наноситься способом, обеспечивающим ее стойкость против действия влаги и света.

3.29. Разъединяющие контакты вспомогательных цепей между шкафом КТП и выдвижным выключателем, установленным в нем, должны выполняться в виде штепсельных разъемов с числом цепей не более 47.

3.30. Приборы, устанавливаемые на КТП, должны быть расположены с фасадной стороны для удобства наблюдения за их показаниями. По согласованию с потребителем допускается иное расположение приборов.

Измерительные приборы, в том числе и счетчики, рекомендуется устанавливать таким образом, чтобы их шкалы находились на высоте не более 2100 мм от пола.

Аппараты ручного управления (автоматы, переключатели, кнопки и т.п.) рекомендуется располагать на высоте не более 2100 мм от пола.

Примечание. Указанные в данном пункте размеры допускается принимать иными в зависимости от назначения КТП и условий его эксплуатации. В этом случае размеры должны указываться в технических условиях на конкретные типы КТП.

3.30.1. Рукоятки ручных приводов коммутационных аппаратов в шкафах РУНН должны включать аппараты:

в направлении движения часовой стрелки при вращении в плоскости, параллельной плоскости двери;

снизу вверх или справа налево при вращении в плоскости, перпендикулярной плоскости двери.

Положение рукоятки должно быть обозначено четкими нестирающимися цифрами 1 (включенное положение) и 0 (отключенное положение).

При использовании рукояток с самовозвратом на двери ячейки (или на рукоятке) должна быть нанесена цифра 1 со стрелкой, указывающей направление движения рукоятки при включении.

3.30.2. Нормируемое усилие на рукоятку должно быть установлено в соответствии со стандартами и техническими условиями на конкретные типы аппаратов.

3.31. Полный установленный срок службы КТП — не менее 25 лет (при условии проведения технического обслуживания или замены аппаратуры в соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации на конкретные типы КТП и их составные части).

3.31.1. Установленную безотказную наработку КТП устанавливают в технических условиях на КТП конкретных типов.

3.32. Требования безопасности — по ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2.007.4-75.

3.33. Требования, которые должны быть указаны в технических условиях на конкретные типы КТП, приведены в обязательном приложении 2.

3.34. Требования*(1) к присоединительным размерам шинных выводов РУНН КТП для подключения магистральных шинопроводов на номинальные токи от 1000 до 4000 А.

3.34.1. Шинные выводы РУНН КТП для подключения магистральных шинопроводов следует выполнять внутри шкафов и располагать по ширине шкафа.

3.34.2. Конструкцией шкафов РУНН КТП должна быть обеспечена возможность подключения присоединительных секций магистральных шинопроводов без дополнительных операций, не относящихся непосредственно к присоединению секции (съем элементов конструкции, подгонка отверстий, обработка контактных поверхностей выводов).

3.34.3. Отверстия в шинах присоединительных секций магистральных шинопроводов и в выводных шинах шкафов РУНН КТП должны быть овальными с расположением большей оси овала в шинопроводах вертикально, в РУНН КТП — горизонтально по отношению к продольной оси шин.

3.34.4. Отверстия во фланцах присоединительных секций магистральных шинопроводов и крышах шкафов РУНН КТП должны быть овальными с расположением большей оси овала в секции шинопровода вдоль широкой стороны фланца, в крыше шкафа — вдоль узкой стороны фланца.

3.34.5. Присоединительные размеры шинных выводов и отверстия в крышах шкафов РУНН КТП должны соответствовать указанным в обязательном приложении 3.

4.1. В комплект КТП должны входить:

УВН (по заказу потребителя);

силовой трансформатор (по заказу потребителя);

РУНН (типы и количество шкафов по заказу потребителя);

шинопроводы, предусмотренные конструкцией КТП;

шкафы сигнализации (по заказу потребителя);

приспособление для подъема и съема автоматических выключателей, если масса последних превышает 30 кг (по заказу потребителя);

запасные части и принадлежности по ведомости ЗИП.

4.2. К каждой КТП должны быть приложены:

документация на трансформаторы по ГОСТ 11677-85 — 1 экз.;

документация на комплектующую аппаратуру, подвергающуюся наладке и ремонту в процессе эксплуатации, — в соответствии с техническими условиями на конкретные типы аппаратуры;

схемы электрические принципиальные и схемы электрических соединений, сборочный чертеж КТП — 2 экз.;

эксплуатационная документация по ГОСТ 2.601-68 — 1 экз.;

ведомость ЗИП — 1 экз.

5.1. КТП должны подвергаться предприятием-изготовителем приемо-сдаточным, периодическим и типовым испытаниям.

5.2. Приемо-сдаточные испытания

5.2.1. Приемо-сдаточным испытаниям должна подвергаться каждая КТП (УВН, шкафы РУНН, трансформатор) по программе, указанной в табл. 3.

¦ Вид испытаний и проверок ¦ Пункты ¦

¦ ¦ технических требований ¦ методов ¦

¦1. Проверка внешнего вида и¦2.1; 3.1; 3.7; 3.9; 3.11 -¦ 6.1 ¦

¦чертежам ¦3.19 — 3.22; 3.25 — 3.30;¦ ¦

¦ ¦3.33; 4.1; 4.2; 7.1 — 7.7;¦ ¦

¦ ¦приложение 2, подпункты 1,¦ ¦

¦ ¦3, 7, 8, 13-15, 18, 20 ¦ ¦

¦2. Измерение сопротивления¦3.7; приложение 2,¦ 6.1 ¦

¦изоляции ¦подпункт 4 ¦ ¦

¦3. Проверка правильности¦3.1; 3.7; 3.16; 3.24;¦ 6.1 ¦

¦выполнения оперативных цепей¦3.25; 3.28 ¦ ¦

¦автоматики и сигнализации ¦ ¦ ¦

¦4. Опробование первичной¦3.7; 3.10; 3.23 ¦ 6.1 ¦

¦коммутационной аппаратуры и¦ ¦ ¦

¦проводов на включение и¦ ¦ ¦

¦5. Проверка действия¦3.7; 3.32, приложение 2,¦ 6.1 ¦

¦механических и электрических¦подпункт 8 ¦ ¦

¦6. Испытание на¦3.3; 3.7 ¦ 6.1 ¦

¦изоляции главных и¦ ¦ ¦

5.3. Периодические испытания

5.3.1. Периодические испытания должны проводиться в сроки, установленные в технических условиях на отдельные типы КТП, но не реже одного раза в 10 лет, по программе, указанной в табл. 4.

5.3.2. Периодические испытания должны проводиться на КТП или ее составных частях, прошедших приемо-сдаточные испытания. Для РУНН, состоящих из набора шкафов, периодические испытания проводятся в типопредставителях с распространением результатов испытаний на все типоисполнения РУНН.

Выбор типопредставителей РУНН и определение их количества проводится предприятием-изготовителем по согласованию с предприятием — разработчиком конструкции и оформляется протоколом.

5.3.3. Если за период, прошедший после проведения периодических испытаний, были проведены типовые испытания, связанные с изменением конструкции, материалов или технологии производства, то периодические испытания должны проводиться только по тем пунктам программы периодических испытаний, по которым не проводились типовые испытания.

¦ Вид испытаний к проверок ¦ Пункты ¦

¦ ¦ технических требований ¦ методов ¦

¦1. Проверка внешнего вида и¦3.7; 3.30.2 ¦ ¦

¦проверка на соответствие¦ ¦ ¦

¦2. Испытание на нагрев ¦2.2; 2.2.1; 3.6; 3.7; 3.9;¦ 6.1 ¦

¦3. Испытание на¦2.1; 3.5; 3.7; 3.9 ¦ 6.1 ¦

¦термическую стойкость к токам¦ ¦ ¦

¦4. Испытание на¦3.7; 3.16.1 ¦ 6.1 ¦

¦5. Испытание на механическую¦3.7; 3.9-3.11; 3.18; 3.32 ¦ 6.1 ¦

¦конструкции КТП при¦ ¦ ¦

¦6. Испытание электрической¦2.1; 3.3; 3.7 ¦ 6.1 ¦

¦7. Испытание на внешние¦1.1; 3.4; 3.7; 3.9; 3.13;¦ 6.1 ¦

¦климатические воздействия ¦3.22; 7.10 ¦ ¦

¦8. Испытания на механические¦Приложение 2, подпункт 6 ¦ 6.1 ¦

¦9. Испытание на прочность при¦3.7; 3.10; 3.11; 7.3; 7.6¦ 6.3 ¦

¦испытание упаковки ¦подпункт 14, 15 ¦ ¦

¦10. Контрольная сборка КТП ¦3.1; 3.15; 3.16; 3.20;¦ 6.1 ¦

¦11. Испытание на надежность ¦3.31, приложение 2, ¦ 6.2 ¦

1. Испытанию по п. 3 допускается не подвергать аппаратуру и ошиновку КТП напряжением выше 1000 В:

защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа — на термическую стойкость;

защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А — на электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания.

2. Испытания по п. 8 относятся только к типовым.

3. Испытания по пп. 2; 3; 5; 6; 8 производятся на составных частях КТП.

4. Испытания по п. 9 проводятся на КТП или транспортных блоках.

5.4. Типовые испытания

5.4.1. Типовые испытания должны проводиться при изменении конструкции, исходных материалов или технологии производства, если изменения могут влиять на характеристики и параметры КТП.

5.4.2. Объем испытаний и количество образцов, подвергаемых испытаниям, устанавливают в программе, согласованной предприятием — держателем подлинников конструкторской документации с изготовителем.

5.4.3. Допускается не проводить типовые испытания, за исключением контрольной сборки и испытания на взаимозаменяемость однотипных выдвижных аппаратов, если КТП данного типа в части проверяемых требований полностью идентична КТП другого типа, ранее подвергавшейся такому испытанию.

5.5. Если масса или габаритные размеры КТП (транспортного блока) не позволяют проводить климатические и механические испытания на существующем оборудовании, то оценку КТП (транспортного блока) следует производить в объеме требований, устанавливаемых в технических условиях на конкретные типы КТП.

При этом для отдельных видов климатических испытаний допускается # испытания макетов при условии обеспечения конструктивного и технологического подобия макета.

5.6. КТП допускается не подвергать всем или некоторым видам климатических испытаний, если входящие в ее состав части и встроенные элементы удовлетворяют требованиям, предъявляемым к ним в соответствии с требованиями к КТП в целом.

5.7. Правила приемки трансформаторов — по ГОСТ 11677-85.

6.1. Испытания КТП должны проводиться по ГОСТ 20243-82.

6.2. Оценка показателей надежности КТП производится на основании статистических данных при эксплуатации или специальных испытаниях.

6.3. Испытания на прочность при транспортировании — по ГОСТ 23216-78.

7.1. КТП должна иметь табличку по ГОСТ 12969-67, содержащую следующие данные:

условное обозначение (индекс) изделия;

заводской номер и (или) дату изготовления;

наименование изделия (при необходимости);

напряжение в киловольтах со стороны ВН и НН;

обозначение стандартов или технических условий*(2);

изображение государственного Знака качества при его присвоении в порядке, установленном Госстандартом СССР*(3);

надпись «Сделано в СССР»*(4);

другие данные, необходимые для монтажа и эксплуатации, по усмотрению предприятия-изготовителя.

7.2. Транспортная маркировка грузов — по ГОСТ 14192-77, при этом на каждый груз, кроме основных и дополнительных надписей, должны быть нанесены манипуляционные знаки: «Верх, не кантовать», «Осторожно, хрупкое», «Места строповки».

При высоте груза более 1 м должен ставиться знак «Центр тяжести».

7.3. Все подвижные части КТП на время транспортирования должны быть перед упаковкой надежно закреплены (заклинивание деревянными колодками, подвязка лентами и т.д.).

7.4. Все неокрашенные металлические поверхности КТП (винты, таблички, замки, ручки проводов и др.) должны быть подвергнуты консервации по ГОСТ 23216-78.

7.5. КТП категории размещения 3 должны быть упакованы в ящики по ГОСТ 16511-86 или другую тару по отраслевой нормативно-технической документации, обеспечивающую сохранность изделий при транспортировании, хранении и погрузочно-разгрузочных операциях.

7.6. КТП категории размещения 1 транспортируются без упаковки. По требованию потребителя КТП категории размещения 1 должны упаковываться в соответствии с п. 7.5.

7.7. При транспортировании КТП категории размещения 1 без упаковки все проемы должны быть закрыты заглушками и защищены от попадания атмосферных осадков. Должна быть исключена возможность открывания дверей и крышек с целью защиты бьющихся и легко снимаемых частей.

7.8. Документация должна быть упакована по ГОСТ 23216-78.

7.9. КТП должны транспортироваться в полностью собранном виде или отдельными транспортными блоками длиной не более 4 м. Допускается по согласованию между изготовителем и потребителем транспортирование КТП блоками длиной более 4 м.

7.10. Требования к упаковке, хранению, транспортированию КТП, которые должны быть указаны в технических условиях на конкретные типы КТП, приведены в обязательном приложении 2.

8.1. Эксплуатация и монтаж КТП должны производиться в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации предприятия-изготовителя, а также в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденными Госэнергонадзором 12 апреля 1969 г., и «Правилами устройства электроустановок».

9.1. Изготовитель гарантирует соответствие КТП требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий эксплуатации, транспортирования, хранения, монтажа.

9.2. Гарантийный срок эксплуатация КТП — три года со дня ввода в эксплуатацию.

9.3. Гарантийный срок эксплуатации КТП, предназначенных для экспорта, — один год со дня ввода в эксплуатацию, но не более двух лет со дня проследования через государственную границу СССР.

*(1) Требования не распространяются на КТП, разработанные и поставленные на производство до 1 января 1986 г.

*(2) Обозначение технических условий на КТП, предназначенных на экспорт, не допускается.

*(3) Для КТП, предназначенных на экспорт, не указывать.

*(4) Для КТП, предназначенных на экспорт.

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) — электротехническое устройство напряжением 6-10 кВ, мощностью 25-2500 кВхА, служащее для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока и состоящее из устройства со стороны высшего напряжения, трансформатора, распределительного устройства со стороны низшего напряжения и шинопроводов между ними, поставляемых в собранном или подготовленном для сборки виде.

Устройство со стороны высшего напряжения КТП (УВН) — устройство в металлической оболочке со встроенными в нее аппаратами для коммутации, управления и защиты (или без них — глухой ввод), служащее для приема электроэнергии и передачи ее по цепям, обусловленным схемой коммутации на стороне высшего напряжения трансформатора.

Распределительное устройство со стороны низшего напряжения КТП (РУНН) — устройство напряжением до 690 В в металлической оболочке, состоящее из одного или нескольких шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения и защиты, служащее для распределения электроэнергии.

Шинопровод — токоведущие элементы, расположенные в металлической оболочке, служащие для соединения главных цепей составных частей КТП в соответствии с электрической схемой соединения и конструктивным исполнением КТП.

Транспортный блок — часть КТП, подлежащая транспортированию в одной упаковке (или без нее) и состоящая из отдельных изделий, подготовленных для сборки на месте монтажа без ревизии (УВН, силового трансформатора, нескольких шкафов РУНН, установленных на общей раме с полностью смонтированными шинами и вспомогательными цепями).

1. Классификация и параметры КТП.

2. Тип атмосферы по ГОСТ 15150-69.

3. Напряжение короткого замыкания, схемы и группы соединений обмоток трансформаторов, устанавливаемых в КТП.

4. Требования к сопротивлению изоляции составных частей КТП.

5. Исполнение КТП по степени защиты.

6. Условия эксплуатации в части воздействия механических факторов внешней среды по ГОСТ 17516-72 (при наличии механических воздействий на КТП).

7. Требования к УВН.

8. Дополнительные указания по выполнению требований безопасности.

9. По требованию потребителя — уровень звука КТП.

10. Требования к элементам вводов (тяжение проводов, влияние ветра, гололед и др.).

11. Требования к надежности (установленный срок службы, вероятность безотказной работы, по требованию потребителя — установленная наработка на отказ), критерии отказов и предельных состояний для отдельных составных частей КТП.

12. По требованию потребителя — показатели ремонтопригодности: среднее время восстановления и коэффициент технической готовности.

13. Варианты компоновок (схемы электрические принципиальные главных цепей), габаритные, установочные, присоединительные размеры и масса КТП.

14. Типы упаковки, виды тары для КТП и ее составных частей, ЗИП.

15. Условия транспортирования в части воздействия климатических и механических факторов, условия и срок хранения КТП в соответствии с ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 23216-78.

16. Требования к комплектности поставки, а также возможность изготовления по заказу отдельных изделий, входящих в КТП (УВН, силового трансформатора, РУНН и шинопроводы).

17. При транспортировании по железной дороге:

нормативно-техническая документация МПС по погрузке и креплению; род подвижного состава (платформы, полувагоны и др.).

18. Длина транспортных блоков РУНН.

19. Требования к наличию мест наложения переносного заземления во вводных шкафах РУНН и их обозначению.

20. Требования к наличию надписей и установке светильников на фасадах шкафов РУНН.

21. Значения токов электродинамической и термической стойкости на сторонах ВН и НН.

22. Требования к маркировке шкафов — для КТП, имеющих отдельные шкафы УВН и РУНН.

23. Основные показатели качества КТП.

24. Требование к удобству обслуживания УВН и РУНН.

«Черт. 1. Присоединительные размеры для установки шинопроводов на номинальный ток 1000 и 1600 А»

«Черт. 2. Присоединительные размеры для установки шинопроводов на номинальный ток 1600 и 2500 А»

«Черт. 3. Присоединительные размеры для установки шинопроводов на номинальный ток 4000 А»

Назначение и основные элементы трансформаторных подстанций

Электрические станции обычно располагаются вблизи естественных источников энергии и вырабатывают электрическую энергию напряжением от 0,4 до 24 кВ. Передача электроэнергии на дальние расстояния для снижения потерь мощности в линиях электропередач и уменьшения сечения проводов производится при высоких напряжениях. В Республике Беларусь применяются следующие уровни напряжений: 0,22; 0,38; 0,66; 10; 35, 110; 220; 330; 750 кВ. Для достижения таких напряжений на электростанциях устанавливают мощные повышающие трансформаторы. Распределение электроэнергии между городами, населенными пунктами и цехами предприятий чаще всего осуществляется по воздушным и кабельным линиям при напряжениях 220, 110, 35, 20, 10 и 6 кВ, в сельской местности – 10 и 6 кВ. Следовательно, во всех узлах распределительной сети необходимо устанавливать трансформаторы, понижающие напряжения. Большинство пользователей электроэнергии переменного тока работают при напряжениях 220 и 380 В, поэтому в местах потребления электроэнергии также необходимо устанавливать понижающие трансформаторы на подстанциях.

Трансформаторной подстанцией (ТП) называется электрическая установка, предназначенная для преобразования электрической энергии из одного напряжения в другое и распределение ее потребителям, состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления и других вспомогательных сооружений.

Трансформаторные подстанции классифицируются по количеству трансформаторов и числу ступеней трансформаторов, бывают одно- и двухтрансформаторными с установкой двух- и трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации и поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанции.

По схеме питания трансформаторные подстанции подразделяются на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. В системе сельского электроснабжения используются чаще первые три типа.

Тупиковая подстанция – это подстанция, которая получает электроэнергию от одного источника по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная подстанция – это подстанция, которая присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.

Проходная подстанция включается в разрыв одной либо двух линий с двусторонним или односторонним питанием.

Узловая подстанция – наиболее сложная подстанция, к которым подходят две или более линии, питающиеся от двух и более источников.

Ответвительные и проходные подстанции иногда называют промежуточными, а проходные и узловые – транзитными.

По территориальному размещению подстанции бывают пристроенные, встроенные и внутри цеховые.

Пристроенная подстанция – это подстанция, непосредственно примыкающая к производственному или иному зданию либо сооружению.

Встроенная подстанция – это подстанция закрытого типа, находящаяся внутри производственного или иного здания либо сооружения.

Внутрицеховая подстанция – это подстанция, расположенная в производственном здании, при этом она может располагаться открыто (обнесенная ограждением) или в отдельном закрытом помещении.

По конструктивному исполнению они разделяются на мачтовые (столбовые), комплектные (КТП), открытые и закрытые. На открытых мачтовых подстанциях оборудование устанавливают на опорах воздушных линий или на специальных высоких конструкциях, рис 6.16, комплектные трансформаторные подстанции состоят из трансформаторов и металлических шкафов-блоков, в которых находятся в полностью собранном виде элементы присоединения к сети высокого напряжения 35-6 кВ и элементы распределительного устройства напряжения 380-220 В. В закрытых трансформаторных подстанциях все оборудование устанавливают в здании.

Мачтовые ТП имеют А-,П- или АП-образные конструкции, изготавливаемые из деревянных или железных стоек. На базе А-образной конструкции (иногда на одностоечной опоре) выполняют однофазные ТП мощностью 5-10 кВА. При этом А-образная конструкция одновременно может быть и концевой опорой воздушной линии высокого напряжения.

Подстанции П-образной конструкции используют с трехфазными трансформаторами мощностью до 100 кВА включительно.

Конструкции АП-образной формы применяют для подстанций с трансформаторами мощностью 160-250 кВА. Закрытые ТП бывают двух видов: с кабельными вводами К-42 и с воздушными вводами В-42. На закрытых ТП (ЗТП), как правило, устанавливаются два трансформатора мощностью 250-630 кВА. Оборудование ЗТП типа К-42 монтируют в одноэтажном здании, а В-42 в двухэтажном. На втором этаже располагается распределительное устройство высокого напряжения, на первом — силовые трансформаторы и РУ 0,4 кВА.

Рис. 6.16 Общий вид мачтовой ТП 10/0,38 кВ

1-разрядник, 2-предохранитель, 3-трансформатор, 4-площадка для обслуживания, 5-шкаф РУ 0,38 кВ, 6-выводы линии 0,38 кВ, 7-лестница

В сельских электрических сетях применяют как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные подстанции, в первую очередь напряжением 10/0,38, 35/10, 110/10, 110/35/10 кВ. Двухтрансформаторные подстанции обеспечивают более надежное электроснабжение и питают, в первую очередь, потребителей первой категории.

В сельскохозяйственных районах в большинстве случаев сооружают комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Основными частями таких подстанций, кроме силовых трансформаторов, являются распределительные устройства на открытом воздухе (ОРУ) 35 (110) кВ и распределительное устройство (РУ) 10 кВ. Из экономических соображений РУ на напряжение 35…110 кВ выполняют обычно открытого типа, так как при этом значительно сокращается объем строительной части, упрощаются их расширение и реконструкции, а с другой стороны, при этом увеличивается занимаемая площадь, а оборудование, и особенно изоляторы, подвергаются большему запылению и загрязнению. Электрооборудование для наружной установки, используемое в ОРУ, отличается от соответствующего оборудования для внутренней установки в первую очередь конструкцией изоляторов. В ОРУ на 35-110 кВ многообъемные массивные выключатели установливаются на фундаментах, а малообъемные масляные выключатели, разъединители устанавливают на основаниях, высота которых определяется условием безопасности для людей. Минимальные изоляционные расстояния в воздухе между токоведущими частями и другими элементами ОРУ превышают соответствующие расстояния, принятые для внутренней установки, так как учитывают неблагоприятные условия работы электрооборудования. Территорию ОРУ ограждают забором высотой не менее 2,4 м.

Основным блоком трансформаторной подстанции является силовой трансформатор. Трансформатором называют статическое электромагнитное устройство, имеющее две или большее число обмоток и предназначенное преобразовывать систему переменного тока с изменением напряжения и числа фаз. Трансформаторы, предназначенные для преобразования электрической энергии в сетях энергосистемы и потребителей электрической энергии, называют силовыми. Для режима их работы характерны неизменная частота переменного тока и очень маленькие отклонения первичного и вторичного напряжений от номинальных значений.

Силовые трансформаторы, выпускаемые отечественными заводами, разделены на несколько групп (габаритов) от 1 до 8. В трансформаторах изоляцию обмоток подразделяют на главную – изоляцию их от магнитопровода и между собой (обмоток низкого напряжения (НН) от высокого напряжения ( ВН) и продольную – изоляцию между витками, слоями и катушками каждой обмотки.

Каждый трансформатор характеризуется номинальными данными, мощностью, токами первичной и вторичной обмоток, потерями холостого хода, потерями короткого замыкания (или потерями в меди), напряжение короткого замыкания, током холостого тока, а также группой соединения.

Напряжением короткого замыкания трансформатора называют напряжение, которое необходимо подвести к одной из обмоток при замкнутой накоротко другой, чтобы в последней протекал номинальный ток. Это напряжение в процентах от номинального, отнесенного к мощности наиболее мощной обмотки, дается в каталогах и составляет в зависимости от мощности трансформатора 4,5-12%.

Током холостого хода называют ток, который при номинальном напряжении устанавливается в одной обмотке при разомкнутой другой. Потери холостого тока определяются током, выраженным в процентах от тока соответствующей обмотки.

Группой соединения называют угловое (кратное 30 град.) смещение векторов между одноименными вторичными и первичными линейными напряжениями обмоток трансформатора. На электрических станциях и подстанциях наибольшее распространение получили следующие схемы и группы соединений двухобмоточных трансформаторов: звезда — звезда, звезда – треугольник, в трехобмоточных трехфазных трансформаторах наиболее часто применяется соединении звезда- звезда- ноль-треугольник.

Номинальные токи обмоток трансформатора указывают в каталогах. Под номинальным следует понимать нагрузку, равную номинальному току (номинальной мощности), которую трансформатор может нести непрерывно в течение всего срока службы при номинальных температурных условиям.

В обмотках и в стали магнитопровода трансформатора, включенного под нагрузку, выделяется значительное количество тепла. Чтобы поддерживать температуру нагрева трансформатора в определенных пределах, необходимо в течение срока эксплуатации трансформатора непрерывно отводить выделяющееся в нем тепло в окружающее пространство.

В зависимости от мощности в трансформаторах применяют различные виды охлаждения- с естественным воздущным охлаждением в трансформаторах с сухой изоляцией (С), естественное масляное (М), масляное с воздушным дутьем (Д), то же, с принудительной циркуляцией масла (ДЦ), масляно-водяное с естественной циркуляцией масла (МВ), то же с принудительной циркуляцией масла (Ц), с негорючим диэлектриком (Н).

При естественном воздушном охлаждении магнитопровод, обмотки и другие части трансформатора имеют непосредственное соприкосновение с окружающим воздухом, поэтому охлаждение их происходит путем конвекции воздуха и излучения. Сухие трансформаторы устанавливают внутри помещения ( в зданиях, производственных цехах и пр.), при этом главным требованием является обеспечение пожарной безопасности. В эксплуатации они удобнее масляных, так как исключают необходимость периодической очистки и смены масла.

Сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением могут иметь открытое (С), защищенное (СЗ) или герметизированное (СГ) исполнение. На рис. 6.17 представлен итальянский трансформатор сухого типа марки ТТА- RES.

Рис.6.17Трансформатор сухого типа ТТА-RES(Италия):

1.Обмотка ВН, изготовленаиз алюминиевой фольги (исключает микроразряды и улучшает теплопередачу).

2. Сердечник из магнитной стали.

3. Обмотка НН, изготовленаиз алюминиевой фольги и изоляционных материалов (эпоксидная смола с наполнителем из оксида кремния и залитая в вакууме).

5. Вывод ВН для бокового присоединения.

6. Распорки с пластиковыми и резиновыми вставками для снижения вибрации и шума.

7. Отпайки на обмотке высокого напряжения для регулирования напряжения.

9. Двунаправленные ролики для перемещения.

10. Термодатчики РТ и РТС, установленные в обмотке НН, в сочетании с применением специального блока автоматики обеспечивают постоянный контроль рабочей температуры трансформатора.

В трансформаторах с масляным охлаждением магнитопровод с обмотками помещен в бак, наполненный трансформаторным маслом.. Наличие трансформаторного масла обеспечивает более надежную работу высоковольтных трансформаторов, так как электрическая прочность масла намного выше, чем воздуха. Масляное охлаждение интенсивнее воздушного, поэтому габариты и вес масляных трансформаторов меньше, чем сухих такой же мощности. В трансформаторах малой мощности применяют баки с гладкими стенками, а в трансформаторах напряжением 110 кВ и выше применяют радиаторы.

Во время работы масло в трансфоматоре нагревается и расширяется. При уменьшении нагрузки оно, охлаждаясь, возвращается к первоначальному объему. Поэтому масляные трансформаторы мощностью 25 кВА и выше имеют дополнительный бак – расширитель, соединенный с внутренней полостью основного бака. При нагревании трансформатора изменяется объем масла, находящегося в расширителе. Объем его составляет около 10% от объема масла в баке. Применение расширителя позволяет значительно сократить поверхность соприкосновения масла с воздухом, что уменьшает его загрязнение и увлажнение. Расширители имеют воздухоочиститель, заполненный сорбентом – веществом, поглощающим влагу из воздуха, поступающего в расширитель. Существуют также исполнения трансформаторов с герметичным баком, в которых исключено взаимодействие масла с воздухом. Стенки бака в этом случае выполняются гофрированными, что обеспечивает компенсацию изменения объема трансформаторного масла в процессе работы. Трансформаторы с естественным охлаждением негорючим жидким диэлектриком ( синтетический изоляционный материал – соавтол) также выполняются с герметизированным баком.

Для вывода наружу концов от обмоток в трансформаторах, охлаждаемых маслом или негорючим жидким изолятором, используют проходные фарфоровые изоляторы, размещаемые на крышке или стенке бака. Проходной изолятор вместе с токоведущим стержнем и крепежными деталями называют вводом.

Вводы предназначены для присоединения обмоток к сборным шинам подстанции и состоят из трех основных элементов: а) токоведущая часть, нижний конец которой находится в масляном баке трансформатора, соединяют с обмоткой, а верхний конец – с заземлением, б) металлический фланец – служит для крепления к крышке бака, в) фарфоровой изолятор.

Обмотка трансформатора представляет собой часть электрической цепи (первичной и вторичной) и состоит из: а) проводникового материала ( обмоточный провод, медный или алюминиевый), б) изоляционных деталей. В комплект обмотки также входят вводные концы, ответвления для регулирования напряжения, емкостные кольца и электростатические экраны емкостной защиты от перенапряжений. Для крупных трансформаторов применяется непрерывная обмотка, которая состоит из катушек, соединенных между собой последовательно. Катушки наматываются прямоугольным проводом. Непрерывная обмотка наматывается на рейки и на бакелитовые цилиндры. Между катушками ставятся прокладки из электрокартона, создающие каналы для охлаждения обмотки.

Компоновка трансформатора производится с учетом расположения основных узлов. Магнитопровод располагается вертикально по отношению к поддону бака. Крепление стержней обеспечивается бандажами, а ярм – ярмовыми балками, которые между собой соединяются вертикальными и горизонтальными шпильками. Сверху и снизу у ярм располагается изоляция, а на самих стержнях по две обмотки НН и ВН (иногда на каждом стержне имеется и третья обмотка – среднего напряжения).

Устройство трехфазного масляного трансформатора средней мощности представлено на рис 6.18.

Рис.6.18.Устройство трехфазного масляного трансформатора средней мощности: 1 – бак, 2 – переключатель числа витков обмотки ВН, 3 – привод к переключателю, 4 – термометр, 5 и 6 – проходные изоляторы ВН и НП соответственно, 7 – пробка, 8 – расширитель, 9 – масломерная стеклянная трубка, 10 – циркуляционные трубы, 11 – магнитопровод, 12 – обмотка НН, 13 – обмотка ВН, 14 – сливное отверстие.

Структура маркировки трансформатора типа ТМ следующая:

ТМ – трансформатор масляный ( естественное охлаждение),

630 – мощность (кВА),

10 – напряжение первичной обмотки (кВ),

У1 – климатическое исполнение ( умеренный климат).

Первая буква Т или О означает число фаз (трехфазный или однофазный).

На втором месте стоит буква(или две буквы), означающая систему охлаждения: М – масляное охлаждение с естественной циркуляцией масла, Д – масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла, ДЦ- масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла, Н- естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком, С- естественное воздушное охлаждение при открытом исполнении, СЗ- естественное воздушное охлаждение при защитном исполнении.

На третьем месте стоит буква, означающая характерную особенность данного типа трансформатора, Т- трехобмоточный, Н- с регулированием под нагрузкой, Г- грозоупорный, т.е. имеет емкостную защиту от перенапряжения.

На крышке шкафа устройства высокого напряжения (УВН) установлены проходные изоляторы, высоковольтные разрядники, а также штыревые высоковольтные изоляторы. В верхней части шкафа УВН расположен кронштейн для установки штыревых низковольтных изоляторов, к которым присоединяются провода линий 0,4 кВ. Также в шкафу УВН размещены высоковольтные предохранители. Для защиты выводов трансформатора от случайного прикосновения к токоведущим частям и предотвращения попадания посторонних предметов установлен кожух.

В электрических сетях сельскохозяйственного назначения в подстанциях чаще применяют комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) заводского изготовления. Они представляют собой металлические шкафы в брызгозащитном исполнении. В которые встроены все аппараты, сборные шины, измерительные приборы, устройства защиты и сигнализации, а также вспомогательное оборудование. Различают две принципиально отличные конструкции КРУН, со стационарной установкой основного оборудования и на выкатных тележках (с выдвижными элементами). Вторая конструкция более совершенная, так как при ней облегчается обслуживание, сокращаются перерывы в электроснабжении, повышается безопасность работы.

К основному оборудованию, которое встраивается в КРУН, относятся- выключатели, разрядники, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы, трансформаторы собственных нужд.

Блок высоковольтных ячеек содержит следующие ячейки – ввода, отходящих линий, трансформаторов напряжения, секционного выключателя, секционного разъединителя. В ячейках, кроме высоковольтного оборудования, размещены шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей.

К высоковольтной аппаратуре относятся высоковольтное распределительное устройство с разъединителями типа РЛНД-10, который является коммутационным аппаратом высокого напряжения и предназначен для включения под напряжение 10 кВ и отключение участков цепи без тока нагрузки. Разъединитель устанавливается на ближайшей от КТП опоре воздушной линии. Разъединители выпускаются в двух и в трехполюсном исполнении. Изоляция разъединителя состоит из четырех или шести изоляторов, два или три из которых устанавливаются на рычагах, а остальные на швеллерах. На верхних фланцах изоляторов разъединителя установлена токоведущая система, выполненная в виде двух контактных ножей Габаритные размеры и общий вид разъединителя представлены на рис.6.19 и 6.20.

Рис.6.19. Габаритные размеры разъединителей РЛНД-1-10-200 У1, РЛНД-1-10-400 У1, РЛНД-1-10-630 У1 с приводом:1 — продольная тяга; 2 — рама; 3 — вал заземления; 4 — рычаг с валом; 5 — регулируемая тяга

Рис 6.21. Общий вид разъединителей РЛНД-1-10-200 У1, РЛНД-1-10-400 У1, РЛНД-1-10-630 У1 (I- изолятор; 2, 6 — контактные выводы; 3 — козырек; 4 — контактный нож; 5, 12 — разъемные контакты;7- заземлитель; 8- рычаг; 9 — труба;10 — блок-замок; II- контакт заземлителя)

КТП подключается к ЛЭП 10кВ посредством разъединителя наружной установки, который устанавливается на ближайшей от КТП опоре ЛЭП. Разъединитель имеет стационарные заземляющие ножи со стороны КТП. В целях обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и исключения ошибочных переключений на подстанции установлены защитные и блокировочные устройства.

Рядом, на одном уровне с силовым трансформатором, устанавливают распределительный шкаф низкого напряжения.

В шкафу РУ низкого напряжения расположены низковольтные коммутационные аппараты, а также аппаратура защиты, автоматики и учета, табл.6.4.

Таблица 6.4. Перечень аппаратуры защиты и автоматики в КТП

Обозначение на схеме

Наименование и тип

Разъединительный пункт РП 1У

Разрядники РВО-10, РВН-0,5

Магнитный пускатель ПМЕ-200

Конечный выключатель ВПК-2110

Тепловое реле ТРН-10

Автоматические выключатели А3700

Токовое реле ТРН-10

Промежуточное реле РП-25

Включение и отключение КТП

Преобразование напряжения 10 кВ в напряжение 0,38/0,22

Защита трансформатора от токов короткого замыкания (ТКЗ)

Защита КТП от атмосферных перенапряжений на линиях 10 и 0,38 кВ

Отключение низковольтного шкафа

Снижение величины тока для подключения счетчика

Защита линий уличного освещения от ТКЗ

Автоматическое включение и отключение уличного освещения

Учет потребления активной энергии

Подогрев счетчика в холодное время

Включение подогрева счетчика

Подключение лампы на фазы А,В,С для проверки наличия напряжения и освещения шкафа

Сигнализация наличия напряжения на фазах и освещение шкафа

Переключение на автоматическое или ручное управление уличным освещением

Подключение приборов и электроинструмента

Отключении линии 0,38 кВ при открывании дверцы шкафа

Защита трансформатора от токов перегрузок

Включение и отключение линий на 0,38 кВ

Защита линий 0,38 кВ от однофазных замыканий проводов на землю

Отключение автоматических выключателей линий N 1,3

Снижение напряжения на катушке промежуточного реле

Преобразование светового сигнала в электрический

Автоматическое управление магнитным пускателем

Для безопасности обслуживания аппаратура, провода и ошиновка РУ низкого напряжения защищены панелями. Панели защиты имеют устройства для запирания в рабочем положении, в них предусмотрены отверстия для выхода рукояток коммутационной аппаратуры и наблюдения за показаниями счетчика электроэнергии.

На левой боковой стенке шкафа РУ 0,4 кВ установлен фотодатчик. Провода для присоединения низковольтных линий проложены по наружным боковым стенкам УВН и защищены коробами.

Шкафы РУ 0,4 кВ и УВН закрывают двери с самозапирающимися замками. Для закрепления в открытом положении на дверях имеются фиксаторы. Двери приспособлены для пломбирования. На двери шкафа УВН установлен блок-замок сблокированный с приводом заземляющих ножей разъединителя.

Конструкцией КТП предусмотрена площадка для обслуживания шкафа РУ 0,4 кВ. Она крепится к салазкам подстанции крепежом, входящим в комплект монтажных частей.

КТП имеют блокировки, предотвращающие:

1) включение заземляющих ножей разъединителя при включенных главных ножах;

2) включение главных ножей разъединителя при включенных заземляющих ножах;

3) открывание двери шкафа УВН при отключенных заземляющих ножах разъединителя;

4) отключение заземляющих ножей разъединителя при открытой двери шкафа УВН;

5)отключение рубильника под нагрузкой.

Параметры комплектных трансформаторных подстанций мощностью от 25 до 250 кВА и напряжением 10 кВ представлены в таблицах 6.5-6.6

1 Мощность силового трансформатора, кВА

25; 40; 63; 100; 160; 250

2 Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ

3 Наибольшее рабочее напряжение на стороне ВН, кВ

4 Номинальное линейное напряжение на стороне НИ, кВ

5 Номинальный ток сборных шин на стороне ВН, А

5; 8; 10; 16; 20; 31,5

6 Номинальный ток сборных шин на стороне НН, А

Номинальный ток, А

плавкой вставки предохранителя

Принципиальная электрическая схема КТП-25-160 представлена на рис 6.22.

Рис. 6.22 Принципиальная электрическая схема КТП-25-160

Технология монтажа трансформаторных подстанций

Перед монтажем проводят ревизию оборудования трансформаторной подстанции. Ревизию проводят при получении со склада, приемки от заказчика и при сдаче в эксплуатацию. До начала ревизии должно быть проверено: наличие паспорта и другой заводской документации на ТП и комплектующее оборудование, комплектность ТП в соответствии с заводской документацией; целостность корпусов ТП и блоков, отсутствие вмятин, наличие и прочность закрепления оборудования, приборов, ошиновки, электропроводок.

В ходе ревизии оборудование очищают от пыли и грязи, проверяют все контактные и резьбовые соединения, исправность изоляции и состояние покраски. В ревизию также входит внешний осмотр оборудования.

В трансформаторе без вскрытия и подъема сердечника проверяют целостность бака, радиаторов и наличие арматуры трансформатора, отсутствие трещин, сколов на изоляторах, комплектность гаек и состояние резьбы выводов, наличие и уровень масла в расширительном бачке, отсутствие течи масла в уплотнениях крышки, кранах, радиаторах, изоляторах и др. При осмотре удаляют временные уплотнения и пробки.

В опорных изоляторах, высоковольтных предохранителях проверяют отсутствие трещин, сколов фарфора, крепление колпачков и фланцев изоляторов; присоединение контактных устройств, исправность пружинящих скоб и контактов; надежность крепления патронов предохранителей в контактах; целостность и герметичность патронов предохранителей; целостность плавкой вставки и исправность указателя срабатывания.

В разрядниках и проходных изоляторах проверяют отсутствие повреждений и загрязнений фарфора; крепление изоляторов и разрядников к корпусу; наличие и состояние крепежных деталей, проходных шпилек, уплотнений, присоединение ошиновки; присоединение заземляющих перемычек разрядников.

В рубильниках, переключателях проверяют надежность крепления к основанию; свободу перемещения рукоятки; работу блокировки; состояние подвижных и неподвижных контактов, надежность их замыкания; подключение шин и проводов.

В автоматах, магнитных пускателях, реле проверяют целостность корпусов и крепления; опробуют работу контактной системы вручную на включение и отключение; отсутствие перекосов и заеданий при работе подвижной системы; работу теплового реле; замыкание и размыкание контактов в первичной и вторичных цепях; надежность присоединений и состояние изоляции проводов.

В счетчиках и трансформаторах тока проверяют надежность закрепления, присоединение проводов, функционирование выключателей, кнопок при ручном переключении.

Перед монтажом оборудования трансформаторной подстанции изучают проектно-сметную документацию, составляют графики производства работ и поставки материалов и оборудования на объект. Место размещения ТП должно быть согласовано с заказчиком и отмечено специальным пикетом. Монтаж ТП организуют в две стадии индустриальными методами с максимальной механизацией работ. Первая стадия (выполняют в мастерских) включает: проверку комплектности ТП, ревизию, предварительную наладку и испытания оборудования, изготовление метизных деталей и т.п.

Вторая стадия включает монтаж конструкций и оборудования не посредственно на объекте.

Расстояние между ТП и опорами, габаритные размеры до проводов и других сооружений выбирают по ПУЭ и типовому проекту. Сопротивление заземляющего устройства должно соответствовать проекту. Все металлические части ТП должны зануляться и заземляться, а разъединительного пункта — заземляться.

Последовательность выполнения работ. Проверяют комплектацию материалами и оборудование, которое должна быть 100%-ой. Подготавливают подъезды для доставки материалов и последующей эксплуатации ТП, завозят материалы. Территорию планируют с уклоном для отвода ливневых вод. В соответствии с типовым проектом размечают места установки стоек КТП и траншей для монтажа заземляющего устройства. Котлованы под стойки размечают так, чтобы линия, проходящая через их центры, была перпендикулярна оси ВЛП 10 кВ, а центр КТП совпадал с осью ВЛ. Бурение котлованов под стойки и установку стоек выполняют при помощи бурильно-крановых машин, стойки устанавливают в котлован на подсыпку из гравия высотой 300 мм или на бетонную плиту, засыпают котлованы со стойками песчано-гравийной смесью с послойным трамбованием. Размеры трансформаторной подстанции и котлована для установки представлены на рис.6.23.

КТПб 10/0,4кВ, 6ЗОкВА

КТПб 10/0,4кВ, 2х1000кВА

Рис. 6.23Размеры трансформаторной подстанции и котлована для установки

На стойки монтируют металлоконструкции и устанавливают КТП. После выверки положения по уровню и отвесу КТП закрепляют болтами, все металлоконструкции окрашивают антикоррозийными красками.

Для обслуживания КТП площадку устанавливают на шарнирах (после окончания работ площадку поднимают и закрепляют).

На КТП монтируют проходные изоляторы, разрядники, изоляторы ВЛ 0,38 кВ. Фотореле устанавливают так, чтобы исключить срабатывание от света фар автомашин. Контактные поверхности зачищают и смазывают техническим вазелином. На концевой опоре ВЛ 10 кВ монтируют разъединительный пункт, включающий разъединитель и привод. Расстояние между неизолированными токоведущими частями должно быть не меньше 20 мм по поверхности изоляции и 12 мм по воздуху.

В разъединителе РЛНД-10 проверяют комплектность, крепление изоляторов к раме; отсутствие трещин, сколов опорных изоляторов; крепление колпачков, фланцев и токоведущих частей к изоляторам; состояние контактной части ножей пружин; легкость вхождения в контакты токоведущих и заземляющих ножей (ножи должны входить по центру контактов без перекосов и ударов). Между витками контактных пружин при включенном состоянии должен оставаться зазор не менее 0,5 мм.

В приводе ПРН-10М проверяют перемещение рукоятки переключений, состояние и работу блокировок.

Монтаж заземляющего устройства выполняют в траншее из заземлителей (круглой стали диаметром 12 мм и длинной 5 м), положенных в грунт наклонно или вертикально и соединенных между собой перемычками на сварке. Заземляющие проводники присоединяют к корпусу КТП. При отсутствии механизмов пробивку скважин для заземлителей выполняют вручную при помощи штыка из стали диаметром 12. 14 мм со стальным заостренным наконечником диаметром 16. 18 мм.

К заземляющему устройству присоединяют корпус КТП, привод разъединителя, все металлические части оборудования и аппаратов КТП, которые могут оказаться под напряжением при нарушении изоляции. После монтажа заземляющее устройство до засыпки траншеи осматривают заказчик и подрядчик и составляют акт на скрытые работы.

Для закрытых ТП перед началом монтажных работ производят приемку от строителей по акту помещения РУ или территории открытого распределительного устройства (ОРУ) под монтаж в соответствии с требованиями ПУЭ и СНиП (помещения, тоннели и каналы, кабельные полуэтажи должны быть чистыми с дренажными каналами, необходимыми уклонами, гидроизоляцией и отделочными работами, установлены закладные детали и оставлены монтажные проемы, выполнен подвод питания для временного освещения во всех помещениях). В помещениях должны быть введены в действие системы отопления и вентиляции, смонтированы и испытаны мостики, сооружены подъездные пути, проложены снаружи и внутри здания по строительным чертежам асбоцементные трубы. Поверхность всех конструкций для установки камер должна быть в одной горизонтальной плоскости, при этом отклонение допускается не более 1 мм на 1 м длины и не более 5 мм на всю длину конструкции. Стальные конструкции должны быть тщательно сварены с помощью накладок из полосовой стали для обеспечения непрерывности цепей заземления. Накладки должны быть приварены с боковых сторон конструкций или снизу так, чтобы они не выступали над поверхностью, на которой устанавливаются камеры. Закладные детали должны быть установлены в соответствии с проектом. Для установки камеры распределительных устройств (КРУ) черный пол должен быть на 10-20 мм ниже отметки чистого пола. По всей длине закладочных конструкций должны быть оставлены борозды для установки опорных швеллеров камер КРУ. Если камеры устанавливают на междуэтажных перекрытиях, то в них должны быть заложены отрезки стальных труб для проводов и кабелей. Концы труб должны выступать из конструкции не менее чем на 30 мм. Во время монтажа для предотвращения пожара трубы должны быть заглушены. Все двери из помещений распределительных устройств должны открываться наружу, в них должны устанавливаться самозапирающиеся замки, открываемые наружу без ключа.

После приемки под монтаж строительной части помещений приступают к монтажным работам второй стадии. Перемещение камер осуществляется кранами, установку камер начинают с крайней камеры в ряду. По окончании монтажных работ каждую камеру КСО приваривают вместе с подкладками к закладным конструкциям по всем четырем углам, а у камер КРУ приваривают к закладным конструкциям не менее чем в двух местах каждый из трех швеллеров вместе с подкладками. Перед приваркой швеллеров КРУ проверяют совпадение разъединяющих контактов первичных и вторичных цепей и заземляющих контактов. Монтажные работы в части первичных цепей завершают проверкой уровня масла в бачках выключателей и при необходимости доливки чистого, сухого, прошедшего испытания масла, проверкой работы выключателей, разъединителей, вспомогательных контактов и блокировочных устройств.

Одновременно с работами по первичным цепям во второй стадии монтажных работ выполняют монтаж вторичных цепей. В релейных шкафах камер КРУ и на фасаде камер КСО устанавливают приборы и аппараты защиты, управления и сигнализации, измерения и учета электроэнергии, демонтированные на время транспортировки. При установке камер КСО прокладывают в коробе провода межкамерных соединений и производят их подсоединение.

В соответствии с проектом прокладывают, разделывают и подключают контрольные кабели, кабели питания оперативным током и кабели освещения. Разделку концов контрольных кабелей производят, как правило, после окончания всех монтажных работ. Все проходы кабелей из каналов через отрезки труб уплотняют бандажами из шпагата и изоляционной ленты. В соответствии с кабельным журналом на концы кабелей вешают бирки с надписями. Силовые кабели прокладывают в каналах, в помещениях РУ или ТП после установки камер на место. Места выходов кабелей из труб тщательно уплотняют для отделения кабельного сооружения от помещения РУ или ТП на случай загорания кабелей. Перед сдачей в эксплуатацию восстанавливают поврежденную отделку камер, окрашивают дополнительно установленные монтажные изделия и конструкции, а также места сварок. На фасадах камер при наличии прохода позади камер и с задней стороны, выполняют четкие надписи в соответствии с проектом, где указывают наименование присоединений. Камеры КСО поставляют с надписями, выполненными на верхнем коробе (карнизе) для магистрали освещения и установки светильников. У всех приводов выключателей и разъединителей делают надписи «ВКЛЮЧЕНО», «ОТКЛЮЧЕНО». В камерах КСО рядом с приводами разъединителей предприятие-изготовитель выполняет надписи, поясняющие к какому разъединителю относится данный привод. На фазах каждой секции сборных шин предусматривают места для наложения переносного заземления. Шины в этих местах зачищают, смазывают тонким слоем технического вазелина и окаймляют с обеих сторон полосками, закрашенными черной краской. У мест, предназначенных для наложения заземления, делают надписи «ЗАЗЕМЛЯТЬ ЗДЕСЬ» или наносят условный знак заземления на дверях, выходящих из помещения РУ или ТП наружу или в другое помещение, с внешней стороны делают надписи с наименованием РУ или ТП и закрепляют стандартные металлические предупредительные плакаты «ВЫСОКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ — ОПАСНО ДЛЯ ЖИЗНИ!»

Монтаж трансформаторов без ревизии активной части и подъема колокола решается представителем предприятия — изготовителя, при его отсутствии — представителем монтажной организации на основании протоколов осмотра трансформатора и демонтированных узлов, выгрузки трансформатора, перевозки трансформатора на место монтажа, хранение трансформатора до передачи в монтаж. Трансформаторы поставляют на место монтажа полностью собранными и подготовленными к включению в работу. Передвижение трансформаторов по наклонной плоскости производят с уклоном не более 15 градусов, скорость перемещения на собственных катках — не более 8 м/мин. При установке мешков под крышкой бака под катки со стороны расширителя кладут стальные пластины (подкладки).

Изоляторы и ошиновка. Перед монтажом изоляторов производят их ревизию: проверяют отсутствие у них трещин (увеличительным стеклом или смазкой поверхности керосином, от которого трещина темнеет), металлических закреплений, отбитых краев и сколов; прочность армирования колпачка и фланца (отсутствие выкрашиваний замазки, цельность лакового покрова). Если дефект не превышает допускаемые пределы, то его устраняют: места скола или трещину покрывают двумя слоями бакелитового или лифталинового лака с просушкой каждого слоя, а при наличии агрессивной среды- эмалью марки ПХВ. Допускаемая непараллельность плоскостей колпачка и фланца составляет 1 мм, а разновысотность отдельных изоляторов +2 мм.

Укрепляют изоляторы на металлоконструкциях или на стенах толщиной 100 мм — штырями, вмазанными на цементном растворе. Линейные вводы устанавливают таким образом, чтобы наружная часть ввода была расположена в положении, исключающем скопление в нем влаги и твердых осадков.

Технологические операции при выполнении ошиновки закрытых распредилительных устройств включают правку, резанье, гнутье, монтаж контактных соединений. При отсутствии комплектных камер заводского изготовления работы по ошиновке для РУ цеховых подстанций (обработка контактных поверхностей, сварка соединений, сверление для болтовых соединений и гнутье) выполняют в мастерских по эскизам, составленным по предварительным замерам. В ряде случаев применяют макетный способ заготовки узлов ошиновки.

Для монтажа шин на объекте в помещении распределительного устройства заканчивают все работы по установке опорных и проходных изоляторов и аппаратов на металлоконструкциях, на штырях, на сквозных болтах. Проходные изоляторы, рассчитанные на токи 1500 А и более устанавливают на железобетонной плите или рамах из угловой стали. Рамы выполняют так, чтобы в них не было замкнутых металлических контуров вокруг отдельных фаз. Во избежание чрезмерного нагревания шинодержателей и изоляторов от вихревых токов необходимо разорвать магнитный контур на шинодержателе. Поэтому при рабочем токе более 1000 А детали шинодержателей снабжают прокладками из электрокартона, а при токах более 1500 А одну из шпилек шинодержателя изготавливают из немагнитных материалов (чаще из латуни).Крепление шинодержателя или шины винтом к металлической головке изолятора выполняют так, чтобы конец крепящего винта не упирался в фарфоровую часть изолятора.

Устанавливают и крепят алюминиевые и медные шины на изоляторах различными способами в зависимости от количества шин в каждой фазе. Для установок, работающих на большие токи, обычно применяют многополосные шины или блоки шин, заранее изготовленные на монтажно-заготовительном участке. При монтаже многополосных шин, чтобы сохранить зазор между полосами и обеспечить жесткость ошиновки, ставят прокладки (сухари). Расстояние между точками установки прокладок определяется в проекте в зависимости от расчетной величины тока короткого замыкания. Правку шин на ребро выполняют так, чтобы шины не имели видимого прогиба.

В однополосных шинах, укрепляемых на головках изоляторов, делают овальные вырезы для компенсации изменения длины шины при нагревании ее током, а при креплении многополосных шин между верхней планкой шинодержателя и пакетом шин оставляют зазор в 1,5-2 мм. Шины вследствии нагрева изменяют свою длину. Эти изменения тем больше, чем больше длина шин, поэтому на длинных участках ошиновки (более 20-30 м) устанавливают компенсаторы. В середине такого участка на одном шинодержателе выполняют жесткое крепление, на остальных шинодержателях шины крепят свободно с указанным зазором.

Необходимо отметить, что угол в ошиновке также является своего рода компенсатором. Поэтому при присоединении шин к выводам аппарата делают специальные изгибы, а при больших сечениях полос ставят компенсаторы. Это необходимо для того, чтобы тяжение от шин не передавалось на выводы изоляторов и не привело к повреждению фарфоровой части изоляции или нарушению герметичности аппарата. В присоединениях к аппаратам гибких шин допускается усилие тяжения, создаваемое только весом гибкой шины.

Контактные соединения жестких шин при монтаже современных РУ выполняют преимущественно электросваркой, иногда используют болты и сжимы.

Соединение шин давлением (холодная сварка) не получило широкого применения в электромонтажной практике. Для соединения гибких шин и присоединения их к аппаратам применяют болтовые и прессуемые зажимы. Болтовые соединения жестких шин внахлестку при помощи сквозных болтов или сжимных накладок (плит) используют только в случае присоединения к аппаратам или в местах, где необходим разъем шин. В остальных случаях, как правило, применяют сварку.

Непосредственное болтовое соединение применяют только для шин, выполненных из однородных, медно-алюминиевых переходных пластин. Болтовое соединение стальных шин с алюминиевыми не допускается.

Способ присоединения жестких алюминиевых шин к зажимам аппаратов выбирают в зависимости от конструкции зажима. Сложность состоит в том, что контактные части аппаратов, как правило, выполняют из меди. Если аппарат имеет несколько контактных болтов, то алюминиевые шины крепят непосредственно к выводам. Если имеется один болт на фазу, то применяют медно-алюминиевую пластину, которую и присоединяют к аппарату. В последнее время заводы электротехнической промышленности начали изготовлять специальные зажимы для присоединения алюминиевых шин. Зачистка таких контактных поверхностей напильником или наждачной бумагой недопустима. Если необходима очистка, то ее осуществляют с помощью растворителей.

Гибкие шины к плоским контактным выводам аппаратов присоединяют с помощью болтовых зажимов, изготавливаемых для медных проводов из сплава меди, а для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов из сплава алюминия или с помощью прессуемых ответвительных зажимов. В последнее время шины к аппаратам присоединяют сваркой. Шины РУ после монтажа окрашивают ровным слоем эмали или масляной краски.

Прежде чем приступить к работам по такелажу оборудования и аппаратуры РУ, проверяют исправность такелажных и монтажных приспособлений, целость тросов, канатов и их соответствие весу перемещаемых грузов. Петли на концах тросов выполнены заплеткой, длина которой не менее 25 диаметров троса, или ставят не менее трех болтов зажимов, укрепляя конец троса. Перед применением тросов убеждаются в том, что они не имеют петлеобразных заломов (барашков). На тросах или пеньковых канатах, применяемых в полиспастах и талях, не должно быть сращений.

Прежде чем приступать к подъему груза, точно определяют расположение строп на монтируемом элементе. Если поднимают длинные элементы оборудования, то их крепят не менее чем двумя стропами с применением траверсы. Электрооборудование поднимают только за ушки и кольца (рамы), предназначенные специально для этой цели.

Перед монтажом ошиновки, чтобы не поранить руки, с фланцев изоляторов, болтов, шпилек перед их установкой на конструкциях распределительного устройства удаляют заусеницы. Разъединители и электроконструкции весом 30 кг поднимают только механизмами и специальными приспособлениями. Подъемные тросы и стропы нельзя крепить за изоляторы и контактные детали, которые поднимают на высоту при помощи тросов, пропущенных через отверстия в установочных лапах-рамах. Поднятый разъединитель закрепляют, затем снимают стропы. Перемещение, подъем и установку разъединителей и аппаратов «рубящего» типа производят в положении «ВКЛЮЧЕНО».

Перемещение, подъем и установку выключателей напряжением выше 1000 В и автоматов, снабженных возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления, производят в положении «ОТКЛЮЧЕНО». Выключатели с напряженными (натянутыми или сжатыми) отключающими пружинами поднимают или перемещают, если пружины снабжены надежными стопорными приспособлениями.

Шкафы КРУ и другое тяжеловесное электрооборудование перемещают и устанавливают специальными гидравлическими подъемниками или тележками, причем при подъеме узлов ошиновки работу таких кранов спаривают. Персонал, принимающий участие в такелажных работах, должен хорошо знать все уставные сигналы и команды.

Приемно-сдаточная документация при монтаже оборудования для электроснабжения.

При приемке-сдаче монтажных работ для электроснабжения оформляется документация отдельно на основные элементы линии электропередач на воздушные, воздушно кабельные, кабельные линии и трансформаторные подстанции.

При приемке в эксплуатацию вновь сооруженной ВЛ сдающей организацией передается эксплуатирующей организации:

— проект линии с расчетами и изменениями, внесенными в процессе строительства и согласованными с проектной организацией;

— исполнительную схему сети с указанием на ней сечений проводов и их марок, защитных заземлений, средств грозозащиты, типов опор и др.;

— акты осмотра выполненных переходов и пересечений, составленные

вместе с представителями заинтересованных организаций;

— акты на скрытые работы по устройству заземлений и заглублений

— описание конструкций заземлений и протоколы измерений сопротивлений заземлений;

— паспорт линии, составленный по установленной форме;

— инвентарная опись вспомогательных сооружений линий, сдаваемого аварийного запаса материалов и оборудования;

— протокол контрольной проверки стрел провеса и габаритов ВЛ в пролетах и пересечениях.

Перед приемкой в эксплуатацию вновь сооруженной или вышедшей из капитального ремонта ВЛ проверяют техническое состояние линии и соответствие ее проекту, равномерность распределения нагрузки по фазам, заземляющие и грозозащитные устройства, стрелы провеса и вертикальное расстояние от низшей точки провода в пролетах и пересечениях до земли.

На опорах ВЛ должны быть нанесены обозначения, предусмотренные ПТЭ (N опоры, год ввода ВЛ ). На первой опоре от источника указывается наименование ВЛ.

Кабельная линия может быть принята в эксплуатацию при наличии следующей технической документации:

— проекта линии со всеми согласованиями, перечнем отклонений от проекта;

— исполнительного чертежа трассы и муфт с их координатами;

— актов на скрытые работы, актов на пересечения и сближения кабелей со всеми подземными коммуникациями, актов на монтаж кабельных муфт;

— актов приемки траншей, каналов, туннелей, блоков коллекторов и т.п. под монтаж кабелей;

— актов о состоянии концевых заделок на барабанах;

— протоколов заводских испытаний кабелей;

— монтажных чертежей с указанием исполнительных отметок уровня концевых разделок.

Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением:

— протоколов осмотра и проверки изоляции кабелей на барабанах перед прокладкой;

— протокол испытаний КЛ после прокладки;

— актов об осуществлении антикоррозийных мероприятий и защиты от блуждающих токов;

— протоколов грунтов трассы КЛ;

— паспорта КЛ составленного по установленной форме.

КЛ в эксплуатацию принимает специальная комиссия. Определяют целостность кабеля и фазировку его жил, активное сопротивление жил кабеля и рабочих емкостей; измеряют сопротивление заземлений у концевых муфт; проверяют действие устройств защиты при возникновении блуждающих токов; мегаомметром испытывают изоляцию линий до 1 кВ, повышенным напряжением постоянного тока — линии напряжением свыше 2 кВ.

В эксплуатацию принимают весь комплекс сооружений: кабельные колодцы для муфт, туннели, каналы, антикоррозийную защиту, сигнализацию т.п.

Для сдачи трансформаторной подстанции в эксплуатацию монтажная организация готовит следующую документацию:

1) перечень отклонений от проекта;

2) исправленные чертежи;

3) акты на скрытые работы; в т.ч. по заземлениям;

4) протоколы осмотров, формуляры монтажа оборудования.

Пусконаладочная организация представляет документы:

1) протоколы измерений, испытаний и наладки;

2) исправленные принципиальные схемы;

3) сведения о замене аппаратуры.

Включение ТП производят 3х кратным толчком: кратковременное включение и отключение, включение на 1-2 мин. и проверка работы оборудования с последующим выключением и включением на постоянную работу.

1. Назовите назначение и перечислите типы ТП?

2. Назовите основные узлы ТП и их назначение?

3. Объясните принципиальную электрическую схему КТП?

4. Как осуществляется приемка строительной части ТП под монтаж?

5. Последовательность монтажа ТП.

6. Как выполняется монтаж КТП?

7. Как осуществляется монтаж заземляющих устройств?

8. Как выполняется монтаж шин?

9. Правила ТБ при выполнении монтажных работ на ТП.

10. Как осуществляется приёмка-сдача законченных монтажом ТП?

КТПН — комплектные трансформаторные подстанции наружной установки

Назначение КТПН

Трансформаторная подстанция предназначена для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением 6 (10) / 0,4 кВ.

Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки производятся в тупиковом (КТПН-Т) или в проходном (КТПН-П) исполнении, с вводом со стороны ВН воздушным или кабельным и выходом, со стороны НН воздушным или кабельным, а также в двухтрансформаторном или однотрансформаторном исполнении.

КТПН применяются в системах электроснабжения промышленных объектов, а также предприятий сельско- хозяйственного и коммунального назначения. Для обеспечения удобного и безопасного обслуживания оборудования могут быть оснащены коридорами обслуживания.

Трансформаторные подстанции следует устанавливать в взрывобезопасной среде, не содержащей едкие пары и газы, а также в местах не подверженных сильной вибрации. Техническая информация может изменяться в виду модернизации оборудования.

Структура обозначения КТПН

Условия эксплуатации КТПН

  • Климатическое исполнение У1;
  • Требования безопасности должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.4-75;
  • По способу защиты от поражения электрическим током — 1 класса по ГОСТ Р МЭК 60536-2-2001;
  • Окружающая среда не взрывоопасная, не содержащая едких газов и паров чтобы не повредить изоляцию и металл;
  • При обслуживании или технических осмотрах, следует измерять сопротивление изоляции.Величина сопротивления изоляции аппаратов, цепей и защиты, а также проводов НН (измеряется мегаомметром 500-1000В) должна быть не менее 1 МОм.

Эксплуатация и монтаж КТПН производится в соответствии с требованиями правил безопасности ПОТ РМ-016-201, РД-153.34.0-03.150-00.

Технические данные:

КТПН представляет собой мобильную металлоконструкцию, выполненную в высокой степени готовности к эксплуатации в виде силового каркаса, обшитого панелями из листовой холоднокатанной стали толщиной 1,5 мм. что значительно облегчает монтажные работы. Доступ для облуживания обеспечивается через двери на фасаде к распределительному устройству высокого (РУВН) и низкого напряжения (РУНН), а также задние двери в трансформаторный отсек. В передней части справа размещено РУВН и представляет собой встроенную ячейку КСО-393 с выключателем нагрузки ВНА-ЗП, к которому подключается внешнее питание КТП. Дверь ячейки КСО-393 имеет смотровое окно для обзора внутренней части без снятия напряжения. От выключателя нагрузки ВНА-ЗП по шинам ВВ (изолированными термоусадочной изоляцией) подаётся напряжение на силовой трансформатор.

Далее от силового трансформатора также шинами НН подаётся напряжение 0,4кВ в РУНН. РУНН выполнено в виде панели ВРУ и смонтировано в передней части КТПН слева.

На фасаде РУНН размещены 3 дверки и приборы для контроля напряжения и тока.

На левой двери расположена аппаратура (счётчик электрической энергии, переключатель контроля напряжения, автоматический выключатель цепей управления, освещения и т. п.), за дверью находятся пускатель, понижающий трансформатор (ОСМ-0,25).

За правой дверью находится вводной рубильник РЕ и трансформаторы тока типа Т-0,66 М У3. За нижней дверью находятся линейные автоматические выключатели ВА или рубильники RBK с предохранителями. В заднем отсеке КТПН расположен трансформатор с глухозаземлённой нейтралью.

В стандартной комплектации, воздушный высоковольтный ввод комплектуется проходными изоляторами ИПУ-10/630, штыревыми изоляторами ШС-10, вентильными разрядиками РВО-6(10) или ограничителями перенапряжения ОПНп-6(10).

Специальных мер по молниезащите не требуется, так как металлическая арматура каркаса КТПН имеет жесткую металлическую связь с внутренним контуром заземления, что соответствует «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» Минэнерго п.п. 4.2.134 ПУЭ (7-е изд.).

Питание освещения и обогрев КТПН осуществляется от панели собственных нужд (ПСН), также от ПСН питаются шинки оперативного тока. Питание ПСН осуществляется от трансформаторов собственных нужд (ТСН) или от вводов 0.4 кВ.

Габаритные размеры КТПН-Т(К/К)-25. 630/6(10)/0,4кВ с ВНА-ЗП

*2300мм — для КТПН-25…250 / 6 (10) / 0,4кВА * 2500мм — для КТПН-400…630 / 6 (10) / 0,4кВА

Габаритные размеры КТПН-Т В/В(В/К)-25. 630/6(10)/0,4кВ с ВНА-ЗП

* 2300мм — для КТПН-25…250 / 6 (10) / 0,4кВА * 2500мм — для КТПН-400…630 / 6 (10) / 0,4кВА

КТПН р азмещение и монтаж

Место установки подстанции и расстояние до соседних сооружений должны соответствовать правилам пожарной безопасности и правилам устройства электроустановок (ПУЭ).

В то же время в любом случае должны быть обеспечены:

  • Пожарный подъезд.
  • Выкатка и транспортировка силового трансформатора.
  • Свободный приток и отвод воздуха через жалюзи.

КТПН устанавливается на подготовленный ленточный фундамент, на плиты ФБС, на подготовленную площадку из железобетонных плит. Установка производится без силового трансформатора и заземляется. Фундамент разрабатывает проектная организация в зависимости от данных инженерно-геологических изысканий по требованиям СНиП 2.02.01-83 «Основания зданий и сооружений», Москва, 1985 г. и СНиП 2.02-3-85 “Свайные фундаменты”, Москва, 1985г. Отметка верха фундамента принимается +0,2…+1,5 м над уровнем земли. Количество и порядок размещения закладных труб для прохода кабелей определяется заказчиком с учетом 50% запаса.

Высота опорной конструкции выбирается в зависимости от следующих факторов:

  • Высота снегового покрова в зоне установки для предотвращения заметания приточных жалюзийных решеток.
  • Исполнение кабельных вводов и необходимость их обслуживания.

После установки КТПН следует смонтировать все монтажные изделия и электроаппаратуру, поставляемые комплектно с КТПН в демонтированном на период транспортировки виде.

Заземляющее устройство выполняется в соответствии с ПУЭ и проектом установки подстанции. Рекомендации по устройству внешнего контура заземления приведены в пункте 7.8, 44 страница. Заземляющее устройство КТПН принято общим для напряжения 6 (10) и 0,4 кВ.

Сопротивление заземляющего устройства должно быть R3250/I34Ом в любое время года.

Расчет заземляющего устройства производится при привязке объекта к конкретным условиям. Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента подстанции проложить замкнутый внешний контур заземления. Заземление камеры КСО-393М и низковольтной сборки РУНН осуществляется их приваркой к металлоконструкции основания. Металл основания соединяется с внешним контуром заземления сваркой в двух местах полосой 40х4мм и соединяется с внешним контуром заземления при помощи сварки по диагонали в двух местах.

Подключение вводов УВН, установка и подключение трансформатора к УВН и РУНН, соединение сборных шин секций производится только после окончательной установки, сборки и заземления КТПН на месте ее дальнейшей эксплуатации.

При исполнении КТПН с воздушным вводом со стороны ВВ на крыше КТПН устанавливается высоковольтный блок, состоящий из: токопроводников на опорных изоляторах; проходных изоляторов; траверсы со штыревыми опорными изоляторами; ограничителей перенапряжения.

Кабели с алюминиевыми жилами, присоединяемые к распредустройствам КТПН, должны быть оконцованы кабельными наконечниками по ГОСТ 7397 или медно-алюминиевыми наконечниками по ГОСТ 8581.

Схемы главных цепей КТПН

Подготовка к работе и включение в сеть:

  • Очистить КТПН от пыли и других загрязнений.
  • Подтянуть все болтовые соединения.
  • Проверить наличие и техническое состояние заземления.
  • Убедиться в правильности включения низковольтных фидеров к выводам КТПН согласно схемы электрической принципиальной.
  • Проверить наличие патронов в предохранителях.
  • Проверить сопротивление изоляции, которое должно быть не менее: для цепей 0,4 кВ и ниже – 1 МОм; для цепей 6 (10) кВ – 1000 МОм.
  • Подготовить силовой трансформатор к включению согласно инструкции по эксплуатации трансформатора.
  • Замерить изоляционные расстояния на стороне ВН, которые должны быть не менее: 130 мм — между проводниками различных фаз; 120 мм — между токоведущими и заземленными частями. На стороне НН изоляционные расстояния между сборными шинами должно быть не менее 50 мм.

Первое включение КТПН на рабочее напряжение разрешается производить после выполнения требований, указанных в настоящей инструкции, и приемки КТПН организацией, наделенной соответствующими полномочиями.

Последовательность операций при включении КТПН в сеть высокого напряжения:

  • Установить рукоятки всех коммутационных аппаратов в положение «отключено»;
  • Закрыть двери отсека силового трансформатора на замок.
  • Снять защитные заземления.
  • Закрыть двери всех входящих шкафов на замки.
  • Включить разъединитель QS1 согласно инструкции на него.
  • Закрыть двери РУВН на замок.
  • Проверить переключением SА1 наличие напряжение на фазах РУНН.
  • Включить ввод на автоматический выключатель.
  • Включить автоматические выключатели отходящих линий 0,4 кВ.
  • Закрыть наружную дверь РУНН на замок.

Указание мер безопасности:

Перед пуском в эксплуатацию КТПН следует выполнить все необходимые проверки и регулировки установленного оборудования и аппаратов в соответствии с инструкциями по монтажу и эксплуатацию на данное оборудование и аппаратуру.

Эксплуатация КТПН должна производиться квалифицированным персоналом в соответствии с инструкциями по эксплуатации, входящими в эксплуатационные документы, а также в соответствии с «Правилами устройства электроустановок», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

Осмотры, чистка изоляции оборудования, планово-предупредительные ремонты и профилактические испытания проводятся в сроки, определяемые ПТЭ и местными инструкциями.

При осмотрах особое внимание следует обращать на состояние контактных соединений, исправность заземления, состояние изоляции: загрязненность, наличие трещин, следов разрядов и пр. Загрязненную фарфоровую изоляцию следует очищать ветошью, смоченной в бензине или растворителе. Поверхность изолятора после чистки вытереть насухо.

Ремонтные работы внутри КТПН, как правило, выполняются при полном снятии напряжения с токоведущих частей и включенных заземляющих ножах.

Работы на сборных шинах должны выполняться только при отключенных коммутационных аппаратах и заземленных сборных шинах.

Включение автоматических выключателей на отходящих линиях в РУ-0,4 кВ, отключенных защитой, следует выполнять в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данные выключатели.

Конструктивные и технологические особенности комплектных трансформаторных подстанций

«Национальная трансформаторная компания»

Russia, Altai territory

Barnaul, 7 Titova str.

Конструктивные и технологические особенности

комплектных трансформаторных подстанций.

Комплектные трансформаторы подстанции представляют собой одно — или двухтрасформаторные подстанции наружной установки и служат для приема электрической энергии трехфазного тока частоты 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ, преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и снабжения ею потребителей.

КТП выполняется с кабельными или воздушными вводами в различных сочетаниях. При воздушном вводе КТП подключается к ЛЭП посредством разъединителя, который устанавливается на ближайшей опоре. В КТП на отходящих линиях установлены стационарные автоматы. Патроны высоковольтных предохранителей установлены внутри шкафа.

КТП поставляется законченным комплексом с готовностью к работе 95%. Комплектуется подробной инструкцией по монтажу и руководством по эксплуатации. Изготавливается с соблюдением ГОСТ, ТУ, ПУЭ.

Подстанции обеспечивают учет активной электрической энергии. В КТП имеются электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.

КТП сертифицированы в системе Российских стандартов и отвечают следующим техническим требованиям:

— Климатическое исполнение и категория размещения КТП по ГОСТ , ГОСТ , ГОСТ 15543.1-89;

— Нормальная работа КТП обеспечивается в следующих условиях:

— Температура окружающего воздух от минус 40 до плюс 40 О С;

— Высота над уровням моря — не более 1000м;

— Окружающая среда – невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли, агрессивной пыли и паров в концентрациях разрушающих металл и изоляцию;
— КТП не предназначается для:

— работы в условиях тряски, вибрации, ударов;

— ввода питания со стороны низкого напряжения.

Степень защиты оболочки для всех КТП IP23.
Корпус КТП

Корпус КТП сборно-сварной конструкции выполнен из упрочненного фасонного проката: уголок 63, швеллер № 8, стенки и двери выполнены из листа 2,0 мм. Каркас является несущим. Согласно сертификационным испытаниям каркас выдерживает самые жесткие динамические воздействия.

Высоковольтный шкаф воздушного ввода выполнен из листа 2,5 мм, имеет фланцевое соединение, что исключает попадание влаги внутрь. Высоковольтный ввод обеспечивает степень защиты оболочки IP 34. На вводе ВН имеется кронштейн для установки разрядников 6 – 10 кВ типа РВО или ОПН, которые входят в комплект с КТП.

В качестве вводного устройства в РУ 0,4 кВ устанавливаются автоматические выключатели серии ВА с номинальным током до 1600 А, либо блоки рубильник – предохранитель с номинальным током до 630 А.

Разводка на стороне НН КТП выполнена твердой алюминиевой шиной материал АД31т, рекомендованный ГОСТ-ом для разъемных соединений. Сечение шин соответствует мощности силового трансформатора. По требованию заказчика ошиновка может быть изготовлена с расчетом на перспективную замену трансформатора более мощным.

Автоматические выключатели серии ВА устанавливаются на отходящие линии. В РУНН может быть размещено в одну линию до 6 автоматических выключателей ВА51-39 – крупногабаритные, либо 13 выключателей ВА57-35 (А57ф35, ВА51-32). Также возможно сочетание автоматических выключателей по габаритам из расчета, что автоматический выключатель габарита ВА51-39 занимает 2 места габарита ВА57-35.

1.2 Структура обозначения

Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ

Год разработки рабочих чертежей

(две последние цифры)

Номинальное напряжение на стороне НН в киловольтах

Класс напряжения трансформатора в киловольтах

Мощность силового трансформатора в киловольт-амперах

Исполнение ввода на стороне НН:

В — воздушный или (воздушный и кабельный); К — кабельный

Исполнение ввода на стороне ВН:

В — воздушный; К — кабельный

КТП проходного типа (для КТП тупикового типа буква не указывается)

Комплектная трансформаторная подстанция

Число устанавливаемых трансформаторов (при одном трансформаторе число не указывается)

Комплектные трансформаторные подстанции киоскового типа (КТП)

Комплектные трансформаторные подстанции применяются в системах электроснабжения жилых и общественных зданий, небольших промышленных объектов.

КТП предназначены для работы во взрывобезопасной среде, не содержащей токопроводящую пыль, едкие пары и газы, разрушающие металл и изоляцию, а также в местах, не подверженных сильной тряске, вибрации и ударам.

На производственной базе Компании комплектные трансформаторные подстанции проходят предпродажную подготовку, полный комплекс испытаний, в том числе высоковольтных, и соответствуют по характеристикам всем стандартам и нормам

Корпус КТП представляет собой сборно-сварной каркас, выполненный из упрочненного фасонного проката и состоит из:

— высоковольтного шкафа воздушного ввода;

— встроенного устройства высокого напряжения (УВН);

— встроенного устройства низкого напряжения (РУНН);

2. Габаритные и установочные размеры КТП киоскового типа

2.1 Общий вид и габаритные размеры КТП типоисполнения 2

2.2 Общий вид и габаритные размеры КТП типоисполнения 3

2.3 Устройство КТП типоисполнения 4-6 КТП-ВВ-6-25. 630/ 6(10)-0,4-97УХЛ1 КТП-ВВ-5-25. 630/ 6(10)-0,4-97УХЛ1

2.4 Устройство КТП типоисполнения 7 КТП-ВК-7-25. 630/ 6(10)-0,4-97УХЛ1

2.5 Устройство КТП типоисполнения 8-9 2КТП-ВВ-8-25. 630/ 6(10)-0,4-97УХЛ1

3. Комплектные трансформаторные подстанции мачтового типа (КТПМ)

КТП мачтового исполнения (КТПМ)

Мачтовые (шкафные) подстанции типа КТПМ мощностью 25-250 кВА, напряжением 10/0.4 и 6/0.4 кВ предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в системах электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, отдельных населенных пунктов и садоводств, небольших промышленных объектов.

Подстанции типа КТПМ представляют собой однотрансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки исполнения воздух-воздух или воздух — кабель. Монтируются на четырех приставках ПТ-43.

КТПМ предназначены для работы на открытом воздухе в следующих: условиях:

— высота над уровнем моря — не более 1000 м;

— температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40°С;

3.1 КТПМ 25..250 кВА. Общий вид и габаритные размеры

КТП столбового исполнения (КТПС)

4. Комплектные трансформаторные подстанции столбового типа (КТПС)

Столбовые комплектные трансформаторные подстанции КТПС применяется для электроснабжения коттеджей, промышленных, сельскохозяйственных, коммунальных объектов в кольцевых или радиальных схемах распределительных сетей.

Комплектные трансформаторные подстанции столбового типа не имеют общей внешней оболочки. Каждый отсек столбовых КТП устанавливается на специальной раме на столбе линии электропередачи.
Комплектные трансформаторные подстанции столбового типа собираются на железобетонной стойке типа СВ-105 в столбовую трансформаторную подстанцию. Кронштейн трансформатора является наиболее нагруженной частью всей подстанции, поэтому выполнен с большим запасом прочности из фасонного проката. На вводе ВН имеется кронштейн для установки разрядников 6 кВ — 10 кВ типа РВО или ограничителей перенапряжения типа ОПН 6кВ, 10кВ, а также разъединителя РЛНД (комплектуется по желанию заказчика).
Столбовые подстанции комплектуется подробной инструкцией по монтажу и руководством по эксплуатации и поставляется упакованной на специальном поддоне сборно-сварной конструкции. Все элементы надежно закреплены и защищены от повреждений при транспортировке с соблюдением существующих правил перевозки.
Комплектные столбовые трансформаторные подстанции КТПС поставляется в виде шкафа РУНН и металлоконструкциями для крепления к железобетонной стойке (под трансформатор, под ящик РУНН, под предохранители, под РЛНД, под РВО), ЗИП — комплект предохранителей ПКТ У1, Разрядники РВО. Столбовой разъединитель РЛНД не входит в стоимость КТПС.

4.1 Комплектные трансформаторные подстанции столбового исполнения на одной стойке. Общий вид и габаритные размеры

КТПС-10-10/0,4-2005-УХЛ1 исполнение на одной стойке

Эксплуатация комплектных трансформаторных подстанций

Технические параметры КТП-В:

ТМГФ-СЭЩ (г. Самара)

ТСЗГЛ (МЭТЗ им. В.И. Козлова)

TRIHAL (Schneider Electric)

ширина — 500, 600, 800, 1000;

глубина — 1000 (до 2000А), 1350 (до 5000А)

Параметры Типоисполнение
По числу силовых трансформаторов с одним; с двумя
По типу силового трансформатора
По расположению однорядное; двухрядное
По способу выполнения нейтрали РУ 0.4 кВ глухозаземленная; изолированная
По исполнению ввода 6 — 10 кВ с устройством УВН; глухой ввод
По способу установки автоматических выключателей РУ 0.4 кВ стационарные; выкатные
Условия обслуживания одностороннее; двухстороннее
Вид управления местное; дистанционное
Габариты, мм
Мощность силового трансформтора, кВА : 250, 400, 630, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ : 6, 10
Наибольшее рабочее напряжение на стороне ВН, кВ : 7,2 ; 12
Номинльное напряжение на стороне НН, кВ : 0,4; 0,69
Номинальный ток сборных шин на стороне ВН, А : 75,100,200,300,630
Номинальный ток сборных шин на стороне НН, А : 400,630,1000,1600,2500,3200,4000,5000
Ток термической стойкости в теч. 1с на стороне ВН, кА : 12,5; 16; 20; 25
Ток термической стойкости в теч. 1с на стороне НН, кА : 10; 20; 30; 40; 60
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА : 51
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА : 25; 50; 70; 100; 150
Максимальная мощность конденсаторной установки, кВАр : 800
Форма внутреннего разделения РУНН по ГОСТ 51321.1-2007 : 1; 2а; 2b; 3а

Условия эксплуатации КТП-В

Встроенные трансформаторные подстанции КТП-В соответствуют климатическому исполнению У, категории размещения 3 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89. Полный установленный срок службы КТП-В составляет не менее 35 лет, при условии замены аппаратуры, срок службы которой менее 35 лет.

Гарантийный срок — 2 года со дня ввода подстанции в эксплуатацию.

Устройство и работа КТП-В.

Подстанции типа КТП-В поставляются в полностью собранном виде или транспортными блоками, подготовленными к сборке на месте монтажа без разборки коммутационных аппаратов. Жгуты вторичных цепей поставляются комплектно.
Конструкция составных частей КТП-В (транспортных блоков) обеспечивает их легкое соединение на месте монтажа.

Конструкция.

Конструктивно КТП-В состоит из:

  • Устройство ввода высокого напряжения (УВН);
  • Силовых трансформаторов;
  • Распределительное устройство никого напряжения (РУНН) 0.4 кВ;
  • Шинных мостов.

Скачать примеры компоновочных решений подстанций КТП-В

Устройство ввода высокого напряжения.

Подстанция КТП-В комплектуется устройством ввода высокого напряжения на базе ячеек различных типов. Ниже рассм

отрены различные варианты исполнения УВН.

Типовые схемы и габариты УВН подстанций КТП-В представлены здесь.

Шкаф глухого ввода ШВВ -1.

Представляет собой закрытую металлооболочку степени защиты IP31 или IP43. Шкаф снабжен устройством стыковки с боковым фланцем трансформатора и узлом крепления вводного кабеля. Шкаф ШВВ снабжен дверью. Ввод в шкаф осуществляется снизу или с верхним подводом кабеля.

Шкаф глухого ввода ШВВ — 2, ШВВ — 2п.

Комплектуется автогазовыми выключателями нагрузки ВНА-10/630 с одним заземляющим ножом, без предохранителей (ШВВ -2), ВНА-10/630 с одним заземляющим ножом и с предохранителями ПКТ (ШВВ -2п). Также в шкаф устанавливается выключатель нагрузки ВНА с двумя заземляющими ножами.
Шкафы выпускаются левого и правого исполнения . Предназначены для стыковки с боковым фланцем силового трансформатора через переходный кожух. Шкаф ШВВ-2п допускает установку предохранителей ПКТ до 160А и имеет габарит 600 мм.

Шкафы ввода с элегазовыми выключателями нагрузки.

Элегазовое коммутационное оборудование среднего напряжения имеет неоспоримые преимущества против включателей с применением воздуха (автогазовые) и масла. Объем эксплуатируемого оборудования, где в качестве коммутационных аппаратов используются автогазовые или масляные, быстро уменьшается в пользу элегазовых и вакуумных выключателей.
Элегазовое оборудование полностью отвечает современным требованиям по компактности, надежности, сокращении времени обслуживания, безопасности персонала и срока службы.
Во встроенных КТП-В применяют шкафы ввода высокого напряжения с использованием оборудования производства Schneider Electric (моноблоки RM6, ячейки SM6), АВВ (SafeRing/SafePlus). Ячейки одинакового назначения разных производителей по своим электрическим характеристикам и ресурсу очень близки друг к другу.

Шкафы ввода на базе ячеек SM6 производства Schne >Элегазовое коммутационное оборудование среднего напряжения имеет неоспоримые преимущества против включателей с применением воздуха (автогазовые) и масла. Объем эксплуатируемого оборудования, где в качестве коммутационных аппаратов используются автогазовые или масляные, быстро уменьшается в пользу элегазовых и вакуумных выключателей.
Элегазовое оборудование полностью отвечает современным требованиям по компактности, надежности, сокращении времени обслуживания, безопасности персонала и срока службы.
Во встроенных КТП-В применяют шкафы ввода высокого напряжения с использованием оборудования производства Schneider Electric (моноблоки RM6, ячейки SM6), АВВ (SafeRing/SafePlus). Ячейки одинакового назначения разных производителей по своим электрическим характеристикам и ресурсу очень близки друг к другу.

Шкафы ввода на базе ячеек SM6 производства Schne >SM6 – серия компактных модульных ячеек производства компании Schneider Electric в металлических корпусах с воздушной изоляцией и стационарными элегазовыми коммутационными аппаратами. Предназначены для внутренней установки на стороне высокого напряжения в распределительных подстанциях 6-10 кВ.
В ячейках SM6-QM, SM6-IM, которые применяются в качестве устройства ввода высокого напряжения (УВН), используется трехпозиционный выключатель нагрузки с элегазовой изоляцией. Корпус герметичный и заполнен элегазом на весь срок эксплуатации. Выключатель имеет положения «включено», «выключено» и «заземлено». Четкость переключения выключателя обеспечивается пружинным механизмом. Выключатель снабжен предохранительным клапаном на случай возникновения в нем дугового замыкания. На передней панели ячеек имеется мнемосхема главных цепей. Через окна на передней панели видны положения вала выключателя нагрузки (включено, отключено, заземлено) и заземлителя (включен, отключен).

Подробное описние элегазовых ячеек типа SM6 здесь : каталог SM6 Schneider Electric.

Безопасность обслуживания ячеек обеспечивается рядом блокировок:

  1. Исключена возможность некорректных переключений выключателя , который может находиться только в одном из трех положений – «включено», «отключено», «заземлено»;
  2. Выключатель нагрузки может быть включен только если заземляющий разъединитель отключен;
  3. Защитная панель кабельного отсека может быть открыта, только если заземляющий разъединитель выключен;
  4. Выключатель нагрузки заблокирован в отключенном положении при снятой защитной панели кабельного отсека.

В составе УВН могут быть использованы ячейки SM6-QM и SM6-IM. Ячейки SM6-GAM (GAM2) выполняют вспомогательные функции.

SM6-IM — ячейка вводной линии без предохранителя. Основное оборудование — выключатель нагрузки и заземляющий разъединитель, пружинный привод. Снабжена стационарными указателями напряжения. Предназначена для подключения кабелей с пластмассовой изоляцией, сечением до 240 кв. мм, может также быть укомплектована контактным узлом для присоединения двойного кабеля сечением до 240 кв.мм. Ячейка выпускается в двух исполнениях – шириной по фронту 375 и 500 мм. Можно оснастить ячейку дополнительным оборудованием: устройством фазировки, моторным приводом для дистанционного включения и выключения выключателя нагрузки, дополнительными контактами, блокировочными замками, устройством обогрева, нижним цоколем.

SM6-QM – ячейка выключателя нагрузки в комбинации с плавкими предохранителями. Основное оборудование – выключатель нагрузки и заземляющий разъединитель, пружинный привод, стационарные указатели напряжения, оборудование для установки трех предохранителей стандарта UTE или DIN. Предохранители снабжены механизмом ударного типа. При перегорании предохранителя происходит отключение выключателя нагрузки. Контактные узлы предназначены для подключения кабелей с пластмассовой изоляцией сечением до 95 кв. мм. Ячейка выпускается габаритом 375 мм. Дополнительное оборудование ячейки Qm: устройство фазировки, моторный привод для дистанционного включения и выключении выключателя нагрузки, дополнительные контакты, блокировочные замки, устройство обогрева, нижний цоколь.

В ячейках Im и Qm вводной кабель подключается снизу, отходящий к трансформатору кабель подключается сверху, при этом необходимо использовать верхний цоколь, в котором установлен узел крепления кабеля. Если питающий кабель входит в шкаф снизу и выход к нагрузке (трансформатору) производится вниз, то дополнительно устанавливается ячейка подключения вводного кабеля GAM2 или GAM.

GAM2 – ячейка подключения кабеля. Основное оборудование – трехфазные сборные шины, стационарные указатели напряжения. Контактные узлы предназначены для подключения кабелей с пластмассовой изоляцией сечением до 240 кв. мм.

GAM – ячейка подключения кабеля с заземлителем. Основное оборудование – заземляющий разъединитель, привод, стационарные указатели напряжения. Контактные узлы предназначены для подключения однофазных кабелей с пластмассовой изоляцией сечением до 240 кв. мм. Дополнительное оборудование – дополнительные контакты, блокировочные замки.

Использование ячеек типа SM6 позволяет организовать ряд требуемых блокировок в КТП-В:

  • в ячейке QM могут быть установлены замки, которые исключают возможность включения выключателя нагрузки, если вводной выключатель РУНН не заблокирован своим замком в положении «отключен» или «разъединен». При этом замки должны иметь одинаковые секреты.
  • при совместном использовании ячеек QM и GAM в качестве ШВВ, при установке соответствующих замков, исключается возможность включения заземляющего разъединителя вводной ячейки GAM, если выключатель нагрузки ячейки QM не заблокирован в положении «отключено».

Устройства ввода высокого напряжения с вакуумными выключателями.

УВН с использованием выключателей нагрузки с элегазовой изоляцией компактны, недороги и практически не требуют обслуживания. Для защиты трансформатора используются схемы с предохранителем. При срабатывании предохранителя происходит отключение выключателя.
Такое решение, однако, не обеспечивает полноценной защиты трансформатора , и имеются ограничения по максимальному току предохранителя , а значит и по мощности трансформатора подстанции. В соответствии с имеющимися рекомендациями мощность трансформатора не может превышать 1600 кВА.
В таких случаях устройства ввода могут быть построены с использованием ячеек с вакуумными выключателями и с микропроцессорными устройствами защиты различных типов.

Шкафы ввода высокого напряжения ШВВ-3 по схеме главных цепей соответствуют камерам КСО-298 8ВВ-600. В них используются вакуумные выключатели ВВ/TEL – 10. В базовом варианте релейная защита построена с применением электромеханических реле.

При этом обеспечена:

-максимальная токовая защита в фазах с независимой временной характеристикой;

-максимальная токовая защита на землю с независимой временной характеристикой;

-максимальная токовая защита с инверсной временной характеристикой;

-максимальная токовая защита на землю с инверсной временной характеристикой.

В соответствии с требованиями потребителей в ШВВ-3 может быть установлена микропроцессорная защита серий «Сириус», «БМРЗ», «SEPAM» и др. кроме этого могут быть установлены ограничители перенапряжений (ОПН-КР/TEL), трансформаторы тока нулевой последовательности (ТЗЛМ-1), трансформаторы напряжения. Также при необходимости возможна организация коммерческого/технического учета по высокой стороне.

Силовые трансформаторы

В подстанциях типа КТП-В возможно применение силовых трансформаторов различных типов:

ТМЗ («Укрэлектроаппарат» г. Хмельницкий);

ТМГФ (ГК «Электрощит» г. Самара);

Rosibloc (ABB);

ТСЗЛ («Трансформер» г. Подольск);

ТСЗГЛ («Завод им. Козлова» г. Минск).

Возможна установка других типов силовых трансформаторов. Трансформаторы должны иметь кожух. Целесообразно применять силовые трансформаторы с боковыми и верхними фланцами со стороны вводов высокого и низкого напряжения.

Распределительное устройство низкого напряжения.

Распределительное устройство низкого напряжения (РУНН) 0.4 кВ представляет собой каркас, который сплошной перегородкой разделен на два отсека – отсек силового оборудования и отсек сборных шин и отходящих линий.

РУНН комплектуется из отдельных шкафов. Существует несколько их типов:

  • Шкаф ввода низкого напряжения (ШНВ), левый и правый;
  • Шкаф секционного выключателя (ШНС);
  • Шкаф отходящих линий (ШНЛ);
  • Шкаф аварийного ввода низшего напряжения (ШНА);
  • Шкаф конденсаторной установки (ШКУ).

Схемы и габаритные размеры шкафов представлены здесь.

Шкаф представляет собой сборную конструкцию и разделен на отсеки. Функциональные отсеки имеют отдельные двери и отделены друг от друга и от отсека сборных шин сплошными металлическими перегородками. Пример компоновки Шкафа ШНВ-02 представлен на рисунке.

Отсек выключателей.

В подстанциях типа КТП-В применяются выключатели выкатного (выдвижного) или втычного исполнения. Основные типы выключателей, которые можно установить в КТП-В приведены в таблице. По согласованию с Заказчиком в подстанции могут быть использованы другие типы автоматических выключателей.
В соответствии с проектной документацией автоматические выключатели могут быть установлены «за дверью» или «перед дверью». В последнем случае подразумевается , что в двери имеется окно, в которое выступает лицевая часть автоматического выключателя. Как правило, за дверью устанавливаются силовые выключатели с электромагнитным приводом и с ручным приводом, имеющие модификацию с ручной дистанционной рукояткой. Выключатели большой мощности устанавливаются перед дверью.
Двери отсеков силовых выключателей, при установке их «за дверью». Могут быть открыты только при отключенных выключателях. Устанавливаемые «перед дверью» выкатные (выдвижные) выключатели имеют в своем составе механизмы (шторки), исключающие доступ к токоведущим частям при разъединении неподвижной и подвижной части автоматического выключателя. Таким образом, все выключатели в КТП-В могут быть извлечены из контактного устройства без снятия напряжения с других линий.

Выдвижные выключатели, устанавливаемые перед дверью, могут быть оборудованы механизмом блокировки двери. При этом дверь не может быть открыта при включенном выключателе.
На дверях отсеков отходящих линий находятся амперметры и индикаторы состояния автоматического выключателя – «включено», «отключено», «отключено разъединителем».

Релейный отсек.

Шкафы ШНВ, ШНА, ШНС в своем составе имеют релейный отсек. В релейном отсеке шкафа ШНВ устанавливаются счетчики электроэнергии. На двери шкафа ШНВ и ШНА монтируются приборы измерения и контроля относящиеся к цепям ввода.
В релейном отсеке шкафа ШНС располагается , как правило, аппаратура , относящаяся к общим для подстанции вторичным цепям – аппаратура АВР, органы ручного управления электроприводами выключателей ввода и пр..

Отсек вторичных цепей

Отличительной особенностью подстанции типа КТП-В является наличие выделенного отсека вспомогательных (вторичных) цепей, который обслуживается спереди. Для этого в верхнем цоколе организован кабельный канал, в котором прокладываются межпанельные связи. Доступ в это канал спереди, через съемную крышку. В пределах одного шкафа жгуты проходят через вертикальные каналы. Для вертикальных проходок используются трубы из диэлектрика.

Шинный отсек.

В шинном отсеке подстанции КТП-В размещены ввод от силового трансформатора, сборные шины, шинные ответвления для кабельных и шинных присоединений, трансформаторы тока, силовые сборки для подключения отходящих кабелей.
Все шины выполнены из меди. Шинодержатели изготовлены из усиленного стекловолокном термопластичного полиэстра, рабочая температура шинодержателей до 130 °С.
Обслуживание силового отсека производится сзади. Для этого имеются запираемые двери. При ограниченном пространстве для обслуживания задние двери изготавливаются съемными.
Подключение силовых кабелей производится на шинные сборки. Если в опросном листе нет специальных указаний (например, отсутствуют данные по количеству и сечению отходящих кабелей), то сечение шины в сборке соответствует номинальному току автоматического выключателя. В то же время нет технических проблем с обустройством шинной сборки для присоединения кабеля повышенного сечения и нескольких кабелей. В шкафах ШНЛ-02, ШНЛ-05, ШНЛ-06 к одной шинной сборке возможно подключение до 6 кабелей сечением до 240 мм. кв. Дня выполнения такого присоединения рекомендуется использовать линии первого и третьего яруса шкафа. Вывод кабелей из шкафа возможен как вверх, так и вниз. Для крепления кабелей внутри каркаса предусмотрены горизонтальные траверсы. Кабель крепится к траверсе стандартным хомутом.

Если нагрузка подключается к РУНН КТП-В через шинопровод, то выключатель этой линии монтируется в верхнем ярусе шкафа.
Выключатели отходящих линий, в пределах шкафа, подключаются к магистральной шине посредством шинных ответвлении. Номинальный ток шинных ответвлений в КТП-В соответствует сумме номинальных токов выключателей, которые установлены в этом шкафу, но не может быть больше номинального тока сборных шин. Поэтому в процессе эксплуатации, если в этом возникает необходимость, выключатели на отходящих линиях могут быть заменены на более мощные в пределах номинального тока для данного типа выключателя. Такая модернизация производится простой заменой подвижной части аппарата.

В таблице приведены данные по основным типам автоматических выключателей, которые могут быть использованы в подстанции типа КТП-В. Указаны предельные номинальные токи выключателей, которые могут быть установлены в тот, или иной шкаф. Очевидно, что сумма номинальных токов автоматических выключателей, которые установлены в один шкаф, не может быть выше номинального тока сборных шин. В то же время в отсеки, которые предназначены для установки крупных аппаратов, можно установить выключатель с небольшим номинальным током. Такая возможность позволяет модернизировать подстанцию в процессе эксплуатации.

Если в процессе эксплуатации предполагается расширение подстанции путем установки дополнительных выключателей на отходящих линиях, то в опросном листе необходимо указать тип выключателя, который будет установлен в дальнейшем и его номинальный ток. В графе «номинальный ток расцепителя» делается пометка «Резерв». При этом КТП-В при поставке будет иметь в своем составе детали для установки заданных аппаратов.

Учет и измерения.

Во всех модификация шкафов ШНВ имеется возможность установки счетчиков электрической энергии. Счетчики подключаются через испытательные коробки. В КТП-В нет конструктивных ограничений на количество трансформаторов тока, которые могут быть установлены как на вводе, так и на отходящих линиях.

В максимальной конфигурации могут быть установлены следующие приборы:
на вводе:

  • один комплект трансформаторов тока кл. 0,5 на измерение (стандартно); второй комплект трансформаторов тока кл. 0,5s (коммерческий учет) или кл. 0,5 (технический учет). Эти трансформаторы тока устанавливаются, если в опросном листе есть требования по учету электрической энергии;
  • отдельный трансформатор тока на фазе «А» при наличии в составе КТП-В встроенной или отдельно стоящей конденсаторной установки.

на отходящих линиях:

  • один трансформатор тока на фазе «А» (стандартно);
  • три трансформатора тока на фазах «А», «В» и «С» при требовании организовать учет на отходящей линии, коммерческий или технический.

Номинальный коэффициент трансформации указывается в опросном листе.

Если в опросном листе содержится требование организовать учет на отходящих линиях и заданное количество счетчиков нет возможности разместить в ШНВ, то комплектно с КТП-В поставляется отдельный шкаф учета навесного или напольного исполнения. Конструкция и степень защиты шкафа учета определяется проектом.
В КТП-В применяются трансформаторы тока как отечественные, так и производства зарубежных фирм. Все эти трансформаторы внесены в реестр средств измерений и могут быть использованы для коммерческого учета. Трансформаторы имеют устройства для пломбирования.

Стрелочные измерительные приборы имеют класс точности 1,5. Пределы измерения вольтметров и амперметров указываются в опросном листе. Вместо стрелочных приборов, как на вводе, так и на отходящих линиях, могут быть установлены многофункциональные измерительные устройства.

Конденсаторная установка

В состав КТП-В может быть включена конденсаторная установка (КУ). При этом нет необходимости устанавливать отдельно стоящую установку и обустраивать к ней кабельную перемычку или шинный мост. Особенно это актуально при применении мощных конденсаторных установок.

Конструкция КУ

Каркас шкафа КУ аналогичен по конструкции другим шкафам с тем отличием, что в переднем отсеке отсутствует секционирование и отдельные блоки КУ установлены на вертикальных стойках за единой дверью. Применяются блоки с номинальной мощностью ступени 25 и 50 кВАр. В каждой фазе установлены однофазные конденсаторы в металлических корпусах. В схеме применены специальные контакторы с ограничителями пусковых токов конденсаторов. Защита осуществляется предохранителями.

Управление реализовано на электронном регуляторе.

В шкаф КУ можно установить блоки с общей мощностью до 800 кВАр. Количество ступеней регулирования определяется проектом.
Питание на отдельные блоки КУ подастся со специальной шинной сборки, которая располагается в шинном отсеке. Номинальный ток шинной сборки определяется мощностью КУ.

В состав шкафа КУ не входит разъединитель или автоматический выключатель. Шинная сборка КУ получает питание с одного из фидерных автоматических выключателей. Такой выключатель предпочтительно размещать в верхнем ярусе РУНН в смежном с КУ шкафу ШНЛ.

Шкаф КУ в своем составе имеет автоматическую систему вентиляции. Фильтрующий вентилятор и выходная решетка монтируются на дверь ШКУ. Терморегулятор, находящийся в верхней части ШКУ, обеспечивает поддержание заданного температурного режима внутри шкафа.

При небольшой мощности КУ и низкой температуре окружающего воздуха расход электроэнергии на вентиляцию можно снизить путем применения регулятора скорости вращения вентилятора. При этом, одновременно, уменьшается уровень шума.

Автоматический ввод резерва в подстанции КТП-В

В этом разделе даны примеры реализации схем автоматического ввода резерва (АВР).

На рисунке представлена структурная схема подстанции с АВР «Два ввода с секционированием».

Схема содержит 2 вводных автоматических выключателя (далее АВ) с электроприводом QF1 и QF2, каждый из которых подключен к своему силовому трансформатору Т1 и Т2. Каждый из двух вводных АВ нагружен на свою систему шин — систему шин «I» и систему шин «II». Обе системы шин могут быть объединены через автоматический выключатель QF3.

Схема АВР может быть построена только на электромеханических реле или иметь в своем составе программируемый контроллер начального уровня (например, Zelio или Twido производства Schneider Electric). В последнем случае значительно проще решаются вопросы изменения алгоритма работы технологических параметров.

Типовой алгоритм работы АВР, обеспечивает следующие режимы:

Режим «Ручной» . В этом режиме питание на схему управления не подастся и все 3 аппарата могут быть включены и выключены механическими кнопками на их собственной панели управления после взвода пружины рычагом «Взвод пружины». Одного взвода пружины достаточно для отработки цикла «Включение Отключение». Режим «Ручной» используется, как правило, при отладочных операциях без подачи питания на РУНН. В этом режиме какие-либо взаимные блокировки между аппаратами отсутствуют. В рабочем режиме кнопки «Включить-Выключить» на панели автоматического выключателя (АВ) должны быть недоступны для оператора. Блокировка осуществляется навесным замком.

Режим «Ручной с блокировкой». В этом режиме имеется возможность включать и выключать любой из АВ ввода и секционный АВ с использованием его электропривода. Кнопки «Включить — Выключить» всех АВ установлены на панели оператора.

В этом режиме действуют блокировки, а именно:

  • взаимная блокировка вводных и секционного выключателей для исключения запрещенных комбинаций, когда не допускается параллельная работа 2-хтрансформаторов на одну нагрузку;
  • контролируется параметр «Однофазное замыкание на землю». Ток в нейтрали трансформатора сравнивается с заданным порогом. Превышение этого порога интерпретируется как однофазное замыкание на землю.

При этом, с установленной задержкой по времени, производятся следующие переключения:

— отключается вводной АВ секции, в которой было выявлено однофазное замыкание на землю;

— отключается, если он был включен, или запрещается включение секционного АВ QF3;

— выпадает блинкер «Однофазное замыкание на землю», который фиксирует данное событие. Если в схеме применен контроллер, то функция блинкера реализуется на программном уровне с выходом на световой индикатор. Вводной АВ аварийной секции (или секционный АВ) можно будет включить только в том случае, если блинкер был поднят (или была нажата кнопка «Квитирование»).

  • контролируется параметр «Превышение давления в трансформаторе» (если используется герметичный масляный трансформатор). При превышении давления в трансформаторе выше нормы вводной АВ выключается мгновенно, факт превышения давления фиксируется блинкером (электромеханическим или программным). В этом режиме разрешается питание обесточенной секции через секционный AB QF3. Включение QF3 производится кнопкой с панели оператора.
  • контролируется параметр «Перегрев трансформатоpa». Для сухих трансформаторов контролируется два порога температуры — «Тревога», который используется в цепях сигнализации и «Отключение», с действием на отключение соответствующего вводного АВ. Факт перегрева фиксируется;
  • контролируется параметр «Аварийно отключен вводной АВ», т.е. ситуация, при которой сработал расцепитель вводного автомата на секции 1 или 2 (перегрузка, короткое замыкание). Факт срабатывания расцепителя вводного АВ фиксируется. Включение секционного АВ производится кнопкой с панели оператора, однако оно невозможно вплоть до момента, пока не будет вручную выключен сработавший вводной АВ;
  • контролируется параметр «Аварийно отключен секционный АВ». Такая ситуация возникает, когда питание на обе секции шин подается с одного ввода и срабатывает из-за перегрузки или короткого замыкания секционный автомат. Система блокирует дальнейшие переключения в схеме.

Логика работы системы в режиме «Ручной с блокировкой» подразумевает, что при возникновении любой аварийной ситуации КТП обслуживается оператором, который выявляет и устраняет причину неисправности.

Режим «Автоматический». В этом режиме схема АВР работает по заданному алгоритму. Оператор имеет возможность изменять некоторые параметры алгоритма, но изменить логику его работы не может. В этом режиме работают все описанные выше блокировки.

В автоматическом режиме контролируется уровень напряжения по вводу 1 и вводу 2. Применяемые электронные реле имеют отдельную регулировку верхней и нижней зоны напряжения, устойчивая работа обеспечивается аппаратно (гистерезис на уровне 5%). Реле контролирует порядок чередования фаз. Внутренний таймер реле, как правило, не используется.

Выходные контакты активны (включены), если входное напряжение лежит в заданных пределах и не нарушен порядок чередования фаз. Выходные контакты реле пассивны (выключены), если напряжение по одной или более фаз вышло за заданные пределы.

Реле времени обеспечивают регулируемую задержку реакции устройства при переключениях, тем самым демпфируются кратковременные скачки и провалы напряжения в сети.

По каждому из вводов отдельно регулируется время задержки на включение секционного АВ QF3 при выходе напряжения на вводе 1 или вводе 2 за заданные пределы, аналогичная регулировка имеется для режима восстановления: для каждого из вводов время задержки можно регулировать отдельно.

Как правило, в схеме АВР применяются электронные широкодиапазонные реле времени, которые обеспечивают регулировку интервала времени в пределах от 0.1 сек до десятков часов. В схемах с применением контроллеров все четыре задержки регулируются программно и могут быть легко изменены в любых пределах в процессе эксплуатации КТП-В.

Если в режиме работы «Автоматический» возникает аварийная ситуация по причине перегрева трансформатора или превышения (понижения) давления в нем относительно нормы, если произошло отключение АВ по сигналу расцепителя, если зафиксирован факт однофазного замыкания на землю, то схема производит предусмотренные алгоритмом переключения и «замораживает» свое состояние.

Для восстановления штатного режима работы необходимо вмешательство оператора, который должен зафиксировать причину возникновения нештатного режима, перейти в режим «Ручной с блокировкой», взвести указательные реле (или нажать соответствующие кнопки «Квитирование» в версии АВР с контроллером), включить АВ при срабатывании расцепителя. Все эти действия подразумевают, что причина аварии устранена.

После этого можно переходить в режим «Автоматический».

Рассмотрим варианты схем реализации АВР:

Применение в схеме АВР промышленных контроллеров позволяет существенно расширить функциональные возможности системы.

Для КТП-В разработаны и серийно применяются следующие варианты:

  • Схема «Два сетевых ввода с секционированием с возможностью приоритетного питания нагрузок от одного из вводов».В этой схеме штатным считается режим, когда все нагрузки питаются от первого или второго ввода, секционный автомат постоянно включен. Схема применяется, как правило, при временной схеме электроснабжения, когда питание на подстанцию подастся по одному фидеру. По готовности подстанции к работе по двум вводам устанавливается режим «Два ввода с секционированием».
  • «Три сетевых ввода с двумя секционными выключателями». Применяется в трехтрансформаторных подстанциях. Обеспечиваются все виды блокировок описанных ранее.
  • «Два сетевых ввода и независимый источник электроснабжения». В качестве независимого источника может быть применен дизель-генератор третьей степени автоматизации, газовый генератор и пр. При этом в схеме АВР вырабатывается сигнал на запуск генератора и его остановку при восстановлении нормального электроснабжения. Независимый источник подключается, как правило, к секции шин, которая содержит неотключаемые нагрузки.
  • «Три сетевых ввода и один независимый источник электропитания».Алгоритм работы достаточно сложен и обеспечивает глубокое резервирование питания на отходящих линиях.

Дополнительные опции предлагаемые ООО «Вольт-Энерго» при реализации АВР в КТП-В.

Выше была подробно описана работа простейшей системы АВР, которая может быть построена с применением электронных и электромеханических реле. Применение в таких схемах контроллера Zelio существенно расширяет возможности системы управления.

В более сложных схемах, которые упомянуты в разделе «Возможные модификации», используется контроллер Twido, обладающий большей вычислительной мощностью, расширяемостью количества входов/выходов и коммуникационными возможностями. Такие контроллеры, как правило, содержат базовый модуль и ряд модулей расширения. Объем информации, как передаваемой в АСУ (состояние объекта), так и принимаемой от АСУ (управляющие воздействия) определяется техническими требованиями к системе АСУ. Наиболее полная реализация функций управления и отображения информации в сложных системах достигается применением операторских панелей, которые используются для вывода текстовых сообщении и ввода технологических параметров.

Ниже приведены некоторые опции, примененные в КТП-В. Следует сразу оговориться, что список этот далеко не исчерпывает всех возможностей системы и может быть изменен и расширен по требованию Заказчика.

  • Выбор режима управления

В традиционных схемах АВР применяется ключ выбора режима работы. С целью увеличения оперативности контроля в подстанциях КТП-В, с аппаратурой АВР на базе промышленного контроллера, выбор режима работы производится кнопками. Включение соответствующего режима подтверждается включением светового индикатора. Для увеличения надежности работы узла на программном уровне диагностируется время нажатия на кнопку выбора соответствующего режима. Тем самым исключаются ошибки оператора — случайное кратковременное нажатие кнопки не воспринимается. При нажатии нескольких кнопок одновременно, автоматически выбирается наиболее безопасный режим работы. Кнопки выбора режимов, в которых надо работать особенно внимательно, например кнопка режима «Ручной без блокировки», запираются на ключ;

Электромеханическое указательное реле (или, как его называют, «блинкер») в КТП-В используются для фиксации аварийных событий. Электромеханическое реле фиксирует только сам факт наступления события, но при этом отсутствует привязка к другим событиям, например ко времени. Указательные реле ненадежны в эксплуатации, индикаторный элемент реле плохо виден.

В подстанциях КТП-В, оборудованных устройством АВР с применением контроллера, реализован алгоритм, в котором аварийное событие (например, факт срабатывания АВР или кратковременный перегрев трансформатора), во-первых, вызывает включение соответствующего светового индикатора, во-вторых, фиксирует событие в памяти контроллера с привязкой к реальному времени. Емкость журнала аварийных событии зависит только от мощности контроллера. При отключении питания информация сохраняется. Считывание журнала аварийных событий можно произвести вручную с местной панели оператора, или дистанционно — при наличии соответствующего интерфейса. Список аварийных событий и емкость электронного журнала определяется техническим заданием.
Сброс светового сигнала аварии производится кнопкой «Квитирование». Имеется целый ряд режимов, в которых необходимо произвести квитирование для выхода КТП-В в основной режим работы.

Подстанции типа КТП-В рассчитаны на длительный срок эксплуатации — не менее 25. 30 лет. За это время может произойти износ механизмов электрических приводов автоматических выключателей, особенно при работе КТП-В в условиях запыленности, или при несвоевременном проведении регламентных работ.

В схеме АВР с применением контроллера используется алгоритм, в составе которого имеются блоки анализирующие время выполнения команды на включение и отключение привода автоматического выключателя. Если привод не отработал команду на включение (выключение) за заданное время, то выдается сигнал аварии. Сигнал выводится на местную индикацию и может быть передан на общий диспетчерский пункт.
Контрольное время включения (выключения) устанавливается в соответствии с паспортными характеристиками выключателя. Контрольное время можно корректировать в процессе эксплуатации с учетом износа выключателей.
Возможна реализация, в соответствии с техническими требованиями, других алгоритмов самодиагностики.

  • Питание вторичных цепей

В подстанциях КТП-В напряжение вторичных цепей выполнено, как правило, на напряжение 220 В переменного тока.
В ряде разработок нами применено решение, когда питание электрических приводов подстанции, потребляющих большую мощность, осуществляется непосредственно от сети, в то время как управляющая часть схемы, построенная с применением только реле, или комбинации релейной аппаратуры с контроллером, производится от источника бесперебойного питания. Такое решение позволяет производить отладку вторичных схем без подачи питания в целом на подстанцию, что удобно в процессе ввода в эксплуатацию и при проведении профилактических работ.
Если в схеме применен контроллер, то аппаратура ручного управления и приборы индикации выбираются на напряжение 24 В. При этом повышается надежность и безопасность обслуживания.

В сложных КТП-В оправдано питание всех вторичных цепей, в том числе и приводов, от источника бесперебойного питания соответствующей мощности.

Применение микропроцессорных блоков релейной защиты (БМРЗ)

Применение в подстанциях КТП-В комплекта многофункциональных микропроцессорных блоков релейной защиты и автоматики БМРЗ-0,4 позволяет реализовать функции дальнего резервирования и обеспечивает повышение чувствительности МТЗ.

Терминалы БМРЗ-0.4, в комплекте с блоками противоаварийной автоматики БМПА, выполняют сложные алгоритмы АВР при наличии от двух до четырех вводов 0,4кВ и секционного выключателя между двумя секциями шин. Возможно автоматическое восстановление схемы нормального режима после автоматического ввода резерва.

Помимо оригинальных функций РЗА терминалы БМРЗ-0,4 выполняют функции токовой защиты нулевой последовательности, местное и дистанционное управление выключателями, регистрацию аварийных событий и осциллограмм, измерение электрических параметров нормального режима.

Для связи с АСУ применяется терминал БМЦС.

Реализованы следующие схемы КТП-В с применением БМРЗ:

  1. КТП-В на два сетевых ввода с неявным резервом;
  2. КТП-В на два сетевых ввода с одним аварийным вводом от ДЭС;
  3. то же с двумя вводами от ДЭС.

В таких подстанциях обычно имеется отдельно стоящий шкаф управления.

КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

В комплект КТП-В должны входить:

  • УВН (тип и количество шкафов по заказу потребителя);
  • трансформатор силовой (тип, мощность и количество по заказу потребителя);
  • РУНН (типы и количество шкафов в соответствии с опросным листом);
  • шинный мост (ШМ), предусмотренный конструкцией КТП-В;
  • конденсаторная установка (в составе РУНН, или отдельно стоящая, количество, номинальная мощность и шаг регулирования в соответствии с опросным листом);
  • приспособления для подъёма и съема автоматических выключателей, если масса последних превышает 30 кг:
  • запасные части и принадлежности (ЗИП);
  • комплект эксплуатационной документации, сертификаты.

К преимуществам встроенных трансформаторных подстанций КТП-В производства 000 «ВОЛЬТ-ЭНЕРГО» можно отнести:

  1. Конструкция шкафов обеспечивает простоту, удобство и безопасность доступа для проверки, регулировки, техническое го обслуживания блоков и аппаратов.
  2. Возможность использования в качестве силовых выключателей аппаратов как отечественного, так и импортного производства.
  3. Все силовые шины выполнены из меди, что обеспечивает надёжную и длительную работу КТП в тяжелых условиях эксплуатации.
  4. Возможен выход кабелей отходящих линий как вниз, так и вверх.
  5. Присоединение отходящих кабелей производится к силовым шинным сборкам, что обеспечивает простой доступ к этим узлам при открытой (снятой) задней двери. Шинные сборки расположены в одной плоскости и допускают присоединение кабелей повышенных сечений, и подключение 2х-3х жил кабеля к одному полюсу.
  6. Возможность учёта электроэнергии, как на вводах, так и на отходящих присоединениях.
  7. Схемы АВР могут быть построены с использованием как электромеханических (электронных) реле, так и иметь в своем составе контроллер. В последнем случае значительно эффективнее решаются вопросы изменения параметров алгоритма управления и связи с АСУ. В КТП-В может быть установлен комплект многофункциональных микропроцессорных блоков защиты и автоматики БМРЗ-0,4;
  8. Возможны различные варианты монтажа КТП-В как внутри помещений, так и в блочно-модульных зданиях с максимальным приближением подстанции к центру электрических нагрузок.
Каждый электрик должен знать:  Предприятия по ремонту электродвигателей во Владимире
Добавить комментарий