ПЗ для нормоконтроля 8 (1236135), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

а) П1–3 –предохранители; Р – реклоузер; б) времятоковые характеристики предохранител и реклоузера до и после первого цикла АПВ

Рисунок 4.3 – Алгоритм «спасения» предохранителей

Разборка и сборка сети

При длинах магистрального участка сети 50 км и более, для организации надежной децентрализованной системы управления аварийными режимами необходима установка значительного числа аппаратов. Как уже отмечалось, наиболее часто такие схемы встречаются на вдольтрассовых линиях. В этом случае последовательно может быть установлено до 10-15 реклоузеров (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4 – Сборка и разборка сети (Р–вакуумные реклоузеры)

Очевидно, традиционное согласование по ступенчатому принципу не позволит уложиться в объективно реальные выдержки времени защит на головных выключателях (0,5–1с). Специальная функциональность реклоузера позволяет реализовать алгоритмы селективной работы большого количества последовательно установленных аппаратов при ограниченной выдержке времени.

Вышеприведенные возможности использования реклоузеров применимы к рассматриваемой в данной работе продольной линии электроснабжения.

4.2 Использование реклоузеров в качестве пунктов продольного секционирования линии АБ

Исследования специалистов, свидетельствуют о том, что одним из наиболее эффективных способов повышения надежности электроснабжения в воздушных распределительных сетях является реализация автоматического подхода к управлению аварийными режимами (рисунок 4.5), при котором обеспечивается полная независимость работы пунктов секционирования от внешнего управления. Этот подход также получил название децентрализованного. Каждый отдельный аппарат, являясь интеллектуальным устройством, анализирует режимы работы электрической сети и автоматически производит ее реконфигурацию в аварийных режимах, т.е. локализацию места повреждения и восстановление электроснабжения потребителей неповрежденных участков сети [14].

Рисунок 4.5 – Децентрализованное управление аварийным режимом работы сети (Р–реклоузеры; АВР–реклоузер в качестве автоматического ввода резервного питания)

Наличие телемеханики в этом случае не влияет на выполнение основных функций пунктов секционирования в аварийных режимах и носит вспомогательный характер (оперативное управление, контроль параметров сети и т.д.), а, следовательно, требования к надежности каналов связи снижаются. Диспетчер видит конечное состояние на мнемосхеме – локализованный участок сети, все переключения и реконфигурации выполнены автоматически, без его участия. Всё, что необходимо сделать, – это направить на поврежденный участок ремонтную бригаду.

Преимуществом децентрализованного подхода является отсутствие человеческого фактора. Отключение короткого замыкания и локализация повреждения происходят автоматически. Время восстановления питания на неповрежденных участках сети сокращается до секунд, как следствие, снижается риск ущерба потребителям электрической энергии.

Для реализации децентрализованного подхода пункты секционирования должны иметь в своем составе:

• высоконадежный коммутационный аппарат с малым временем включения и отключения и значительным коммутационным ресурсом, способный нормально функционировать при многократных циклах АПВ;

• встроенную измерительную систему токов и напряжений для реализации необходимых функций защит и автоматики и контроля параметров режимов работы электрической сети;

• многофункциональную систему микропроцессорной релейной защиты и автоматики с возможностью независимой работы с разными уставками при любых направлениях потока мощности и малыми ступенями селективности (0,1–0,2 с);

• систему самодиагностики и ведения журналов оперативных и аварийных событий в сети для анализа состояния самого аппарата и процессов, происходящих в линиях;

• надежную необслуживаемую систему бесперебойного питания от нескольких независимых источников;

• широкие возможности внешних коммуникаций, коммуникационные интерфейсы, поддержку международных протоколов передачи информации.

Традиционные пункты секционирования, выполненные на базе ячеек КРУН, имеют в своем составе классические защиты, выполненные на электромеханических или микропроцессорных терминалах реле. Такие защиты весьма затруднительно использовать на магистральных участках сети, особенно в сетях с двухсторонним питанием. К классическим защитам не предъявляются требования о возможности реализации многократных АПВ, не требуются и независимые уставки при различных направлениях потока мощности. Минимальная ступень селективности классических микропроцессорных защит составляет 0,3 с, электромеханических – от 0,5 с. Всего этого недостаточно для реализации децентрализованного подхода. Как следствие, большая часть установленных пунктов секционирования чаще всего работает по ручному принципу.

Реклоузер выполняет:

• оперативные переключения в распределительной сети (местная и дистанционная реконфигурация);

• автоматическое отключение поврежденного участка;

• автоматическое повторное включение линии (АПВ);

• автоматическое выделение поврежденного участка;

• автоматическое восстановление питания на неповрежденных участках сети (АВР);

• автоматический сбор, обработку и передачу информации о параметрах режимов работы сети и состоянии собственных элементов.

На протяжении всего срока службы (по паспортным данным) реклоузер не обслуживается. Основными производителями реклоузеров в мире являются компании Cooper Power Systems (США), ПГ «Таврида Электрик» (Россия), NuLec Industries (Австралия), Wipp&Bourn (Англия) и др.

4.3 Установка реклоузера на опоре ЛЭП

При использовании одноопорного комплекта необходимо обеспечить только стойку опоры, остальное оборудование для крепления, входит в монтажный комплект:

• рама крепления Высоковольтного модуля на опору;

• рама крепления Блока Управления и Защиты на опору;

• соединительный кабель с разъемами (2,5 метра);

• рама крепления для 3х ОПН УХЛ1;

• крепежный комплект метизов.

Для эксплуатации реклоузера с функциями управления и защиты, учета электроэнергии и телеметрии, пользователю необходимо установить две железобетонные стойки опоры на расстоянии 2,5– 3 метра связанные между собой стяжкой (для компенсации натяжения проводов ЛЭП) либо платформой, где устанавливаются два высоковольтных модуля – в одном размещается выключатель, а во втором – измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Монтажный комплект включает:

• две рамы крепления Высоковольтных модулей на опору;

• рама крепления Блока Управления и Защиты на опору;

• два соединительных кабеля с разъемами (2,5 и 6 метров);

• рама крепления для 3х ОПН УХЛ1;

• крепежный комплект метизов.

4.4 Выбор СИП для ВЛ АБ

Для замены проводов высоковольтной линии автоблокировки (АС-35) выбираем провод СИП-3.

Токопроводящая жила скручена из проволок алюминиевого сплава, имеет круглую форму, уплотненная. Допускается использовать в качестве токопроводящей жилы алюминиевый провод, упрочненный стальной проволокой. Изоляция черного цвета.

Рисунок 4.6 – Провод с защитной изоляцией для воздушных линий электропередач марки СИП – 3

Рисунок 4.7 – Структура провода СИП – 3

Таблица 4.1 – Основные характеристики провода СИП-3

4.5 Выбор арматуры для провода СИП-3

Штыревой изолятор SDI 37. Фарфоровый штыревой изолятор на ЛЭП до 24 кВ используется с неизолированными и защищенными проводами. Пластмассовая втулка установлена в желоб между двумя уступами в которую при монтаже укладывают провод в верхней части изолятора. Такая конструкция сокращает время монтажа и уменьшает его стоимость поскольку монтаж выполняется без монтажных роликов. Провод должен быть закреплен в желобе после растяжки линии или на прямых участках линии на шейке изолятора, а также и на шейке при повороте линии. Длина пути утечки составляет 0,325 м. Диаметр шейки составляет 85 мм. Изолятор проходит испытания и сертификацию по МЭК 60383 [15].

Поддерживающий зажим SO 181 и SO 181,5. Применяется для изолированных проводов. Корпус выполняется из коррозионностойкого алюминиевого сплава. Болты стальные горячей оцинковки. Провод вставляется и легко зажимается двумя болтами. Разрывное усилие > 40 кН.

Концевой зажим SO. Используется для концевого анкерного крепления защищенных и неизолированных проводов. Перед установкой защищенного провода изоляцию необходимо снять. Корпус выполнен из коррозионностойкого алюминиевого сплава, болты стальные горячей оцинковки. Провод вставляется с одной стороны и зажимается четырьмя болтами. Разрывное усилие > 65 кН.

Защитные кожуха SP 14, SP 15, SP 16. Применяются как защитные кожуха к зажимам. Кожуха устанавливаются дренажными отверстиями вниз для стока атмосферных осадков. Кожуха изготовлены из пластмассы стойкой к атмосферным воздействиям и ультрафиолетовому излучению.

Прокалывающий зажим SL 25,2. Применяется для защищенных проводов. Зажим имеет прокалывающие контактные зубья, поэтому нет необходимости снимать изоляцию с проводов. Корпус выполнен из коррозионностойкого алюминиевого сплава, болты стальные горячей оцинковки. Зажим предварительно зачищен и смазан контактной смазкой [15].

Искровой разрядник SDI 20,3. Используется на траверсах прямых линий для создания защитного искрового промежутка. Комплект включает в себя устройство защиты от дуги и дополнительный рог. Искровой промежуток регулируется [15].

Оперативные ответвительные зажимы SL 30 и SL 36, скобы PSS 923 и PSS 924. SL 30 применяется для оперативного ответвления от неизолированных проводов, а SL 36 от защищенных. Зажим выполнен из коррозионностойкого алюминиевого сплава, болты стальные горячей оцинковки. При присоединении медных проводов дополнительно необходима гильза PSS 830. Монтаж производится с помощью штанги (например СТ 48). Ответвление и временное заземление может быть выполнено с использованием SL 30 и SL 36 совместно со скобами PSS 923 и PSS 924. Скобы выполнены из коррозионностойкого алюминиевого сплава [15].

Искровой разрядник SDI 10,2. Используется как дугозащитное устройство на натяжных изоляторах типа SDI 80 с защищенными проводами. SDI 10,2 включает в себя два рога, которые крепятся на металлических частях натяжного изолятора таким образом, что концы рогов направлены друг на друга и расстояние между ними составляет 100-150 мм для линий 6-20 кВ [15].

Дугозащитный рог с ограничителем перенапряжения SDI 46.7. Используется на траверсах прямых участков линии для защиты провода. Комплект включает в себя: ОПН, кронштейн, прокалывающий зажим, дугозащитный рог и защитный кожух.

4.6 Выбор трансформаторов наружной установки

Для замены трансформаторов ОМ – 0.63 и ОМ – 1.2 по линии автоблокировки мы выбираем трансформаторы ОЛ – 1.25 (однофазный литой) характеристики которого приведены ниже в таблице 4.2.

Трансформатор предназначен для обеспечения питания цепей автоблокировки от ВЛ СЦБ и от продольного электроснабжения железных дорог.

Трансформатор изготовлен в климатическом исполнении "У" категории размещения 1 ГОСТ 15150 и предназначен для эксплуатации при наружной установке в условиях:

- рабочее значение температуры окружающего воздуха: верхнее - плюс 50 °С нижнее - минус 45 °С;

- верхнее значение относительной влажности воздуха 100% при 25 °С.

Трансформатор однофазный, двухобмоточный. Магнитопровод стержневого типа ленточный намотан из холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки расположены на магнитопроводе концентрически. Выводы вторичной обмотки присоединены к контактам с резьбой.

Рисунок 4.8 – Общий вид трансформатора ОЛ – 1.25

Рисунок 4.9 – Схема трансформатора

Характеристики трансформатора ОЛ – 1.25 приведены в таблице 4.2.

На линии продольного электроснабжения трансформаторы масляные типа ТМ заменяем на сухие с литой изоляцией типа ТСЛ.

Характеристики

Список файлов ВКР