Файл: Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях.docx

ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на под­станциях промышленных предприятий является одним из важных вопросов электроснабжения и построения рациональных сетей. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей предприятия при их номинальной на­грузке.

Число трансформаторов на подстанции (рис. 3.11) определяется требованием надежности электроснабжения. Наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение потребителей цеха любых кате­горий. Однако если в цехе установлены приемники только II и III категорий, то более экономичными являются однотрансформатор- ные подстанции.

При проектировании внутризаводских сетей установка одно- трансформаторных подстанций выполняется в том случае, если обеспечивается резервирование потребителей по сети низкого напряжения, а также если возможна замена поврежденного транс­форматора в течение нормируемого времени.


3.3.




Ввод№1


0,4 кВ


0,4 кВ


Рис. 3.11. Схемы электроснабжения цеха с одним [а] и двумя [б] транс­форматорами


6 кВ



0,4 кВ

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значи­тельном числе потребителей II категории либо при наличии по­требителей I категории. Кроме того, применение двухтрансформа- торных подстанций целесообразно при неравномерном суточном и годовом графике нагрузки предприятия, сезонном режиме работы

со значительной разницей нагрузки в сменах. Тогда при снижении нагрузки один из трансформаторов отключается. Задача выбора количества трансформаторов заключается в том, чтобы из двух вариантов выбрать вариант с лучшими технико-экономическими показателями. Оптимальный вариант схемы электроснабжения выбирается на основе сравнения приведенных годовых затрат по каждому варианту:

3; = С,/+ к_{п Э}К(+ У„ (3.1)

где С_э, — эксплуатационные расходы /-го варианта; к_{и э}— норма­тивный коэффициент эффективности; К, — капитальные затраты /-го варианта; У,- — убытки потребителя от перерыва электроснаб­жения.

При варианте, представленном на рис. 3.11, а, при аварийной ситуации наступает перерыв в электроснабжении, так как транс­форматору требуется ремонт или замена.

При сравнении вариантов немаловажную роль играет вопрос о перспективном развитии предприятия. Например, если в настоя­щее время в цехе имеются потребители только II категории, то рас­смотрение вариантов имеет смысл. Но если через год планируется переоборудование производства и в цехе появятся потребители I категории, то необходимо, безусловно, выбирать вариант с двумя трансформаторами. В основном установка двух трансформаторов обеспечивает надежное питание потребителей. Это значит, что при повреждении одного трансформатора второй, с учетом его перегру­зочной способности, обеспечивает 100%-ную надежность питания в течение времени, необходимого для ремонта трансформатора.

Бывают случаи, когда мощность уже существующих двух транс­форматоров становится недостаточной для обеспечения питанием всех приемников (например, при установке более мощного оборудо­вания, изменения режима работы электроприемников и т. п.). Тогда рассматриваются варианты установки более мощных трансформа­торов на подстанции либо установки третьего трансформатора для «покрытия» возросшей мощности. Второй вариант кажется пред­почтительней, поскольку увеличивается надежность подстанции, отпадает необходимость реализовывать старые трансформаторы и капитальные затраты на установку третьего трансформатора, как правило, значительно меньше, чем при переоборудовании всей подстанции.

Но такой вариант возможен не всегда. Например, при плотной застройке территории предприятия для дополнительного транс­форматора просто может не хватить места. С другой стороны, про­исходит значительное усложнение схемы, которое может оказаться невозможной при параллельной работе трансформаторов. Поэтому рассмотрение вариантов производится в каждом конкретном случае индивидуально. Кроме требований надежности при выборе числа трансформаторов следует учитывать режим работы приемников. Например, при низком коэффициенте заполнения графика нагруз­ки бывает экономически целесообразна установка не одного, а двух трансформаторов. На крупных трансформаторных подстанциях, ГПП, как правило, число трансформаторов выбирается не более двух. Это обусловлено тем, что стоимость коммутационной аппа­ратуры на стороне высшего напряжения предприятия соизмерима со стоимостью трансформатора.

В России принята единая шкала мощностей трансформаторов. Выбор рациональной шкалы является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. В настоя­щее время существует две шкалы мощностей: с шагом 1,35 и 1,6, т.е. первая шкала включает в себя мощности 100, 135, 180, 240, 320, 420, 560... кВ • А, а вторая шкала включает в себя мощности 100, 160, 250, 400, 630, 1 000... кВ - А. Трансформаторы первой шкалы мощ­ностей в настоящее время не производятся и используются на уже существующих ТП, а для проектирования новых ТП применяется вторая шкала мощностей.

Шкала с коэффициентом 1,35 более выгодна с точки зрения за­грузки трансформаторов. Например, при работе двух трансформа­торов с коэффициентом загрузки 0,7 при отключении одного из них второй перегружается на 30 %. Такой режим работы соответствует требованиям условий работы трансформатора. Таким образом, его мощность может использоваться полностью.

При допустимой перегрузке в 40 % появляется недоиспользование установленной мощности трансформаторов со шкалой 1,6. Допустим, два трансформатора на ТП работают раздельно и нагрузка каждого составляет 80 кВ • А; при отключении одного из них второму требу­ется обеспечить нагрузку 160 кВ - А. Вариант установки двух транс­форматоров по 100 кВ - А не может быть принят, поскольку в этом случае перегрузка составит 60 % при выводе из работы одного транс­форматора. Установка же трансформаторов по 160 кВ - А ведет к их загрузке в нормальном режиме лишь на 50 %. При использовании шкалы с шагом 1,35 можно установить трансформаторы мощностью 135 кВ • А, тогда их загрузка в нормальном режиме составит 70 %, а в аварийном режиме перегрузка составит не более 40 %.

Исходя из этого примера видно, что шкала с шагом 1,35 более ра­циональна, а около 20 % мощности выпускаемых трансформаторов не используется. Возможным решением этой проблемы является установка двух трансформаторов на ТП разной мощности. Однако это решение нельзя считать технически рациональным, поскольку при выводе из строя трансформатора большей мощности, остав­шийся трансформатор не «покроет» всю нагрузку цеха. Тогда чем был обусловлен переход на новый ряд мощностей? Ответ, видимо, кроется в сокращении многообразия мощностей для унификации оборудования: не только трансформаторов, но и смежного с ним (выключатели, выключатели нагрузки, разъединители и др.).

Выбор числа и мощности трансформаторов для питания завод­ских подстанций производится следующим образом:

1. 
   определяется число трансформаторов на ТП исходя из обеспе­чения надежности электроснабжения с учетом категории при­емников;
   
2. 
   выбираются'- наиболее близкие варианты мощности выбирае­мых трансформаторов (не более трех) с учетом допустимой на­грузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузке пе­регрузки в аварийном режиме;
   
3. 
   определяется экономически целесообразное решение из наме­ченных вариантов, приемлемое для конкретных условий;
   
4. 
   учитывается возможность расширения или развития ТП и ре­шается вопрос о возможной установке более мощных транс­форматоров на тех же фундаментах либо предусматривается возможность расширения подстанции за счет увеличения чис­ла трансформаторов.
   

При выборе мощности трансформаторов необходим правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок из расчета теплового износа изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно необоснованно завысить при выборе их номинальную мощность, что экономически неце­лесообразно. На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного вре­мени остается ниже номинальной. Значительная часть трансфор­маторов выбирается с учетом послеаварийного режима, и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными.

Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды 40 °С. В действи­тельности они работают в обычных условиях при температуре сре­ды до 20...30 "С. Следовательно, силовой трансформатор в опреде­ленное время может быть перегружен с учетом рассмотренных ранее обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы (20...25 лет).

На основании исследований различных режимов работы транс­форматоров разработан ГОСТ 14209 — 85, регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощно­стью до 100 мВ - А включительно с видами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц с учетом температуры охлаждения среды.

Для определения систематических нагрузок и аварийных пере­грузок в соответствии с ГОСТ 14209 — 85 необходимо также знать начальную нагрузку, предшествующую перегрузке, и продолжи­тельность перегрузки. Эти данные определяются по реальному ис­ходному графику нагрузки (полной мощности или току), преобразо­ванному в эквивалентный в тепловом отношении в прямоугольный двух- или многоступенчатый график.

В связи с необходимостью иметь реальный исходный график нагрузки расчет допустимых нагрузок и перегрузок в соответствии сможет быть выполнен для действующих подстанций в целях про­верки допустимости существующего графика нагрузки, а также в целях определения возможных вариантов суточных графиков с максимальными значениями коэффициентов загрузки в предше­ствующий момент режима перегрузки и в режиме перегрузки.

На стадии проектирования подстанций можно использовать типовые графики нагрузок или в соответствии с рекомендация­ми, также предлагаемыми в ГОСТ 14209 — 85, выбирать мощность трансформаторов по условиям аварийных перегрузок. Тогда для подстанций, на которых возможна аварийная перегрузка транс­форматоров (двухтрансформаторные, однотрансформаторные с резервными связями по вторичной стороне), если известна рас­четная нагрузка объекта S_p и коэффициент допустимой аварийной перегрузки К_АйВ, номинальная мощность трансформатора опреде­ляется по формуле

5_н.т⁼5р/Хд.ав- (3-2)

Нагрузка трансформатора свыше его номинальной мощности до­пускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора. Что касается типовых графиков, то на настоящее время они разработаны для ограниченного количества узлов нагрузок.

Так как выбор количества и мощности трансформаторов, особен­но потребительских подстанций 6— 10/0,4 — 0,23 кВ, определяется в основном экономическим фактором, то существенным при этом является учет компенсации реактивной мощности в электрических сетях потребителя.

Компенсируя реактивную мощность в сетях напряжением до 1 кВ, можно уменьшить количество трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, их номинальную мощность. Особенно это существенно для промышленных потребителей, в сетях до 1 кВ которых при­ходится компенсировать значительные величины реактивных нагрузок. Существующая методика по проектированию компенса­ции реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий предполагает выбор мощности компенсирующих устройств с одновременным выбором количества трансформаторов подстанций и их мощности.

Учитывая сложность экономических расчетов, обусловленную быстро меняющимися стоимостными показателями строительства подстанций и стоимости электроэнергии, при проектировании но­вых и реконструкции действующих потребительских подстанций 6—10/0,4 — 0,23 кВ мощность силовых трансформаторов выбирают следующим образом:

• 
  в сетях промышленных предприятий:
  

а) единичную мощность трансформаторов выбирают в соот­ветствии с рекомендациями удельной плотности расчетной нагрузки и полной расчетной нагрузки объекта;

б) количество трансформаторов подстанции и их номинальную мощность выбирают в соответствии с указаниями по проекти­рованию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий;

в) мощность трансформаторов выбирают с учетом рекомен­дуемых коэффициентов загрузки и допустимых аварийных перегрузок трансформаторов;

г) при наличии типовых графиков нагрузки мощность транс­форматоров выбирают в соответствии с ГОСТ 14209 — 85, с учетом компенсации реактивной мощности в сетях напря­жением до 1 кВ;

• 
  в городских электрических сетях:
  

а) имея в наличии типовые графики нагрузки подстанции, мощ­ность трансформаторов выбирают в соответствии с ГОСТ 14209—85;

б) зная вид нагрузки подстанции, при отсутствии типовых ее графиков, мощность трансформаторов целесообразно вы­бирать в соответствии с методическими указаниями.

Пример. Выберите количество и мощность трансформаторов цехо­вых трансформаторных подстанций по следующим исходным данным:

Рр = 250 кВт; Op = 270 кВар; категория электроприемников цеха по степени надежности электроснабжения — 3.

Решение. Полная расчетная мощность цеха составит:

⁵р = V^pP + °Р = ^²⁵°² + ²⁷⁰² = ^{377 кВ} '^А- По расчетной мощности S_p = 377 кВ - А требуемому уровню надеж­ности электроснабжения (III категория электроприемников) можно принять одну транспортную подстанцию с мощностью трансформатора S_H._T= 400 кВ А.

Коэффициент загрузки трансформатора составит:

К₂ =s^ = — = 0,91, S_p 400

что удовлетворяет предъявляемым требованиям.

«1

| ГЛАВНЫЕ ПОНИЗИТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ

Главные понизительные подстанции, питающие крупные про­мышленные предприятия, включают в себя распределительные устройства на напряжение 35...220 и 6 (10) кВ, главные транс­форматоры на напряжение 35...220/6 (10) кВ, трансформаторы собственных нужд на напряжение 6 (10)/0,4 кВ, конденсаторные батареи напряжением 6 (10) кВ, шиты управления электроснабже­нием, мастерские и т.д.

На ГПП, как правило, устанавливают два одинаковых трансфор­матора на 35... 220/6 (10) кВ. Необходимость двух трансформаторов обусловлена тем, что на современных промышленных предприятиях преобладают нагрузки II категории и обычно имеются нагрузки I ка­тегории, для питания которых необходимо иметь два независимых источника. Установка более двух трансформаторов неэкономична и применяется в основном при расширении предприятия. Главные понизительные подстанции размещают вблизи центра нагрузки.

При установке на ГПП двух трансформаторов, питаемых от разных линий электропередачи, создается возможность приме­нения надежных и высокоэкономичных упрощенных схем: блока «линия 35...220 кВ — трансформатор ГПП» и блока «линия на 35...220 кВ—трансформатор ГПП—токопровод на 6 (10) кВ». Эти схемы не содержат сборных шин и выключателей на стороне пер­вичного напряжения ГПП, а на стороне вторичного напряжения 6 (10) кВ обычно имеют одиночную секционированную систему шин или токопроводы от каждого трансформатора.

Однотрансформаторные ГПП можно применять при возмож­ности обеспечения резервного питания нагрузок I и II категорий по сети напряжением 6 (10) кВ от соседних подстанций или ТЭЦ. Экономичность этих схем и индустриализация монтажа подстанций возросли в связи с изготовлением последних на заводе в виде блоч­ных комплектных трансформаторных подстанций типа КТПБ.

На рис. 3.12 приведена схема ГПП напряжением 35...220/6 (10) кВ для предприятия средней мощности, получающего электроэнер­гию от энергосистемы по двум радиальным линиям: ВЛ1 и ВЛ2. Трансформаторы Т1, Т2 подключают к линиям только через разъ­единители QS1, QS2 РАНД (разъединитель с линейным контактом, наружной установки, двухколонковый), так как при радиальной схеме нет необходимости в отделителях. Перемычка между цепями




Рис. 3.12. Схема ГПП напряжением 35...220/6 (10) кВ с секционирован­ной системой шин на стороне напряжения 6 (10] кВ




напряжением 35... 220 кВ позволяет питать каждый трансформатор не только от своей, но и от другой линии. По условиям ремонта в пе­ремычку включают последовательно два разъединителя (на схеме OS3, QS4). Согласно СН 174-75 следует применять в основном схему без перемычки напряжением 35...220 кВ, но допускается использо­вание ее в тех случаях, когда по условиям работы ГПП возникает необходимость в питании двух трансформаторов от одной линии (например, при загрузке трансформаторов свыше 70 %, когда при отключении одного из них нагрузка другого превышает 140 %).

На вводах к трансформаторам устанавливают короткозамыка- тели OKI, QK2: в сетях с глухозаземленной нейтралью — в одной фазе; в сетях с изолированной нейтралью — в двух фазах. Коротко- замыкатель автоматически включается при срабатывании релейной защиты в результате внутренних повреждений в трансформаторе ГПП, к которым нечувствительна защита с помощью головных выключателей линий ВЛ1 и ВЛ2 энергосистемы. При включении короткозамыкателя создается искусственное короткое замыкание на входах высшего напряжения трансформатора. На такое короткое замыкание реагирует релейная защита линии в системе и отключает соответствующую линию.

Включение нейтралей трансформаторов 110...220 кВ на землю осуществляется через однополюсные разъединители QS5, QS6 типа ЗОН (заземлитель однополюсной наружной установки). Последние включают не всегда. Число включенных на землю нейтралей регу­лируют так, чтобы ток одно- и двухфазного коротких замыканий на землю не превышал установленные пределы. Для защиты изоляции трансформаторов от пробоя при возникновении перенапряжения в период работы с разземленной нейтралью предусмотрены разряд­ники FV2, FV3 в нейтрали. Кроме того, разрядники устанавливают на вводе ВН трансформаторов во всех трех фазах для защиты от на­бегающих по линиям волн перенапряжений (на схеме FV.1, FV4).

Трансформаторы ГПП подключают к сборным шинам вторично­го напряжения 6 (10) кВ через масляные выключатели QF1 и QF2 и разъединители QS7 и QS8. Если требуется ограничение тока ко­роткого замыкания в сети предприятия напряжением 6 (10) кВ, то между выключателями и разъединителями ввода включают трех­фазные бетонные реакторы LR1, LR2.

На рис. 3.13 показана схема подключения вводов трансформа­торов ГПП к сборным шинам распределительного устройства на­пряжением 6 (10) кВ.

К вводам подключаются трансформаторы собственных нужд подстанции для обеспечения питания приемников собственного




Рис. 3.13. Схема ГПП напряжением 35...220/6 (10) кВ с четырьмя сек­циями сборных шин напряжением 6 (10) кВ:

TCHl, ТСН2 — трансформаторы собственных нужд; TV1... TV4 — трансформаторы напряжения




расхода, в том числе приводов масляных выключателей, независимо от состояния сборных шин напряжением 6 (10) кВ ГПП.

Сборные шины напряжением 6 (10) кВ распределительных устройств ГПП секционируют выключателем. Благодаря этому при повреждении или ремонте сборных шин отключается только одна секция и все основные электроприемники получают питание от другой секции. При внезапном исчезновении напряжения на одной секции, например при отключении питающей линии, с помощью устройств АВР включается секционный выключатель, обеспечивая питание секции. Секционный выключатель выбирают по нагрузке одной секции шин, а выключатель ввода трансформатора — по нагрузке двух секций в послеаварийном режиме ГПП. Для огра­ничения токов короткого замыкания секционный выключатель нормально отключен.

При схеме ГПП предприятия средней мощности, получающего электроэнергию по отпайкам от двух магистральных линий, не­обходимы отделители QR1, QR2 для отключения поврежденного трансформатора ГПП от магистрали. Отключение отделителя про­исходит автоматически в период бестоковой паузы между моментом отключения головного выключателя магистрали после включения короткозамыкателя (OKI, QK2) и моментом повторного включения головного выключателя линии под действием устройств автомати­ческого повторного включения (АПВ).

Трансформаторы мощностью 25 MB • А и более имеют расще­пленную вторичную обмотку. Расщепление обмотки представляет собой эффективный способ ограничения токов короткого замы­кания в электросети предприятия. Для этой же цели применяется групповое реактирование обычными и сдвоенными реакторами, включаемыми в цепь выводов трансформатора. Применявшееся ранее индивидуальное реактирование каждой отходящей линии не рекомендуется по соображениям компоновки и экономии обо­рудования.

В схеме, представленной на рис. 3.13, каждая вторичная обмотка обоих трансформаторов подключена к отдельной секции шин на­пряжением 6 (10) кВ. Все четыре секции одной системы сборных шин работают раздельно, но при выходе из работы одного транс­форматора вся нагрузка автоматически переводится на другой включением секционных выключателей QB1 и QB2 под действием устройств АВР. В распределительном устройстве данной подстанции установлены ячейки комплектного распределительного устройства (КРУ) с масляными выключателями на напряжении 6(10) кВ. Вы- катные масляные выключатели имеют втычные контакты, поэтому нет необходимости в разъединителях. Конденсаторные батареи, из­мерительные трансформаторы напряжения предусматриваются на каждой секции шин, так как их режим регулируется самостоятельно и напряжения секций могут существенно различаться.

Если передаваемая от одной секции мощность составляет 25 MB-А и более, а потребители расположены по одной трассе, то эффективно применение магистральной схемы питания с токо- проводами. Шинные и гибкие токопроводы напряжением 6... 10 кВ выполняют одновременно роль сборных шин и распределительных линий. Рассмотренные примеры не отражают всего многообразия схем ГПП, применяемых на разных предприятиях. Так, для откры­тых подстанций напряжением 35 (110) кВ, не имеющих нагрузок первой категории, с трансформаторами мощностью до 6 300 кВ • А применяются схемы с разъединителями и стреляющими предохра­нителями напряжением 35 (110) кВ на вводе ВН. При этом отпадает необходимость в выключателях или отделителях с короткозамыка- телями на стороне первичного напряжения подстанции.

При сооружении мощных ГПП на небольшом (несколько кило­метров) расстоянии от районных подстанций или электростанций можно отказаться от установки каких-либо коммутационных ап­паратов (за исключением разъединителей) на вводе напряжением 35... 220 кВ к главным трансформаторам. Функции защиты и отклю­чения трансформаторов, так же как и линий, передаются головному выключателю питающей ГПП линии. При срабатывании релейной защиты трансформатора ГПП отключающий импульс передается на головной выключатель линии по высокочастотным каналам или специально построенной для этого линии связи.

Если подстанция сооружается в зоне повышенного загряз­нения, то следует применять самые простые схемы коммутации с минимально возможным количеством аппаратуры и изоляции наружной установки. Рационально использование в таких условиях трансформаторов с кабельными вводами линии непосредственно в бак трансформатора. Тогда отпадает необходимость в открытой изоляции. При этом защиту следует осуществлять с передачей от­ключающего импульса на головной выключатель линии.

В отдельных случаях выгоднее строить закрытые распредели­тельные устройства (ЗРУ) напряжением 35 (110) кВ. Открытые распределительные устройства (ОРУ) напряжением 35...220 кВ в условиях загрязнения делают с усиленной изоляцией. В ОРУ напряжением 35 кВ в загрязненной среде ставят изоляторы на на­пряжение 110 кВ, а в ОРУ напряжением 110 кВ — изоляторы на напряжение 150...220 кВ. Не рекомендуется в зонах загрязнения применять комплектные распределительные устройства наруж­ной установки (КРУН) напряжением 6 (10) кВ, так как они не обе­спечивают достаточной защиты изоляции от загрязнения газами, аэрозолями, пылью.

Согласно СН 174-75 при напряжении 110 кВ и выше в условиях нормальной окружающей среды применяют открытые подстанции, а при напряжении 35 кВ применяют как открытые, так и закрытые подстанции. В условиях повышенного загрязнения, а также на Крайнем Севере рекомендуется применение ЗРУ напряжением 35...220 кВ с открытой установкой трансформаторов при усиленной изоляции вводов.

На рис. 3.14 приведена конструктивная схема, а на рис. 3.15 — общий вид открытой подстанции напряжением 110/10(6) кВ без вы­ключателей с применением короткозамыкателей и отделителей.




Рис. 3.14. Конструктивная схема открытой понизительной подстанции на­пряжением 110/10(6) кВ:

1 — линейный разъединитель; 2 — отделители; 3 — линейный портал; 4 — ошинов­ка; 5 — вентильные разрядники; б — трансформаторный портал; 7 — короткозамы- катели; 8 — заземляющий разъединитель нейтрали; 9 — молниеотвод




В ОРУ напряжением 35...220 кВ все электрооборудование вы­бирается для наружной установки и монтируется по условиям без­опасности обслуживания на высоте 2,5 м над уровнем земли. Выше располагаются сборные шины ОРУ. Третий ярус образуют переходы над сборными шинами и проводами отходящих линий. Поэтому на ОРУ требуется довольно много высоких стальных опор для соору­жения порталов, молниеотводов и металлических конструкций для изготовления искусственного заземляющего устройства.

Ячейки КСО. Камеры сборные одностороннего обслуживания (КСО) являются одной из разновидностей комплектных распре­делительных устройств с односторонним обслуживанием. Ячейки




Рис. 3.15. Общий вид открытой однотрансформаторной подстанции 110/10(6) кВ с короткозамыкателем и отделителем:

1 — ограждение; 2 — разъединитель; 3 — отделитель; 4 — молниеотвод; 5 — раз­рядник; 6 — трансформаторный кронштейн; 7 — силовой трансформатор; 8 — за­земляющий разъединитель; 9 — шкафы КРУН




имеют вид шкафа с защитными элементами (рис. 3.16). Ячейки КСО применяются при комплектации распределительных устройств с номинальной частотой тока в 50 Гц, обладающих напряжением 6 кВ, а также 10 кВ для систем, которые имеют изолированную




Рис. 3.16. Ячейка КСО




или заземленную нейтраль. Эти камеры производятся для бытовых нужд.

Для нормальной эксплуатации камер необходимо соблюдать следующие условия:

• 
  высота над уровнем моря не должна превышать 1 км;
  
• 
  минимальная температура окружающей среды не должна быть ниже -25 °С;
  
• 
  максимальная температура окружающей среды не должна пре­вышать 35 °С;
  
• 
  если камеры используются в закрытых помещениях, то окружаю­щая среда должна быть не взрывоопасной (без токопроводящей пыли и различных агрессивных газов, способных разрушить металл или изоляцию камер КСО).
  

Стандартная ширина камер КСО составляет 750 мм, а глубина — 800... 1 050 мм.