Проектирование развития районной электрической сети 110 кВ (УГАТУ)

15 Расчет надежности воздушных линий.doc

15 Расчет надежности воздушных линий
Для укрупненного расчета значений надежности электрической сети произведем расчет линий электропередач т. к. линии электропередач явля-ются наименее надежными элементами систем электроснабжения [14] [15]. Поэтому целесообразно оценить надежность электроснабжения учитывая от-
казы и плановые ремонты одних лишь линий электропередач. Для формали-зации расчета здесь весьма удобно применение блок-схем надежности.
Для составления блок-схемы в исходной схеме электрической сети объединяют все источники питания а линии замещают блоками. Двухцепные линии в блок-схеме представим тремя блоками как показано на рисунке 15.1. Блоки 1 и 2 отражают отказы и плановые ремонты каждой из цепей отдельно а блок 1-2 – одновременные отказы обеих цепей.
Рисунок 15.1 – Блок-схема для двухцепной линии
Расчет надежности по блок-схеме производим путем ряда преобразований последовательно или параллельно включенных блоков в эквивалентные до тех пор пока шины источника питания и потребителя не окажутся связанными одним эквивалентным блоком. Показатели надежности этого блока и являются искомыми показателями надежности электроснабжения потребителя.
Рассчитаем и сравним между собой математические ожидания перерывов электроснабжения и их среднюю длительность для обоих вариантов применительно к потребителям подстанции 3.
2 Расчет надежности для варианта 1
Составим блок-схему для данного варианта.
Рисунок 15.2 – Блок-схема сети
Параметры линий электропередачи и их показатели надежности при-ведены в таблице 15.1.
Таблица 15.1 – Параметры линий и показатели надежности
Продолжение таблицы 15.1
Примечание 1. Параметр – в расчете на 100 км. В числители дроби – для отключения одной цепи в знаменателе – двух цепей.
Проведем ряд последовательно – параллельных преобразований кото-рые представлены на рисунке 15.2.
Рисунок 15.2 – Преобразование блок-схемы сети
Рассчитаем показатели надежности и плановых простоев блока 11 эк-вивалентного последовательно соединенным блокам 4 5 6 и 7. Для n после-довательно включенных блоков показатели надежности эквивалентного бло-ка (без учета возможности их одновременных простоев) приближенно опре-деляется по формуле:
Среднее время восстановления блока 11:
Частота и продолжительность плановых простоев :
Для определения параметра потока отказов блока 12 необходимо вы-числить коэффициенты планового и вынужденного простоев:
Тогда параметр потока отказов блока 12:
Дальнейшие преобразования выполняются аналогично поэтому ре-зультаты расчета целесообразно свести в таблицу.
Таблица 15.2 – Показатели надежности блоков
Продолжение таблицы 15.2
Из таблицы 15.2 видно что полные перерывы электроснабжения ха-рактеризуются математическим ожиданием числа перерывов равным 027 1год или примерно 1 раз в 37 лет при средней длительности вынужденных простоев 8 ч. Плановые перерывы электроснабжения отсутствуют.
При недостаточной пропускной способности линий 2-6 6-5 5-4 4-1 ограничения потребителей подстанции 3 будут при простоях блока 11: мате-матическое ожидание вынужденных ограничений равно 1068 или 1 раз в 094 года при средней продолжительности 88 ч; плановые ограничения 45 раза в год при средней длительности 145 ч.
При недостаточной пропускной способности линий 1-2 ограничения потребителей подстанции 3 будут при простоях блока 14: математическое ожидание вынужденных ограничений равно 03058 или 1 раз в 32 года при средней продолжительности 68 ч; плановые ограничения 44 раз в год при средней длительности 148 ч.
3 Расчет надежности для варианта 4
Параметры линий электропередачи и их показатели надежности приведены в таблице 15.3.
Таблица 15.3 – Показатели надежности линий электропередач
Продолжение таблицы 15.3
Блок-схема для данного варианта представлена на рисунке 15.3.
Рисунок 15.3 - Блок-схема сети
Проведем ряд последовательно – параллельных преобразований кото-рые представлены на рисунке 15.4.
Рисунок 15.4 - Преобразование блок-схемы сети
Расчет надежности линий электропередач для данного варианта ана-логичен предыдущему расчету для варианта 1. Поэтому результаты сводим в таблицу 15.4.
Таблица 15.4 – Показатели надежности блоков
Из таблицы 15.4 видно что полные перерывы электроснабжения характеризуются математическим ожиданием числа перерывов равным 0024 1год или примерно 1 раз в 41 год при средней длительности вынужденных простоев 128 ч; плановые ограничения 8 раз в год при средней длительности 145 ч.
Сравнивая показатели надежности обоих вариантов можно сделать вывод о том что электроснабжение подстанции 3 в варианте 4 надежнее т.к. питание подстанции осуществляется по кольцевой схеме. В первом варианте подстанция 3 является тупиковой что обусловливает сравнительно низкую надежность.

Экономика моя.doc

21 Анализ экономической эффективности проекта
1 Обоснование целесообразности проекта
Проект на тему: «Проектирование электрической сети 110 кВ» предполагает создание модели оптимальной электрической сети при котором затраты на создание сети ее эксплуатацию и реконструкцию подстанции входящей в данную сеть минимальны.
Заказчиком данного проекта могут выступать организации передающие и распределяющие электроэнергию. Заказчику данный проект интересен тем что данная электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанцией её передачу на расстояние преобразование параметров электроэнергии на подстанциях и её распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников. Данная электрическая сеть спроектирована таким образом чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах – установившихся минимальных и послеаварийных. Это требование в свою очередь означает что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети не должны превышать допустимых по тем или иным условиям значений.
Надежность электроснабжения в данном проекте учитывается путем резервирования цепей питания. То есть каждая подстанция запитывается минимум от двух разных источников. Таким образом при отказе одной цепи питания вторая остается в работе обеспечивая необходимую надежность электроснабжения.
Наряду с обеспечением работоспособности надежности функционирования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электрическая сеть должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании таким критерием на сегодня выступает минимум дисконтированных затрат а при эксплуатации минимум расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии. В целях определения экономической эффективности проекта сопоставим два варианта развития сети.
Строительство электросети проводится в один этап то есть средства отпускаются однократно. При этом предполагается что дальнейшая эксплуа-тация происходит с неизменными годовыми издержками т.е передаваемая мощность а следовательно потери энергии затраты на ремонт и обслужива-ние и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.
2 Анализ технического уровня и расчет конкурентоспособности вариантов проекта
В данном проекте экономически целесообразно уделить внимание надежности снабжения потребителя а также минимуму дисконтированных затрат и минимуму расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии.
Выбраны три наиболее важных показателя качества по которым в дальнейшем будет производиться сравнительная оценка технического уровня проекта двух вариантов сети.
Выбранные показатели представлены в порядке убывания их весомости:
- время безотказной работы сети;
- срок постройки сети.
Чем больше среднее время безотказной работы сети тем меньше расходы на ремонт сети меньше ущерба от недоотпуска электроэнергии. Таким образом этот показатель качества является весьма важным. Чем выше надеж-ность сети тем меньше время ее простоя и меньше недоотпуск энергии потребителю.
В последнее время требуется быстрый ввод в эксплуатацию сети поэтому малый срок постройки сети также является важным показателем.
Поскольку показатели качества выбраны то следующей задачей становится определение их весомости.
Весомость показателя определяем по следующей формуле:
bS - суммарная оценка всех показателей.
Определим весомость первого показателя качества для первого эксперта.
Расчет весомости каждого показателя для каждого эксперта производится аналогично.
Средневзвешенную весомость показателя определяем по формуле:
где Кэ i - вес i-го эксперта.
Определяем средневзвешенную весомость для первого показателя.
Для других показателей производится аналогично.
В таблице 21.1 приведены весомости выбранных показателей качества.
Таблица 21.1 – Весомости показателей качества
Руководитель проекта
Определяем технический показатель качества по формуле
Qi - вес i-го показателя.
Определяем технический показатель качества для относительных зна-чений показателей 4В1В (1В4В).
К1т == 13760344 + 009340346 + 465031 =1492; (21.6)
К4т == 13760344 + 000830346 + 62031 = 2395. (21.7)
Составляем карту технического уровня и качества изделия в которую вносим все полученные значения технических показателей качества полученные для каждого варианта развития сети.
Таблица 21.2 - Карта технического уровня и качества проекта
Наименование параметра
Весомость показателя
Количественные значения показателей
Относительные значения показателей
Время безотказной работы
Срок установки оборудования
Технический показатель качества Кт
Экономический показатель качества определяется по формуле
где К1 – затраты на создание сети первого варианта тыс. руб.;
К2 – затраты на создание сети второго варианта тыс. руб.
Интегральный показатель качества первого варианта развития сети по отношению к четвертому варианту:
Интегральный показатель качества четвертого варианта развития сети по отношению к первому варианту:
Таким образом проект сети первого варианта как видно будет наибо-лее конкурентоспособен.
3 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ
Для определения затрат на проектирование сети и подстанции необходимо определить затраты на оплату труда. Стоимость проекта определяется количеством и квалификацией специалистов принимающих участие в разработке временем на которое они привлечены. В таблице 20.4 приведены затраты на проектирование по соответствующим работам и в целом.
Прямая заработная плата определяется по формуле:
где ТС – месячная тарифная ставка руб;
Ч - число рабочих часов в месяце (168 часов).
Определяем прямую заработную плату для первого пункта – Разработка вариантов развития сети.
Таблица 21.3 - Зарплата на разработку проекта
Тарифная ставка руб.
Прямая тар-я зарплата руб.
Разработка вариантов развития сети
Предварительное распределение мощностей
Выбор ном. напряжения
Продолжение таблицы 21.3
Выбор сечения и марки проводов
Определение потерь мощности в линиях
Выбор трансформаторов
Расчет баланса мощностей
Расчет потерь мощности в тр-рах
Выбор схем подстанций
Технико-экономическое сравнение вариантов
Расчет установившегося режима
Расчет аварийного режима
Расчет минимального режима
Механический расчет проводов
Раздел «Безопасность жизнедеятельности»
Дополнительная зарплата (85% от основной зарплаты )
Таблица 21.4 – Калькуляция на разработку проекта
Наименование статей расходов
Оплата труда разработчиков (ФОТ)
Страхование профессионального риска
Итого прямые расходы
Итого прямые расходы + п.4
не используется в УГАТУ
4 Технико-экономическое сравнение вариантов
4.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети первого варианта.
Технико-экономическое сравнение вариантов производим по [26].
Капиталовложения на создание сети определяются по выражению:
где КС – капитальные вложения на создание сети тыс. руб.;
КП – постоянная часть затрат на сеть тыс. руб.;
КТР – транспортные расходы;
КПР – капитальные вложения на создание проекта тыс. руб.
Капитальные вложения на создание сети
где Кпс - капитальные вложения в подстанции;
Кл - капитальные вложения в линии определяют по формуле
где - стоимость одного километра линии тыс.руб.км.;
Для других участков сети расчет производится аналогично.
Капитальные вложения в линии варианта 1 приведены ниже:
Линия . . . . . . . . . . . . . . .
Кл тыс.руб. . . . . . . . . . .
Кл тыс.руб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64564
Капитальные вложения в подстанции складываются из стоимости ячеек.
Для определения капитальных вложений в подстанции составим таб-лицу 21.5.
Таблица 21.5 – Капитальные вложения в подстанции
Суммарные капиталовложения в вариант 1 развития сети
Для второго варианта расчет аналогичен.
Капитальные вложения в линии варианта 4 приведены ниже:
Кл тыс.руб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51366
Суммарные капиталовложения в вариант 4 развития сети
Транспортные расходы принимаем как 20% от стоимости сети. Таким образом транспортные расходы для варианта 1 развития сети составляют КТР 1вар = 171128 тыс.руб. а транспортные расходы варианта 4 составляют КТР 4вар = 141372 тыс.руб.
Постоянную часть затрат принимаем как 8% от стоимости сети. Таким образом постоянная часть затрат для варианта 1 развития сети составляют ЗП 1вар = 68451 тыс.руб. а постоянная часть затрат для варианта 4 составляют ЗП 4вар = 56549 тыс.руб.
Капиталовложения на создание сети варианта 1:
Капиталовложения на создание сети варианта 4:
4.2 Затраты на эксплуатацию сети
Затраты на эксплуатацию сети состоят из оплаты труда оперативного и ремонтного персонала обслуживающих данную сеть амортизационных отчислений стоимости расходных материалов налога на имущество и стоимости потерь электроэнергии.
Затраты на потери электроэнергии 1 варианта.
По [2] принимаем удельную стоимость потерь энергии
Число часов максимальных потерь в году определяется по формуле
где Тmax – число часов использования максимума нагрузок.
Издержки на потери в электрической сети определяются по формуле
где –суммарные переменные потери мощности в сети МВт (для варианта 1) и МВт (для варианта 4);
–суммарные потери холостого хода трансформатора =0256 МВт.
Данную сеть обслуживают шесть человек из оперативного персонала четыре из ремонтного а также мастер и начальник. Оперативный персонал – четверо с пятым разрядом двое с четвертым; ремонтный – двое с пятым разрядом двое с четвертым.
Так как число подстанций не изменяется то количество человек в обоих вариантах одинаково.
Расчет затрат на эксплуатацию подстанции сведем в таблицу 21.6.
Таблица 21.6 – Зарплата обслуживающего персонала
Вариант 1 развития сети
Вариант 4 развития сети
разряд × 4 чел тыс.руб.
разряд × 6 чел тыс.руб.
Начальник групп подстанций
Итого прямая зарплата тыс.руб.
% от прямой зарплаты
Уральский коэффициент тыс. руб.
% от прямой зарплаты+премия
Продолжение таблицы 20.7
прямая зарплата +премия+уральский коэф.
Основная и дополнитель-ная зарплата тыс. руб.
Затраты на зарплату за год тыс. руб.
ЕСН + профессиональный риск тыс. руб.
Таблица 21.7 – Затраты на эксплуатацию
Стоимость потерь электроэнергии тыс. руб.
см. ф. (20.22) (20.23)
Затраты на расходные материалы тыс. руб.
Амортизационные отчисления тыс. руб.
Налог на имущество тыс. руб.
Итого ЗЭКС тыс. руб.
Затраты на амортизационные отчисления принимает 2% от К т.к. срок службы сети 50 лет.
4.3 Расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии
Калькуляционной единицей в электрических сетях является 1 кВт·ч для них и рассчитывается себестоимость передачи и распределения которая определяется по формуле
где Зэксп – затраты на эксплуатацию тыс. руб;
- годовой полезный отпуск электроэнергии определяется по следую-щей формуле
==135·4500 =607500 МВт·ч (21.25)
где Рмах- максимальная активная нагрузка МВт;
- годовое число часов использования максимума активной нагрузки i-го потребителя.
Тогда себестоимость передачи и распределения 1 кВт·ч электроэнер-гии для варианта 1 развития сети
= коп кВт·ч. (21.26)
Себестоимость передачи и распределения 1 кВт·ч электроэнергии для варианта 4 развития сети
= коп кВт·ч. (21.27)
4.4 Определение экономического эффекта и срока окупаемости
Экономический эффект и срок окупаемости определяется путем расчета денежного потока по выручке для каждого варианта развития сети.
Определим сумму реализации электроэнергии в год.
Суммарный отпуск энергии в энергосистему по (21.25)
Определим процент потребления электроэнергии различными потребителями. Сумма реализации электроэнергии в год определяется по формуле
где Снас - средняя цена 1 кВтч для населения равна копкВтч (Снас = 98 копкВтч);
Спром - средняя цена 08 кВтч для промышленных потребителей равна копкВтч (Спром= 80 копкВтч);
Wнас Wпром – потребление электроэнергии соответствующими потребите-лями % (Wнас = 20% Wпром = 80 %).
Wнас = 02 6075 105 = 1215 105 кВтч; (21.30)
Wпром = 08 6075 105 = 4860 105 кВтч; (21.31)
D = 098 1215 105 + 08 4860 105 = 507870 тыс. руб. (21.32)
Прибыль в сети определяется как разность между суммой реализации переданной потребителю электроэнергии и стоимостью электроэнергии отпущенной в энергосистему для передачи и распределения за вычетом себестоимости передачи и распределения электроэнергии и годовыми эксплуатационными расходами.
Расчет денежных потоков сведем в таблицу 21.8.
Таблица 21.8 – Расчет денежного потока по выручке
Себестоимость передачи и распределения электроэнергии
Спер = Рmax Tmax Sпер
Стоимость электроэнергии отпущенной для передачи и распределения тыс. руб.
Сэн = Рmax Tmax Cэн =
Годовые эксплуатационные расходы тыс. руб.
П=D.- Спер-ЗЭКС -Сэн
Продолжение таблицы 21.8
Чистая прибыль тыс. руб
где - налог на прибыль (24% от налогооблагаемой прибыли).
Амортизация тыс.руб.
Чистый денежный поток тыс.руб
Таблица 21.9 – Расчет чистого денежного дисконтированного потока
ЧДП диск. за 1 год тыс.руб.
ЧДП диск. за 2 год тыс.руб.
ЧДП диск. за 3год тыс.руб.
ЧДП диск. за 4 год тыс.руб.
ЧДП диск. за 5 год тыс.руб.
Срок окупаемости определяется с помощью суммирования ЧДП диск. до того момента пока сумма не превысит капитальные вложения К (определяет-ся в программе Microsoft Excel). Таким образом срок окупаемости проектов составляет 5 лет.
Определяем чистый дисконтированный доход варианта 1:
где Е- нормативный коэффициент экономической эффективности в энергети-ке принимается равным 012;
Определяем чистый дисконтированный доход варианта 4:
Определяем индекс доходности варианта 1:
Определяем индекс доходности варианта 2 по выражению:
Определяем экономический эффект по выражению:
5 Анализ результатов
По результатам технико-экономического сравнения вариантов сетей с различной протяженностью линий очевидно что вариант 4 является экономически эффективным эффект по выручке составляет 1546676 тыс.руб. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии составляет 29 коп.кВт·ч. Окупаемость проекта составляет 5 лет (таблица 21.9). Стоимость разработки проекта в УГАТУ составляет 2902576 руб. Проект выполняется за
недели при загруженности 8 часов в день.

ПЗ1.doc

Техническая политика в области электрических сетей [1] определяется главными стратегическими целями развития ЕНЭС (единая национальная электрическая сеть) включающими:
-создание сетевой и технологической инфраструктуры способствующей эффективному функционированию конкурентного рынка электроэнергии
внутри Российской Федерации и обеспечивающей интеграцию в международные рынки электроэнергии;
-преодоление старения основных фондов электрических сетей и электро-сетевого оборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению (модернизация подстанций реконструкция вы-соковольтных линий электропередачи модернизация и развитие информационной инфраструктуры);
-развитие централизованного технологического управления электрически-ми сетями;
-обеспечение условий для присоединения к электрической сети участни-ков оптового рынка на условиях недискриминационного доступа без снижения системной надежности;
-доведение технического уровня ЕНЭС до мировых стандартов повыше-ние ее надежности и управляемости посредством использования новой высокоэф-фективной техники и технологий;
-повышение эффективности функционирования за счет обоснованного уп-рощения главных схем снижения издержек удельных расходов по эксплуатации и потерь в сетях ЕНЭС;
-создание автоматизированных подстанций; широкое применение в ЕНЭС различных типов оборудования для регулирования реактивной мощности (линейные и шинные управляемые шунтирующие реакторы статические тиристорные компенсаторы);
-ввод в эксплуатацию пилотных проектов гибких систем электропередачи переменного тока (FACTS).
С учетом формирования в Российской Федерации конкурентного рынка электроэнергии устанавливаются основные показатели технического уровня электрических сетей при их функционировании и развитии. Традиционные под-ходы к выбору таких показателей корректируются на основе укрупненных комп-лексных параметров которые содержатся в разрабатываемых программных и нор-мативно-технических документах например в Концепции обеспечения надеж-ности ЕЭС таких как:
-надежность которая характеризуется возможностью отказов элементов электрической сети а также связанной с этими отказами невозможностью ис-полнения в полном объеме обязательств перед пользователями сети. Надеж-ность ЕНЭС определяется резервами пропускной способности сети ее живу-честью управляемостью надежностью отдельных элементов и систем и соответствующим построением сети;
-ремонтопригодность сетей. Показатели ремонтопригодности включают время простоя в ремонтах и ограничения во время ремонта передаваемой (принимаемой) пользователями сети электроэнергии;
-качество функционирования определяется возможность введения режимов сети обеспечивающих поддержание задаваемых оптимальных уровней напряжения и возможностью контроля объемов электроэнергии во всех точках приема и отпуска электроэнергии в сети уровня потерь обеспечением требова-ний по оптимальной плотности тока.
-удовлетворенность спроса на услуги ЕНЭС оценивается возможностью сети принять и передать объемы электроэнергии востребованные рынком как на этапе текущего функционирования так и на этапе развития сети. Для этой оценки используются показатели ограничения пропускной способности сети и отказы сети в подключении пользователей.
Исходные данные для проектирования электрической сети
Схема расположения узлов сети представлена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 - Исходная схема развития сети
Основные исходные данные представлены ниже:
Коэффициент мощности для всех нагрузок. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09
Номинальное напряжение потребителей кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Число часов максимальных нагрузок ч . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4500
Район проектирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Урал
Задание мощности узловых нагрузок представлены ниже:
Узел. . . . . . . . . . . . . . . .
P МВт . . . . . . . . . . . . . .
При выполнении расчетов необходимо учесть следующие положения:
- питание электрической сети осуществляется от одного источника неог-раниченной мощности 1;
- в режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной;
- вторичное напряжение подстанций потребителей равно 10 кВ;
- потребители электроэнергии всех подстанций имеют 67% нагрузки первой и второй категории и 33% – третьей категории;
- электрическая сеть проектируется для II района по гололеду и III района – по ветру.
Расстояний между узлами приведены ниже:
Расчёт ведем по [2].
Разработка схем развития сети
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надеж-ность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удоб-ство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
В соответствии с [3] нагрузки первой категории должны обеспечивать-ся электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей первой и второй категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприем-ников третьей категории допустимо питание по одной линии при технико-эко-номическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоот-пуска электроэнергии при перерыве питания.
Варианты схем электрических сетей приведены на рисунке 2.1.
а – вариант 1; б – вариант 2; в – вариант 3; г – вариант 4;д – вариант 5.
Рисунок 2.1 – Варианты развития электрической сети
Рисунок 2.1 (продолжение)
Предварительное распределение мощностей
1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1
Определяем перетоки мощности выходящие из источников предпола-гая что сечения проводов на всех участках одинаковы.
Схема перетоков мощности по варианту 1 приведена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Перетоки мощности по варианту 1
2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2
Определяем перетоки мощности:
Схема предварительных перетоков мощности приведена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Схема перетоков мощности по варианту 2
3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3
Определим перетоки мощности в кольце 1-4-3-1.
Схема перетоков мощности в кольце 1-4-3-1 по варианту 3 приведена на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3 – Перетоки мощности в кольце 1-4-3-1 по варианту 3
Определим перетоки мощности в кольце 2-6-5-2.
Рисунок 3.3 – Перетоки мощности в кольце 2-6-8-2 по варианту 3
4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4
Схема перетоков мощности для варианта 4 приведена на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 – Перетоки мощности в кольце 1-4-3-5-6-2-1 по варианту 4
5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5
Схема перетоков мощности для варианта 5 приведена на рисунке 3.4.
Рисунок 3.5 – Перетоки мощности по варианту 5
Выбор номинальных напряжений линий
Номинальное напряжение определяют по формуле:
где – длина линии км;
Р – мощность передаваемая по линии МВт.
Для остальных линий расчет аналогичен. Результаты представлены ниже:
Линия . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Напряжение кВ . . . . . . . . . .
Принимаем номинальное напряжение линий кВ.
Номинальные напряжения для варианта 2:
Линия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Напряжение кВ . . . . . . . . . . . . . . . .
Номинальные напряжения для варианта 3:
Линия . . . . . . . . . .
Номинальные напряжения для варианта 4:
Номинальные напряжения для варианта 5:
Линия . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Выбор сечений и марок проводов
1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1
Нагрузочные токи сети определяются по соотношению:
где P – мощность нагрузки подстанции МВт;
- номинальное напряжение линии кВ.
Токи нагрузок узлов:
Дальнейшие расчеты токов нагрузок выполняются аналогично резуль-таты расчетов представлены ниже.
Токи нагрузок узлов для варианта 1:
Узел . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ток нагрузки. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Токи на участках сети:
Дальнейшие расчеты токов на участках сети по 1 варианту приведены ниже:
Участок . . . . . . . . . . . . . .
кА . . . . . . . . . . . . . . .
Произведем выбор сечения линии электропередач на участке 2 – 3.
Учитывая что проектирование ведется на Урале (район по гололеду П) выбраны стальные опоры для линий 110 кВ.
При токе кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 2-3 ток на одну цепь кА. Ближайший до-пустимый ток [4] А соответствует сечению 70 мм2 таким образом на участке 2-3 выбираются две одноцепные линии АС-70.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при об-рыве одной из 2 цепей кА допустимый ток по нагреву для сечения
мм2 составляет 265 А. Таким образом и проверка дает удовлетво-рительный результат.
Выбор сечений на остальных участках выполняется аналогично поэто-му результаты целесообразно свести в таблицу.
Таблица 5.1 – Выбор сечений и марки проводников по варианту 1
Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.
2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2
В дальнейшем расчеты ведутся аналогично варианту 1. Результаты рас-четов сведены в таблицы.
Токи на участках сети по варианту 2 приведены ниже:
Участок . . . . . . . . . .
кА. . . . . . . . . . . .
Таблица 5.2 – Выбор сечений и марки проводников по варианту 2
3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3
Токи на участках сети по варианту 3 приведены ниже:
Участок . . . . . . .
Таблица 5.3 – Выбор сечений и марки проводников по варианту 3
4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4
Токи на участках сети по варианту 4 приведены ниже:
Участок . . . . . . . . . . . . .
кА . . . . . . . . . . . . . .
Таблица 5.4 – Выбор сечений и марки проводников по варианту 4
5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5
Токи на участках сети по варианту 5 представлены ниже:
Участок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
кА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Таблица 5.5 – Выбор сечений и марки проводников по варианту 5
Продолжение таблицы 5.5
Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.6 Определение потерь мощности в линиях
Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длинной до 300 – 400км обычно представляются П – образными схемами замещения с сосредото-ченными параметрами (рисунок 6.1): – активное сопротивление учитывает потери активной мощности на нагрев провода – индуктивное сопротивле-ние определяет магнитное поле возникающее вокруг и внутри провода – активная проводимость учитывает затраты активной мощности на ионизацию воздуха (потери мощности на корону) и токи утечки через изоляторы которыми для ВЛ можно пренебречь – ёмкостная проводимость обусловлена ёмкос-тями между проводами разных фаз и ёмкостью провод–земля.
Рисунок 6.1 — Схема замещения линии 110 кВ
Активное сопротивление определяют по формуле:
где —удельное сопротивление линии при 20°С Омкм;
При выполнении расчётов установившихся режимов сети отличие эксплуатационной температуры от 200С не учитывается согласно ГОСТ 839-80.
Реактивное сопротивление определяют по формуле:
где – удельное сопротивление линии Омкм;
Реактивную проводимость определяют по формуле:
где – удельная ёмкостная проводимость Смкм.
При выполнении проектных расчётов установившихся нормальных ре-жимов сетей с напряжениями до 110 кВ допустимо использовать упрощенные схемы замещения схема которой приведена на рисунке 6.2 в которых удель-ные ёмкостные проводимости заменяют удельными зарядными мощностями соответствующих линий [6][7].
Рисунок 6.2 — Упрощённая схема замещения линии 110 кВ
Таблица 6.1 – Марка и характеристики проводов
Номинальное сечение провода
при 20 оС на 100 км лини Ом
Индуктивное сопротивление емкостная проводимость и зарядная мощность на 100 км линии напряжением кВ
Продолжение таблицы 6.1
Определяем параметры линии 2 – 3:
Определяем потери активной и реактивной мощности в линии 2 – 3:
Аналогично находятся потери мощности в других линиях.
Таблица 6.2 – Параметры линий и потери мощности для варианта 1
Продолжение таблицы 6.2
Таблица 6.3 – Параметры линий и потери мощности для варианта 2
Таблица 6.3 – Параметры линий и потери мощности для варианта 3
Таблица 6.4 – Параметры линий и потери мощности для варианта 4
Таблица 6.5 – Параметры линий и потери мощности для варианта 5
Выбор трансформаторов
Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации дол-жна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей под-клююченных к данной подстанции. Кроме того нужно учитывать необходи-мость обеспечения ответственных потребителей (первой и второй категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов уста-новленных на подстанции. Следует отметить что повреждения трансформато-ров на понижающих подстанциях сопровождающиеся их отключением до-вольно редки однако с их возможностью следует считаться особенно если к подстанции подключены потребители первой и второй категорий не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому если подстанция питает потребителей укачанных категорий на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй дол-жен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформато-ров номинальная мощность каждого из которых будет рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции.
При оценке мощности которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор следует учитывать его пере-грузочную способность. В противном случае можно без достаточных основа-ний завысить установленною мощность трансформаторов и тем самым увели-чить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегруз-ка трансформаторов до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на про-тяжении не более 5 суток). Такая перегрузка может быть допущена при усло-вии что система обладает передвижным резервом трансформаторов. Следует учитывать что при аварии на одном из параллельно работающих трансформа-торов допускается отключение потребителей третьей категории. Практически это осуществимо в том случае если потребители третьей категории питаются по отдельным линиям.
Если вся нагрузка состоит из потребителей только третьей категории на подстанции может быть установлен один трансформатор рассчитанный на всю подключенную на момент максимума мощность. Некоторые потребители вто-рой категории терпящие перерывы в электроснабжении также могут питаться от однотрансформаторных подстанций особенно при наличии в системе пере-движного резерва трансформаторов. Трансформатор является надежным эле-ментом электрической системы выходящим из строя в результате аварии не чаше одного раза в 15 лет.
Мощность трансформаторов может быть определена ориентировочно по выражению
где - наибольшая нагрузка подстанции МВА;
- коэффициент допустимой перегрузки;
n - число трансформаторов на подстанции.
Типы мощности и число понижающих трансформаторов [8][9] на под-станциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110 кВ. Вы-бор трансформаторов показан в таблице 7.1.
Тип и число трансформаторов
Таблица 7.1 – Выбор понижающих трансформаторов
Таблица 7.2 – Характеристики выбранных трансформаторов
Расчет сопротивлений и потерь мощности в трансформаторах
Определяем потери в трансформаторах и пересчитываем нагрузку с уче-том этих потерь.
Потери холостого хода определяем из справочных данных.
В узле 2 выбран трансформатор ТРДН -25000110 нагрузка узла .
Параметры трансформатора приведены в таблице 7.2.
Полное сопротивление трансформатора:
Потери активной мощности в обмотках трансформаторов:
К шинам 110 кВ подстанции 2 подходит мощность:
Для остальных узлов электрической сети расчет выполняется аналогич-но поэтому результаты расчетов целесообразно свести в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 – Потери мощности в трансформаторах
Баланс активных и реактивных мощностей в системе
Выполним расчет баланса активных и реактивных мощностей [9] в сис-теме для варианта 1.
Уравнение баланса активной мощности:
где ΣРг – суммарная мощность источников МВт;
ΣРн – суммарная мощность нагрузки МВт;
ΣРл ΣРт – суммарные потери мощности в линиях трансформаторах МВт;
Рс.н – расход на собственные нужды МВт.
Уравнение баланса реактивной мощности
где - зарядная мощность линий МВАр.
Суммарная реактивная мощность источника
Определим зарядные мощности линий
Дальнейшие расчеты сведены в таблицы.
Таблица 9.1 – Зарядные мощности линий для варианта 1
Таблица 9.2 – Зарядные мощности линий для варианта 2
Таблица 9.3 – Зарядные мощности линий для варианта 3
Таблица 9.4 – Зарядные мощности линий для варианта 4
Таблица 9.5 – Зарядные мощности линий для варианта 5
Подсчитываем расходную часть баланса:
34095+808 -00935+10145=72124 МВАр. (9.6)
Убеждаемся что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше чем потребляется (84375 МВАр > 72124 МВАр) поэтому нет необходимости в установке компенсирующих устройств.
Для остальных вариантов расчет аналогичен.
Таблица 9.6 – Баланс активных реактивных мощностей
Учитывая полученные данные делаем вывод что установка компенсирующих устройств не требуется ни в одном варианте.
Выбор схем подстанций
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций [10] выполняется только на стороне высшего напряжения так как схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта раз-вития электрической сети.
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных уст-ройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем рас-пределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
В таблицах 10.1-10.5 показано определение количества ячеек выключа-телей 110 кВ для вариантов электрической сети.
Таблица 10.1 – Выбор схем подстанций по варианту 1
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек выключателей 110 кВ
Две рабочие и обходная система шин
Одна рабочая секцио-нированная выключа-телем и обходная сис-темы шин
Два блока с выключате-лями и неавтоматичес-кой перемычкой
Продолжение таблицы 10.1
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов
Одна рабочая секциони-рованная выключателем и обходная системы шин
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонт-ной перемычкой со сто-роны трансформаторов
Два блока с выключате-лями и неавтоматической перемычкой
Таблица 10.2 – Выбор схем подстанций по варианту 2
Таблица 10.3 – Выбор схем подстанций по варианту 3
Два блока с выключате-лями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Таблица 10.4 – Выбор схем подстанций по варианту 4
Продолжение таблицы 10.4
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Таблица 10.5 – Выбор схем подстанций по варианту 5
Продолжение таблицы 10.5
Технико-экономическое сравнение вариантов
1 Определение капитальных вложений во все элементы электричес-кой сети по варианту 1
Экономическим критерием по которому определяют наивыгоднейший вариант является минимум приведенных затрат [11] подсчет которых произ-водится по формуле:
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );
- соответственно капитальные вложения в линии и подстан-ции;
- соответственно издержки на амортизацию и обслужи-вание линий подстанций и - издержки на возмещение потерь энер-гии в электрических сетях.
У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от наруше-ния электроснабжения.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от ка-питальных вложений и где - соответственно ко-эффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и под-станций.
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необхо-димо найти параметры схемы замещения сети где
Определим капитальные вложения в линии.
где - стоимость 1 км линий - длина линии; - число параллельных линий.
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1-2 су-ществует во всех вариантах и капиталовложения на ее сооружение и амортиза-ционные отчисления не учитываются.
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях определяются по формуле
где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме макси-мальных нагрузок МВт;
–суммарные потери холостого хода трансформатора МВт;
– число часов максимальных потерь в году ;
– удельная стоимость потерь активной энергии.
Число часов максимальных потерь в году
Суммарные переменные потери мощности в сети МВт
где - сопротивление линии Ом.
Ущерб при аварийном отключении определяют по формуле:
где α – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения α = 6 103 т.р.;
– степень ограничения потребителя ( = 1 при полном отключении потре-бителя 1 – при частичном);
Тв – среднее время восстановления элемента Тв = 11 летотказ;
– параметр потока отказов элемента = 110-3 отказгод.
Количество ячеек выключателей по вариантам приведено ниже:
Вариант . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Число ячеек выключателей 110 кВ . . . . . . . . . . . . . . .
Число ячеек для учета при сопоставлении . . . . . . . . .
Таблица 11.1 – Расчет капиталовложений по варианту 1
Капиталовложения в РУ-110 кВ определяют как произведение количест-ва высоковольтных выключателей на их стоимость:
Издержки на возмещение потерь энергии:
Суммарные капиталовложения по варианту:
Определяем приведенные затраты по I варианту:
2 Определение капитальных вложений во все элементы электричес-кой сети по варианту 2
Расчет капиталовложений по остальным вариантам выполняется анало-гично варианту 1 поэтому расчетные данные целесообразно свести в таблицы.
Таблица 11.2 – Расчет капиталовложений по варианту 2
Капиталовложения в РУ-110 кВ:
Определяем приведенные затраты по 2 варианту:
3 Определение капитальных вложений во все элементы электричес-кой сети по варианту 3
Таблица 11.3 – Расчет капиталовложений по варианту 3
Определяем приведенные затраты по 3 варианту:
4 Определение капитальных вложений во все элементы электричес-кой сети по варианту 4
Таблица 11.4 – Расчет капиталовложений по варианту 4
Определяем приведенные затраты по 4 варианту:
5 Определение капитальных вложений во все элементы электричес-кой сети по варианту 5
Таблица 11.5 – Расчет капиталовложений по варианту 5
Определяем приведенные затраты по 5 варианту:
Результаты расчета приведенных затрат и сопоставление вариантов раз-вития энергосистемы сведены в таблицу 11.6.
Таблица 11.6 – Технико-экономическое сравнение вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является 4-й вариант распределительной сети сле-дующий по экономичности после него вариант 1. Именно эти варианты прини-маем для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей.
Расчет установившихся режимов
1 Расчет установившегося режима для варианта 1
Сопротивления линий электропередач приведены в таблице 12.1.
Таблица 12.1 – Сопротивления линий электропередач
Определяем потери мощности на участке 2-3:
Уточняем перетоки мощности в кольце с учетом потерь уточненные мощности узловых нагрузок представлены на рисунке 12.1.
Расчет ведем по [12].
Рисунок 12.1 – Уточненные мощности узловых нагрузок
Определяем активную и реактивную проводимости по соотношениям:
Мощности вытекающие из источников:
Определяем мощности в начале линии с учетом потерь в и зарядной мощности линий.
Рассматриваем кольцо 1-2-6-5-4-1 учитывая что узел 5 – точка потоко-раздела. Схема перетоков мощности приведена на рисунке 12.2.
Рисунок 12.2 – Перетоки мощности в кольце 1-2-6-8-4-1
Определяем потери в линии 2 – 6 используя предварительную мощ-ность:
Мощность на участке 2 – 6 с учетом потерь реальная:
Определение потерь в остальных линиях аналогично поэтому получен-ные результаты сводим в таблицу 12.2.
Таблица 12.2 – Потери мощности в линиях по варианту 1
Схема перетоков мощности в кольце с учетом потерь представлена на рисунке 12.3.
Рисунок 12.3 – Перетоки мощности в кольце с учетом потерь
Далее в соответствии с методикой рассчитываем напряжения в узлах.
Определяем потерю напряжения на участке 1 – 2:
Определяем отклонение напряжения на участке 1 – 2:
Тогда напряжение в узле 2 определяется как:
Дальнейшие расчеты напряжений в узлах выполняются аналогично. Ре-зультаты расчетов сведены в таблицу 12.3.
Таблица 12.3 – Узловые напряжения с высокой стороны
Определяем напряжение на низкой стороне по соотношениям:
где - напряжения на шинах подстанции на низкой и высокой сторонах;
- коэффициент трансформации трансформатора.
Дальнейшие расчеты узловых напряжений на низкой стороне выполня-ются аналогично результаты расчетов приведены ниже:
Узел . . . . . . . . . . . . . . . . . .
кВ . . . . . . . . . . . . . . . .
кВ . . . . . . . . . . . . . . . .
Согласно методике расчета выбираем отпайки в узле 6:
откуда цена одной отпайки – 2047 кВ.
Следовательно выбираем третью () отпайку. При напря-жение у потребителя:
Аналогично рассчитываем рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для оставшихся узлов. Результат сводим в таблицу 12.4.
Таблица 12.4 – Выбор отпаек на трансформаторах
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [3] (5%) считаем что работа трансформаторов с выбранными стандартными от-ветвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.
2 Расчет установившегося режима для варианта 4
Сопротивления линий электропередач для 4 варианта приведены в таб-лице 12.5.
Таблица 12.5 – Сопротивления линий электропередач
Уточняем перетоки мощности в кольце с учетом потерь. Уточненные мощности узловых нагрузок приведены на рисунке 12.4.
Рисунок 12.4 – Уточненные мощности узловых нагрузок
Для данной схемы имеем:
Определяем мощности вытекающие из источников
Рассматриваем кольцо 1-2-6-8-3-4-1 учитывая что узел 5 – точка потокораздела. Перетоки мощности в кольце 1-2-6-8-4-1 представлены на рисунке 12.5.
Рисунок 12.5 – Перетоки мощности в кольце 1-2-6-8-4-1
Потери в линиях электропередач определяются аналогично 1 варианту. Результаты расчетов сводим в таблицу 12.6.
Таблица 12.6 – Потери мощности в линиях по варианту 4
Схема уточненных перетоков мощности представлена на рисунке 12.6.
Рисунок 12.6 – Перетоки мощности в кольце с учетом потерь
Расчет напряжений на высокой стороне в узлах выполняется аналогично 1 варианту. Результаты расчетов сводим в таблицу 12.7.
Таблица 12.7 – Узловые напряжения с высокой стороны
Напряжения в узлах на низкой стороне приведены ниже:
Аналогично 1 варианту рассчитываем рациональные отпайки и напряже-ния на шинах подстанции после регулирования. Результат сводим в таблицу.
Таблица 12.8 – Выбор отпаек на трансформаторах
Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.
Расчет аварийных режимов
1 Расчет аварийных режимов по варианту 1
В данном разделе необходимо смоделировать все аварийные режимы которые могут иметь место быть в проектируемой электрической сети. Расчеты ведутся аналогично расчету установившихся режимов.
Рассмотрим обрыв линии 1 – 4. Схема перетоков мощности при обрыве приведена на рисунке 13.1.
Рисунок 13.1 – Перетоки мощности при обрыве линии 1-4
Результаты расчета потерей в линиях приведены в таблице 13.1.
Таблица 13.1 – Потери в линиях при обрыве на участке 1 – 4
Результаты расчета напряжений в узлах представлены в таблице 13.2.
Таблица 13.2 – Узловые напряжения при обрыве линии 1 – 4
Результаты расчета напряжений на низкой стороне подстанций приведе-ны ниже:
Узел . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
кВ . . . . . . . . . . . . . . . . .
Рассмотрим обрыв линии 2 – 6. Схема перетоков мощности при обрыве приведена на рисунке 13.2.
Рисунок 13.2 – Перетоки мощности при обрыве линии 2 – 6
Результаты расчета потерей в линиях приведены в таблице 13.3.
Таблица 13.3 – Потери в линиях при обрыве на участке 2 – 6
Результаты расчета напряжений в узлах представлены в таблице 13.4.
Таблица 13.4 – Узловые напряжения при обрыве линии 2 – 6
Узел. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Рассмотрим обрыв одной цепи на участке 2 – 3. Схема перетоков мощ-ности при обрыве приведена на рисунке 13.3.
Рисунок 13.3 - Перетоки мощности в линиях при обрыве на участке 2 – 3
Таблица 13.5 – Потери мощности в линиях при обрыве на участке 2 – 3
Результаты расчета напряжений в узлах представлены в таблице 13.6.
Таблица 13.6 – Узловые напряжения при аварии на участке 2 – 3
Продолжение таблицы 13.6
2 Расчет аварийных режимов по варианту 4
Рассмотрим обрыв линии 1 – 4. Схема перетоков мощности при обрыве приведена на рисунке 13.4.
Рисунок 13.4 – Схема перетоков мощности при обрыве на участке 1 – 4
Результаты расчета потерей в линиях приведены в таблице 13.7.
Таблица 13.7 – Потери мощности в линиях при обрыве на участке 1 – 4
Результаты расчета напряжений в узлах представлены в таблице 13.8.
Таблица 13.8 – Узловые напряжения при обрыве линии 1 – 4
Рассмотрим обрыв линии 2 – 6. Схема перетоков мощности при обрыве приведена на рисунке 13.5.
Рисунок 13.5 – Схема перетоков мощности при обрыве на участке 2 – 6
Результаты расчета потерей в линиях приведены в таблице 13.9.
Таблица 13.9 – Потери мощности в линиях при обрыве на участке 2 – 6
Результаты расчета напряжений в узлах представлены в таблице 13.10.
Таблица 13.10 – Узловые напряжения при обрыве линии 2 – 6
Расчет минимальных режимов
.1 Расчет минимальных режимов по варианту 1
Минимальный режим предполагает что мощность нагрузки будет равна 30% от максимальной. В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор а второй отключает-ся от сети.
Схема мощностей узловых нагрузок в минимальном режиме представле-на на рисунке 14.1.
Рисунок 14.1 – Мощности узловых нагрузок в минимальном режиме
Далее электрический расчет для минимального режима выполняется аналогично расчету максимального режима.
Схема перетоков мощностей в минимальном режиме для варианта 1 приведена на рисунке 14.2.
Рисунок 14.2 – Перетоки мощности в кольце 1-2-6-8-4-1
Результаты расчета потерей мощности в линиях сводим в таблицу 14.1.
Таблица 14.1 – Потери мощности в линиях по варианту 1
Результаты расчетов напряжений в узлах сводим в таблицу 14.2.
Таблица 14.2 – Узловые напряжения с высокой стороны
Результаты расчета напряжения на низкой стороне представлены ниже:
.2 Расчет минимальных режимов по варианту 4
Схема перетоков мощностей в минимальном режиме для варианта 4 приведена на рисунке 14.3.
Рисунок 14.3 – Схема перетоков мощности для варианта 4
Результаты расчетов потерей мощности в линиях при минимальном режиме для варианта 4 сводим в таблицу 14.3.
Таблица 14.3 – Потери мощности в линиях по варианту 4
Расчет надежности воздушных линий
Для укрупненного расчета значений надежности электрической сети произведем расчет линий электропередач т. к. линии электропередач являются наименее надежными элементами систем электроснабжения [14] [15]. Поэтому целесообразно оценить надежность электроснабжения учитывая отказы и плановые ремонты одних лишь линий электропередач. Для формализации расчета здесь весьма удобно применение блок-схем надежности.
Для составления блок-схемы в исходной схеме электрической сети объединяют все источники питания а линии замещают блоками. Двухцепные линии в блок-схеме представим тремя блоками как показано на рисунке 15.1. Блоки 1 и 2 отражают отказы и плановые ремонты каждой из цепей отдельно а блок 1-2 – одновременные отказы обеих цепей.
Рисунок 15.1 – Блок-схема для двухцепной линии
Расчет надежности по блок-схеме производим путем ряда преобразований последовательно или параллельно включенных блоков в эквивалентные до тех пор пока шины источника питания и потребителя не окажутся связанными одним эквивалентным блоком. Показатели надежности этого блока и являются искомыми показателями надежности электроснабжения потребителя.
Рассчитаем и сравним между собой математические ожидания перерывов электроснабжения и их среднюю длительность для обоих вариантов применительно к потребителям подстанции 3.
2 Расчет надежности для варианта 1
Составим блок-схему для данного варианта.
Рисунок 15.2 – Блок-схема сети
Параметры линий электропередачи и их показатели надежности при-ведены в таблице 15.1.
Таблица 15.1 – Параметры линий и показатели надежности
Продолжение таблицы 15.1
Примечание 1. Параметр – в расчете на 100 км. В числители дроби – для отключения одной цепи в знаменателе – двух цепей.
Проведем ряд последовательно – параллельных преобразований кото-рые представлены на рисунке 15.2.
Рисунок 15.2 – Преобразование блок-схемы сети
Рассчитаем показатели надежности и плановых простоев блока 11 эквивалентного последовательно соединенным блокам 4 5 6 и 7. Для n последовательно включенных блоков показатели надежности эквивалентного блока (без учета возможности их одновременных простоев) приближенно определяется по формуле:
Среднее время восстановления блока 11:
Частота и продолжительность плановых простоев :
Для определения параметра потока отказов блока 12 необходимо вычислить коэффициенты планового и вынужденного простоев:
Тогда параметр потока отказов блока 12:
Дальнейшие преобразования выполняются аналогично поэтому результаты расчета целесообразно свести в таблицу.
Таблица 15.2 – Показатели надежности блоков
Из таблицы 15.2 видно что полные перерывы электроснабжения характеризуются математическим ожиданием числа перерывов равным 027 1год или примерно 1 раз в 37 лет при средней длительности вынужденных простоев 8 ч. Плановые перерывы электроснабжения отсутствуют.
При недостаточной пропускной способности линий 2-6 6-5 5-4 4-1 ограничения потребителей подстанции 3 будут при простоях блока 11: математическое ожидание вынужденных ограничений равно 1068 или 1 раз в 094 года при средней продолжительности 88 ч; плановые ограничения 45 раза в год при средней длительности 145 ч.
При недостаточной пропускной способности линий 1-2 ограничения потребителей подстанции 3 будут при простоях блока 14: математическое ожидание вынужденных ограничений равно 03058 или 1 раз в 32 года при средней продолжительности 68 ч; плановые ограничения 44 раз в год при средней длительности 148 ч.
3 Расчет надежности для варианта 4
Параметры линий электропередачи и их показатели надежности приведены в таблице 15.3.
Таблица 15.3 – Показатели надежности линий электропередач
Блок-схема для данного варианта представлена на рисунке 15.3.
Рисунок 15.3 - Блок-схема сети
Проведем ряд последовательно – параллельных преобразований которые представлены на рисунке 15.4.
Рисунок 15.4 - Преобразование блок-схемы сети
Расчет надежности линий электропередач для данного варианта аналогичен предыдущему расчету для варианта 1. Поэтому результаты сводим в таблицу 15.4.
Таблица 15.4 – Показатели надежности блоков
Из таблицы 15.4 видно что полные перерывы электроснабжения характеризуются математическим ожиданием числа перерывов равным 0024 1год или примерно 1 раз в 41 год при средней длительности вынужденных простоев 128 ч; плановые ограничения 8 раз в год при средней длительности 145 ч.
Сравнивая показатели надежности обоих вариантов можно сделать вывод о том что электроснабжение подстанции 3 в варианте 4 надежнее т.к. питание подстанции осуществляется по кольцевой схеме. В первом варианте подстанция 3 является тупиковой что обусловливает сравнительно низкую надежность.
Механический расчет проводов
В соответствии с заданием электрическая сеть проектируется для II района по гололеду с толщиной стенки гололеда и III района по ветру со скоростным напором ветра с температурами и ; коэффициент учитывающий неравномерность давления ветра по пролету при и при ; коэффициент лобового сопротивления равный для проводов диаметром менее и для всех проводов покрытых гололедом и для проводов диаметром более ; температура образования гололеда .
2 Механический расчет провода АС-240
Исходные данные для определения расчетных нагрузок согласно [16]: сечение алюминия сечение стали общее сечение провода диаметр провода масса провода .
Удельная нагрузка от собственной массы провода
Удельная нагрузка от массы гололеда
Удельная нагрузка от массы провода с гололедом
Удельная нагрузка от ветра на провод без гололеда
Удельная нагрузка от ветра на провод с гололедом
Удельная нагрузка от ветра и веса на провода без гололеда
Удельная нагрузка от ветра и веса на провода с гололедом
По [17] выбираем для провода АС240 модуль упругости температурный коэффициент линейного удлинения допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке допускаемое напряжение при низшей температуре допускаемое напряжение при среднегодовой температуре .
Определяем критические пролеты:
Задаемся расчетным пролетом . Рассчитываем режим при котором провода покрыты гололедом tГ = - 5 0С ветра нет:
Рассчитаем режим при t = - 5 0С без гололеда с ветром:
Рассчитаем режим при t = 0 0С без ветра и гололеда:
Рассчитаем режим при гололеда и ветра нет:
Рассчитаем режим при провода не покрыты гололедом ветра нет:
Выполнив расчет убеждаемся что ни в одном из рассчитанных режимов напряжение в материале провода не достигло допустимых значений.
Максимальное значение стрелы провеса провода достигается при максимальной температуре.
Выбираем тип промежуточной опоры для рассчитанного режима. Определяем расчетную высоту опоры от поверхности земли до нижней траверсы:
Выбираем по [16] промежуточную железобетонную опору типа ПБ 110-3 с . Выбранная опора короче расчетной на . Для того чтобы расстояние осталось прежним надо уменьшить расчетный пролет так чтобы .
Новому значению соответствует скорректированный расчетный пролет величину которого приближенно можно определить из соотношения:
Поскольку расчет для остальных проводов аналогичен то расчетные данные сводим в таблицы 16.1 16.2 и 16.3.
Таблица 16.1 - Расчетные данные провода АС-70
Таблица 16.2 - Расчетные данные провода АС-120
Таблица 16.3 - Расчетные данные провода АС-185
Таблица 16.4 - Расчетные данные провода АС-240

Аннотация.doc

Произведен расчёт электрической сети 110 кВ для пяти подстанций.
Составлено пять вариантов схем электрической сети района. Произве-дено определение предварительного распределения мощностей в выбранных вариантах схем.
Выбраны класс номинального напряжения электрической сети сечения и марки проводов.
Определены потери мощности в линиях выбор числа и мощности сило-вых трансформаторов на подстанциях мощности в выбранных трансформато-ах.
Выбраны схемы внешних соединений подстанций и их конструктивное выполнение.
Проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов.
Произведен электрический расчет выбранного варианта для основных режимов работы сети.
Произведен механический расчет проводов.
Произведён анализ безопасности и экологичности проекта.

Список литературы.doc

Концепция технической политики РАО «ЕЭС России».«Электрические станции» №10 2005г.
Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного про- ектирования. Екатеринбург: УГТУ-УПИ 1995. – 55 с.
Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат 2003.
Методы расчёта параметров электрических сетей и систем: Методическое пособие по курсу «Электрические системы и сети» С.С Ананичева П.М. Ерохин А.Л. Мызин. – Екатеринбург: УГТУ-УПИ 1977. – 55 с.
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования М.: Издательский центр «Академия» 2004. – 448 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и под-станций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирова-ния: Учебное пособие для вузов.–4-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатом-издат 1989.– 608 с.
Рокотян С.С. Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат 1995. – 349 с.
Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. Учебное пособие для вузов. –2-е изд. доп. –М.: Высшая школа 2000. –255с. ил.
Электрические системы и сети. Рабочая программа методические указания и задания на курсовое проектирование для студентов заочного факультета. Благонадеждин В.М. Дашков В.М. Загороднюк Н.П. Сергеев В.А. –Куйбышев: КптИ 1983. – 45 с.
Выбор схем электрических соединений подстанций: Методические указания по дсциплине «Электрическая часть станций и подстанций» Кокин С. Е. Екатеринбург: УГТУ-УПИ 2001. – 44 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнерге-тических специальностей вузов. Учебное пособие для студентов вузов. –2-е изд. перераб. и доп. Блок В.М. Обушев Г.К. Паперно Л.Б. и др. –М.: Высшая школа 1990. – 383 с. ил.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. –М.: Энергоатомиздат 1988. – 592 с.
Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. Ред. Профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд. испр. И доп. – М.: Энергоатомиздат 1988. – 880 с. ил.
Гук Ю.Б. Теория надёжности в электроэнергетике. Учебное пособие для вузов. –Л.: Энергоатомиздат 1990. – 208 с. ил.
Розанов М. Н. Надежность электроэнергетических систем и сетей. – Учеб-ник для вузов. – М. Энергия 1974. – 177 с.
Рудакова Р.М. Нугуманов Б.М. Механические расчёты проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Пособие к практическим занятиям по курсу «Передача и распределение электроэнергии». –Уфа: Издательство УГАТУ. –1999. – 41 с.
Поспелов Г. Е. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Высш. школа 1988. – 308 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. Под общ. Ред. А.А. Федорова. Т.1. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиз-дат 1987. – 592 с.; ил.
Безопасность жизнедеятельности. Учебник для вузов Белов С.В. Ильницкая А.В. Козьяков А.Ф. и др. Под общ. ред. С.В. Белова. – 3-е изд. испр. и доп. – М.: Высш. Шк. 2001. – 485 с. ил.
Безопасность производственных процессов. Справочник Белов С.В. Бринза В.Н. Векшин Б.С. и др. Под общ. ред. С.В. Белова. – М.: М Белов
С.В. Безопасность жизнедеятельности.– 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Высш. Шк.2003. – 357 с. ил.ашиностроение 1985. – 448 с. ил.
Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках.–2-е изд. перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат 1984.–448 с. ил.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Омега-Л 2004. – 167 с.
Справочная книга по охране труда в машиностроении. Под общ. ред. О. Н. Русака – Л.: Машиностроение1989. – 541 с. ил.
Справочник по технике безопасности Под редакцией П.А. Долина. – 6-е изд. перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат 1984.–823 с. ил.
Новые главы в экономике: Учебное пособиеН.К. Зайнашев С.В. Ильин Е.М. Сандомирский: УГАТУ 1994г. – 91с.
Котлер Ф. Основы маркетинга Пер. с англ. – 2-е европ. изд. – М.; СПб.; Издательский дом «Вильямс» 2000. – 944 с.: ил.
ГОСТ Р ИСО 9000-2001 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь.введения 31.08.01.
ГОСТ Р ИСО 9001-2001 Системы менеджмента качества. Требования.введения 31.08.01.
ГОСТ Р ИСО 9004-2001 Системы менеджмента качества. Рекомендации по улучшению деятельности.введения 31.08.01.

Общий вид трансформатора ТРДН-25000.frw

Внутренняя компановка трансформатора
*Размеры для справок.
Заимствованные изделия
Вентиль для долива масла
Люк для осмотра ввода ВН
Люк для раскрепления
активной части в баке
Приспособление для подъема
Регулятор напряжения
Реле газовое трансформатора
Фильтр термосифонный
Электродвигатель дутья
Клапан предохранительный

раз.cdw

тр-ор напряжение110.cdw

Выключатель ВГТ-110.frw

Отключающее устройство
Устройство дугогасительное
Выключатель элегазовый

17 Проектирование электрической части подстанции.doc

17 Проектирование электрической части подстанции
1 Составление структурной схемы подстанции
По месту в энергосистеме проектируемая подстанция (пс 5) является транзитной. Наименование схемы подстанции – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Мощность нагрузки потребителей 15 МВт. Высшее напряжение подстанции – 110 кВ низшее – 10 кВ. Структурная схема подстанции приведена на рисунке 17.1. Неполная принципиальная схема представлена на рисунке 17.2.
Рисунок 17.1 – Структурная схема подстанции
Рисунок 17.2 – Неполная принципиальная схема подстанции
2 Расчёт количества линий
Число линий РУ – 10 кВ на котором имеется фиксированная нагрузка определяется по формуле:
где Рmax – суммарная нагрузка т.е. Рmax=30 МВт
Р1л – пропускная способность одной линии. В зависимости от нагрузки РУ принимается для 10 кВ 2÷3 МВт.
Принимаем количество линий отходящих от РУ-10 кВ равным 6. От РУ 110 кВ в энергосистему отходят две линии.
3 Выбор схем распределительных устройств
РУ–110 кВ имеет четыре присоединения (две линии и два трансформатора). Согласно [10] для данного РУ выберем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.
Согласно [5] для РУ – 10кВ с числом линий равным пяти выберем схему с одной секционированной системой шин. В данной схеме связи между системами шин не предусматривается.
В нормальном режиме секционный выключатель QB1 разомкнут с целью ограничения токов короткого замыкания. Все выключатели и разъединители присоединений нормально включены.
4 Схема собственных нужд подстанции
Расчётную нагрузку определяют по формуле:
Ррасч = кс·Руст (17.2)
где кс - коэффициент спроса учитывающий неполную нагрузки приёмников.
Qрасч = Ррасч·tgφ (17.3)
Принимаем cosφ =1 – для осветительной нагрузки и обогрева; сosφ=085 – для двигательной нагрузки.
Вычисленные данные сведём в таблицу 17.1.
Таблица 17.1 – Приёмники собственных нужд
Наименование приёмников
Установленная мощность
Постоянно включённые
Подогрев выключателей
Электроподогрев и сушка тр-ра
Отопление насосной пожаротушения
Таким образом летняя расчётная нагрузка вычисляется по формуле:
Зимняя расчётная нагрузка:
Аварийная нагрузка подстанции отражена в таблице 17.2.
Таблица 17.2 – Приёмники собственных нужд подстанции в аварий-ном режиме
Расчётная нагрузка кВт
Насосы пожаротушения
Аварийная вентиляция
Согласно [3] при числе трансформаторов связи на подстанции два и более устанавливают два трансформатора собственных нужд (ТСН). Для данных ТСН примем схему соединения обмоток – YY0.
За расчётную принимаем зимнюю нагрузку Sз = 799 кВА. Учитывая то что на подстанции нет постоянного дежурства запишем:
Выберем по [18] трансформатор марки ТСЗ – 16010 (трёхфазный двухобмоточный с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении). Паспортные данные трансформатора указаны в таблице 17.3.
Таблица 17.3 – Паспортные данные ТСН
Определим нагрузку трансформаторов в аварийном режиме:
Загрузка трансформаторов в аварийном режиме:
k =11512 – допустимая нагрузка в длительном режиме.
Следовательно перегрузки не будет.
Согласно [3] на данной подстанции примем оперативный постоянный ток. На подстанции с постоянным оперативным током ТСН присоединяется к шинам РУ–10 кВ. В цепях ТСН до 250 кВА на стороне 10 кВ устанавливаются предохранители. На стороне 380220 В ТСН работают раздельно каждый на свою секцию с АВР на секционной связи.
Согласно сведениям приведённым выше выберем следующую схему питания собственных нужд.
Рисунок 17.3 – Схема собственных нужд подстанции
5 Расчёт токов короткого замыкания
Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов к.з. производится с целью проверки выбранного электрооборудования. При расчёте токов к.з. принимают ряд допущений не вносящих существенных погрешностей в расчёты. К ним относятся:
- отсутствие качаний генераторов;
- линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
- приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);
- пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов к.з. и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов к.з.;
- пренебрежение распределённой ёмкостью линий за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;
- симметричность всех элементов системы за исключением места короткого замыкания;
- пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
Схема замещения подстанции приведена на рисунке 17.4.
Рисунок 17.4 – Схема замещения подстанции
Рассчитаем все сопротивления в относительных единицах. Примем Sб=1000 МВ·А .
Сопротивление системы определяют по формуле:
где Sнс – мощность системы в относительных единицах;
xнс* - сопротивление системы в относительных единицах.
Сопротивление линий электропередачи определяют по формуле:
– напряжение ЛЭП взятое по ряду средних напряжений ближайшее к напряжению в точке короткого замыкания кВ.
Сопротивления обмоток трансформаторов на высокой стороне
Сопротивления обмоток трансформаторов на низкой стороне определяем по формуле:
где Uк% – каталожные данные трансформатора ТДН-16000110.
Рассчитаем ток короткого замыкания в точке K1.
Результирующее сопротивление до точки к.з.:
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент короткого замыкания рассчитывают по формуле:
Определяем ударный ток
где kу =1606 – ударный коэффициент по [3].
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя определяют по формуле:
где =01с – время разведения контактов выключателя;
Та=002с – постоянная времени.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя равна: т.к. система является источником бесконечной мощности.
Рассчитаем результирующее сопротивление схемы при коротком замыкании в точке К2 для двух случаев.
а) Включённый выключатель QB.
Рассчитаем результирующее сопротивление. Исходя из того что сопротивления расщеплённых обмоток низкого напряжения трансформаторов равны имеем следующее выражение:
б) Выключенный выключатель QB.
Результирующее сопротивление для данного случая:
Вычисленные данные составляющих тока короткого замыкания для всех точек сводим в таблицу 17.4.
Таблица 17.4 – Составляющие тока короткого замыкания
а) При включенном QB
б) При выключенном QB
6 Выбор выключателей и разъединителей
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
- надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
- быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
- пригодность для автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;
- удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и обслуживания.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
Согласно [5] выключатели выбираются по следующим условиям:
Выбранные выключатели проверяют по токам к.з.:
где н – нормированное процентное содержание апериодической состав-ляющей в полном токе к.з.
где Iт – ток термической стойкости
tт - время протекания тока термической стойкости.
где – полное время отключения выключателя (принимается из паспортных данных выключателя).
где дин – предельно сквозной ток (принимается из паспортных данных).
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям что и выключатели.
6.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ – 110 кВ
В цепях РУ – 110 кВ самым мощным присоединением является ЛЭП– 110 кВ. Расчётные токи для выбора коммутационных аппаратов определяем по следующим формулам:
где Sнагр – номинальная мощность нагрузки МВА;
Uном. - напряжение РУ в цепи которого выбирается выключатель кВ.
Согласно выше приведённым условиям и учитывая что РУ находится на открытом воздухе выберем из каталога для присоединений ОРУ–110 кВ элегазовый выключатель ВГТ-110 II*-402500 У1 и разъединитель РНДЗ-1101000Н УХЛ1.
Проверим выбранное оборудование.
Найдём расчётный тепловой импульс для данного случая:
Вычислим тепловой импульс по паспортным данным. Для выключателя:
Выбранное оборудование проходит по заданному условию т.к.
Вк.расч = 659 кА2с Вк.дан = 2977 кА2с.
Вычислим номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени :
Выбранный выключатель критерию проходит по заданному условию т.к.
аном=226 кА а =0058 кА.
6.3 Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ–10 кВ
Расчётные токи для выбора оборудования в цепи обмотки низкого напряжения вычисляются по формулам 17.28 и 17.29:
где n1=2 т.к. для РУ–10 кВ принята схема с одной секционированной системой шин;
В цепи обмотки низкого напряжения трансформатора связи выбираем из [18] выключатель ВБКЭ–10–201000 У3 встроенный в КРУ типа К-59-У3.
Определим расчётный тепловой импульс:
Вк.расч= 4698 кА2с Вк.дан=4800 кА2с.
Выбранный выключатель по заданному условию проходит т.к.
аном=707 кА > а =266 кА.
Расчётные токи для выбора оборудования ЛЭП определяют по формуле 17.28 и 17.29:
В цепи ЛЭП–10 кВ выберем из каталога выключатель ВВЭ–10–3152500 ТЗ встроенный в КРУ типа К–105.
Расчётный тепловой импульс
Вк.расч= 2458 кА2с Вк.дан=2977 кА2с.
Паспортные данные выключателей сведены в таблицу 17.5
Таблица 17.5 – Паспортные данные выключателей
ВГТ-110 II* 402500 У1
Таблица 17.6 – Паспортные данные разъединителя РНДЗ–1101000Н УХЛ1
7 Выбор измерительных трансформаторов тока
Измерительные трансформаторы тока (ТА) представляют собой аппараты для преобразования токов первичных цепей в стандартные токи (5 или 1А) для измерительных приборов устройств релейной защиты и автоматики.
В учебном проектировании в пределах РУ ТА выбираются в тех же цепях что и выключатели по следующим условиям:
где I1н – первичный ток трансформатора;
– номинальный ток цепи в которой выбирается TА;
– максимальный ток цепи в которой выбирается ТА.
Выбранный ТА проверяется по следующим условиям:
- проверка на термическую устойчивость:
- проверка на электродинамическую устойчивость:
-проверка на вторичную нагрузку:
где Z2н – номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности;
Z2расч - вторичная нагрузка ТА.
7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока для РУ–110кВ.
Выбираем из каталога трансформатор тока с элегазовой изоляцией для РУ-110кВ ТГФ-110 и производим его проверку.
Проверка на термическую стойкость:
Выбранное оборудование проходит т.к.
Вк.расч= 99225 кА2с Вк.дан=659 кА2с.
Проверка на электродинамическую устойчивость
iпр.скв = 80 кА > iу = 13 95 кА.
Произведём проверку на вторичную нагрузку. Поскольку индуктивное сопротивление приборов и проводов подключаемых к вторичной обмотке ТА по сравнению с активным сопротивлением мало будем считать что z2Нr2Н. Тогда сопротивление вторичной обмотки ТА равна:
где – сопротивление приборов Ом;
– сопротивление контактов Ом;
– сопротивление проводов Ом.
Для определения необходимо составить таблицу.
Таблица 16.7 – Перечень приборов и потребляемая ими мощность
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА.
Сопротивление приборов определяют по формуле:
где суммарная мощность приборов ВА;
- вторичный ток ТА А.
Сопротивление контактов принимаем равным 005 Ом.
Принимаем согласно паспортным данным ТА класса точности 1.
Согласно [5] примем длину алюминиевого провода l=85 м.
Определим сечение провода по формуле:
где - удельное сопротивление материала провода (алюминия).
Согласно условию прочности сечение алюминиевого провода не должно быть меньше 4 мм2 поэтому округлим полученное значение Sпров.=4 мм2.
Произведём проверку:
Следовательно ТА проходит по данному условию проверки т.к.
r2Н = 08 Ом ≥ r2 расч = 067 Ом.
7.3 Выбор измерительных трансформаторов тока для РУ–10 кВ
В цепях РУ–10кВ трансформаторы тока встроены в КРУ поэтому не выбираются.
8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения (TV) – это аппараты для преобразования напряжения первичных цепей в стандартные для измерительных приборов устройств релейной защиты и автоматики напряжения (100 или 100В). TV выбирают на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию. TV выбирают по следующим условиям:
UН1ТV ≥ Uуст (17.40)
TV выбирают по схеме соединения т.е. он должен иметь следующую группу соединений:
Выбранный TV проверяют по вторичной нагрузке т.е.
S2Н ≥ S2 расч. (17.41)
где S2Н – номинальная мощность в выбранном классе точности ВА;
S2расч. – нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к TV ВА.
8.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения для
Для РУ–110кВ выберем из каталога TV НКФ–110–99У1*. Произведём проверку выбранного трансформатора напряжения по вторичной нагрузке. Для
этого составим таблицу 17.6.
Таблица 17.6 – Перечень приборов РУ-110 кВ и их мощность
Потребляемая мощность одной катушки ВА
)регистрирующий вольтметр
)релейная защита ЛЭП –110кВ.
Таблица 17.7 – Паспортные и расчётные данные TV НКФ – 110 – 83У1
8.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения для
Согласно выше приведённым условиям для РУ – 10 кВ выберем из каталога TV ЗНОЛ–06–10У3. Паспортные и расчётные данные сведём в таблицу.
Таблица 17.8 – Перечень приборов РУ-10 кВ и потребляемая мощность
Потребляемая мощность одной катушки В·А
)Вольтметр для измерения междуфазного U
)Вольтметр с переключением для измерения трёх фаз
)Счётчик активной энергии
)Счётчик реактивной энергии
Обмотка низкого напряжения трансформатора:
)счётчик активной энергии
) счётчик реактивной энергии
Обмотка НН трансформатора СН:
счётчик активной энергии.
Таблица 17.9 – Паспортные и расчётные данные TV ЗНОЛ–06–10У3
9 Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование подстанций и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
В данном дипломном проекте нашей задачей в этом разделе является выбрать шины и ошиновку РУ–110 кВ а также подобрать токопровод для соединения обмотки низкого напряжения трансформатора связи с КРУ–10 кВ.
9.2 Выбор токоведущих частей для РУ–110 кВ
В РУ–110 кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току:
где Imax – ток самого мощного присоединения РУ – 110 кВ при максимальной нагрузке на шинах.
Выбираем для РУ-110 кВ сталеалюминевые провода марки АС-24032.
Согласно [6] проверка шин РУ–110 кВ на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Выбранные шины проверяются по условиям коронирования:
Начальная критическая напряжённость электрического поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m=082;
r0 – радиус провода см.
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяют по формуле:
где U=11Uном. – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см. При горизонтальном расположении фаз:
где D – расстояние между соседними фазами см.
Условие (17.43) выполняется следовательно данный токопровод по всем параметрам подходит:
9.3 Выбор токоведущих частей для РУ–10 кВ
Токоведущие части от выводов обмотки низкого напряжения трансформатора до ячейки КРУ–10 кВ выполняем шинным мостом. Выбор токопровода выполняется по экономической плотности тока:
где Iнорм – ток нормального режима (без перегрузок) А;
jэ – нормированная экономическая плотность тока Амм2.
Принимаем по [18] шины алюминиевые прямоугольного сечения размером ; Iдоп=3300А; общее сечение 2850 мм2.
Выбранные шины проверим по допустимому току:
Imax=1924 А ≤ Iдоп.=3300 А
Следовательно шины по этому условию проходят.
Произведём проверку выбранных шин на термическую стойкость. По выше приведённым данным тепловой импульс Вк=4698 кА2с; С=68.
Следовательно проводник является термически стойким т.к. выполнено неравенство:
qmin = 10079 мм2 ≤ q = 1200 мм2.
Выполним проверку на механическую прочность.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз вычисляют по формуле:
где - длина пролёта между изоляторами м;
– момент сопротивления сечения шин см3;
а – расстояние между фазами м.
Примем расположение шины на изоляторе «плашмя». Определим длину пролёта по формуле:
где J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси;
f0 – частота собственных колебаний Гц.
Примем пролёт а=08м. Тогда
Напряжение в материале полос определяется по формуле:
где – расстояние между прокладками м;
fп – сила взаимодействия между полосами Н.
Расстояние между прокладками определяют по формуле:
где Е=71010 Па – модуль упругости [6];
Jп – момент инерции полосы;
mп – масса одной полосы согласно [6] mп=0972 кгм.
Силу взаимодействия между полосами определяют по формуле:
где kф – коэффициент формы kф=05.
Вычислим напряжение в материале полос:
Расчётное напряжение в материале:
Шины механически прочны в том случае если выполняется условие:
где - допустимое механическое напряжение в материале шин согласно [6] =823 МПа.
Таким образом данные шины являются механически прочными поскольку
10 Компоновка электрооборудования на подстанции
Согласно ПУЭ при напряжении 10 кВ на подстанции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35кВ и выше сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что подстанция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера.
Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения. Желательно максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ – 110 кВ должны быть расположены на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматривают проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.
Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110 кВ укладывается слой гравия толщиной 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. Открытое РУ должно быть ограждено.
10.2 Конструкция РУ–110 кВ
ОРУ – 110 кВ с одной секционированной и обходной системами шин выполнено с использованием железобетонных конструкций. Две секции рабочей шины примыкают друг к другу а обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе секции рабочей системы шин. Выключатели установлены в один ряд. Перед выключателями проходит автодорога для проезда ремонтных механизмов провоза оборудования. Соединение между выключателями трансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней секцией рабочей системы шин асимметричное (килевое) расположение разъединителей.
10.3 Конструкция РУ – 10 кВ.
Здание РУ – 10 кВ выполнено одноэтажным с однорядным расположением ячеек КРУ с двумя секциями с одним коридором. Кабельные линии непосредственно из ячеек КРУ выводят наружу.
Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом ВВЭ–10–3152500 ТЗ установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмные контакты отключаются и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов.
На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения ЗНОЛ–06–10У3 и разрядники силовые предохранители разъединители.
Отсек сборных шин установлен на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.
Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения счётчики ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединены гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.
Шкафы устанавливаются в помещении и обслуживаются с одной стороны.

spac.doc

18. Релейная защита распределительного устройства 10 кВ
1 Устройство защиты и автоматики серии SPAC 801
Комплектные устройства защиты управления и автоматики распределительных сетей серии SPAC 801 (терминалы) выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты и автоматики линий напряжением 6-10 кВ присоединений комплектных распределительных устройств (КРУ) напряжением 6-10 кВ. Терминалы выполняют функцию местного или дистанционного управления защиты измерения сигнализации а также необходимые блокировки.
Устройства могут принимать до 16 логических сигналов и формировать до 16 контактных выходных сигналов.
Благодаря порту последовательной связи устройства могут быть включены в систему верхнего уровня АСУ ТП. Это позволяет передавать измеряемые и регистрируемые данные информацию о состоянии объектов на местные и удаленные диспетчерские пункты а так же осуществлять дистанционное управление объектом.
Устройство SPAC 801 обеспечивает:
- обмен информацией с верхним уровнем АСУ ТП;
- местное или дистанционное управление выключателем;
- регистрацию аварийных параметров;
- гибкую программируемую логику;
- блокирование от многократных включений выключателя;
- двукратное автоматическое повторное включение выключателя (АПВ);
- подсчет количества попыток АПВ;
- формирование сигнала УРОВ при отказе выключателя;
- ускорение действия второй ступени МТЗ;
- предупредительную и аварийную сигнализацию действия защит и автоматики;
- постоянный самоконтроль аппаратной и программной части устройства;
- прием входных дискретных сигналов от шестнадцати внешних устройств;
- управление шестнадцатью выходными реле.
Терминал SPAC 801 представляет собой устройство состоящее из функциональных блоков конструктивно объединенных в кассете и выполняющих все необходимые функции защиты управления и автоматики присоединения. В состав устройства входят следующие блоки:
- блоки входных трансформаторов;
- блок защит (измерительный блок);
- блоки приема входных сигналов – 2*8 входов;
- блоки выходов - 2*8 выходов;
С помощью перечисленных блоков можно выполнить устройства защиты управления автоматики различных энергетических объектов напряжением 6-10 кВ: кабельной или воздушной линии двигателей и трансформаторов собственных нужд не требующих дифференциальной защиты линии к реактору трансформатора с частичного заземления нейтрали и т.д.
Сигнализация срабатывания защит и устройств автоматики обеспечивается контактными выходами и индикацией на светодиодных индикаторах и четырехразрядных дисплеях в измерительном блоке и блоке управления.
Устройство обеспечивает измерение входных величин с индикацией на однострочный четырехразрядный дисплей.
В таблице 18.1 приведены основные технические данные устройств серии SPAC 801
Таблица 18.1 – Основные технические данные
Номинальный переменный ток А
защиты от междуфазных замыканий
защиты от замыканий на землю
Номинальное напряжение постоянного или выпрямленного переменного оперативного тока В
Номинальная частота Гц
Диапазон рабочих напряжений постоянного или выпрямленного переменного оперативного тока В
Диапазон рабочих температур
Средняя наработка на отказ
Не менее 50 тыс.час.
Характеристики ступеней защит приведены в таблице 18.2.
Таблица 18.2 – Характеристика ступеней защит
Уставка по току срабатывания
Уставка по времени срабатывания при независимой характеристике
Обратнозависимые характеристики
Продолжение таблицы 18.2
Коэффициент возврата
Коэффициент времени
Параметр «Время запуска» означает максимальное время в течении которого по сделанным выборкам распознается КЗ т.к. начиная с времени начала КЗ должно быть сделано достаточное количество аналого-цифровых преобразований (АЦП) для его распознавания.
2 Структурная схема SPAC 801
Терминал SPAC 801 содержит блок входных трансформаторов блок защит SPCJ 4D28 с аналого-цифровым преобразователем (АЦП) на восемь аналоговых входов м устройствами управления и индикации блок управления L2210 с устройствами управления и индикации блоки дискретных входов и выходов и блок питания (рисунок 18.1).
Устройство обеспечивает связь с верхним уровнем АСУ ТП благодаря наличию порта последовательной передачи данных линии связи и соответствующего программного обеспечения. Этот порт позволяет осуществлять дистанционное управление выключателем изменять уставки и конфигурацию передавать измеряемые и регистрируемые данные и информацию о состоянии объектов на местные или удаленные диспетчерские пункты.
Кроме того через этот порт к терминалу может быть подключен переносной компьютер (ноутбук) с которого можно с помощью специальной программы выставить уставки и положение ключей посмотреть сосотояние входов и выходов и т.д.
Электрическая связь блока устанавливаемого в кассету осуществляется с помощью разъема. Межблочный контакт внутри кассеты выполнен с помощью объединительной печатной платы и экранированных жгутов.
Рисунок 18.1 – Структурная схема SPAC 801
3 Описание работы блоков SPAC 801
3.1 Измерительный блок SPCJ 4D28
Измерительный блок (блок защиты) SPCJ 4D28 (рисунок 18.1) выполняет функции фильтрации и аналого-цифрового преобразования входных токов реализует алгоритма трехступенчатой токовой защиты от междуфазных замыканий и двухступенчатой токовой защиты от замыканий на землю защиты от несимметричных режимов работы а также выполняет постоянный самоконтроль исправностей функционирования. При неисправности выдается сигнал и блокируется действие на выходные реле.
Защита от междуфазных замыканий может работать в одно- двух и трехфазных исполнениях. Защита состоит из трех ступеней: первой второй и третьей .
Ступени запускаются когда ток одной или нескольких фаз превысит величину уставки соответствующей ступени. При запуске ступеней начинается отсчет выдержки времени и появляется соответствующий код на дисплее. По истечении времени определяемого уставкой по времени срабатывания происходит срабатывание защиты.
Для второй ступени может устанавливаться автоматическое удваивание уставки по току срабатывания при включении защищаемого объекта. Благодаря этому возможна отстройка от бросков тока при включении. Удваивание уставки происходит если фазный возрастает с до значения превышающего быстрее чем за 60 мс. Возврат на обычную уставку проходит когда ток снижается до .
При срабатывании защиты может устанавливаться защелка благодаря которой сигнал на отключение не сбрасывается при возврате защиты. Сброс осуществляется одновременным нажатием кнопок СШ+ПР.
С помощью программных переключателей первая и вторая ступени могут быть выведены из работы. При этом на дисплее вместо данных уставок высвечиваются символы “---”.
Действие третьей ступени на отключение при обратнозависимых характеристиках срабатывания может быть заблокировано ключами SGF6 и SGF37 при запуске второй и первой ступеней (более быстрых) в этом случае время срабатывания определяется уставками этих ступеней. Ступени защит отстроены от апериодической составляющей в токе повреждения.
Защита от замыканий на землю.
Защита от замыканий на землю в качестве входной величины использует ток нулевой последовательности. Защита состоит из двух ступеней: и второй .
Ступени запускаются когда ток нулевой последовательности превышает величину уставки соответствующей ступени. При запуске начинается отсчет выдержки времени и появляется соответствующий код на дисплее По истечении времени определяемого уставкой по времени по времени срабатывания происходит срабатывание защиты. Благодаря уставке программных переключений SGR сигналы пуска и срабатывания ступеней могут выдаваться на требуемые выходы блока защит с последующим их использованием в блоке управления L2210. Действие второй и третьей ступеней защиты может быть блокировано сигналом BS1.
Вторая ступень имеет независимую и обратнозависимые характеристики срабатывания: четыре типа обратнозависимых характеристик соответствующих стандарту МЭК 255-5 и две характеристики специального типа. Вид характеристики срабатывания устанавливается переключателями SGF16-8.
С помощью программных переключателей первая ступень может быть выделена из работы. При этом на дисплее вместо уставок этой ступени показываются символы “---”.
Действие второй ступени может быть заблокировано ключом SGF8 при запуске первой ступени.
Защита от несимметричных режимов работы
Блок SPCJ 4D28 обеспечивает защиту от несимметричных режимов работы (в т.ч. обрыва фаз) путем сравнения максимального и минимального фазных токов и определения разницы между ними по формуле: . Защита от обрыва фаз не работает при значениях меньше 10%.
Защита запускается если разница между токами превышает значение уставки . Через время определяемое уставкой по времени срабатывания происходит срабатывание защиты. Действие защиты может быть блокировано сигналом BS1.
С помощью программного переключателя SGF31 защита может быть выведена из работы. При этом на дисплее вместо уставок этой ступени показываются символы “---”.
Отметим что защита от несимметричных режимов будет работать и при перегрузках (в том числе и при несимметричных к.з.) так как происходит существенное изменение соотношения фазных токов. Возможная отстройка от этого режима – путем задания уставки защиты по времени большей максимального времени работы ступеней питающего элемента.
Для выходных сигналов TS1 TS4 переключателями SGF41 4 может устанавливаться защелка благодаря которой сигнал не сбрасывается при возврате защиты. На практике значение этих сигналов рекомендуется установить в 0. Индикатор срабатывания TRIP может загораться при активации любого из выходных сигналов SS или TS и остается активным после их возврата. Работа индикатора срабатывания определяется переключателями SGF5.
4 Устройство защиты и автоматики линии 10 кВ SPAC 801.01
Устройство предназначено для защиты и автоматики воздушных и кабельных линий а также трансформаторов и двигателей малой мощности.
Функции управления устройства:
- оперативное включение и отключение выключателя с помощью внешних ключей;
- отключение выключателя от устройств внешней автоматики или АЧР;
- отключение выключателя от внешних защит: газовой защиты трансформатора установленного на линии дуговой защиты ячейки КРУ других защит;
- двукратное автоматическое повторное включение (АПВ) или АПВ после действия АЧР (ЧАПВ);
- подсчет числа попыток АПВ;
- блокировка действия защит в том числе от внешнего органа напряжения;
- контроль готовности цепей управления выключателем с помощью встроенных элементов РПО РПВ. Контроль состояния автомата питания оперативным током привода выключателя и защиты;
- блокировка от многократных включений выключателя;
- автоматическое ускорение действия второй ступени МТЗ при включении;
-устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);
- блокировка действия защиты шин.
Технические данные устройства SPAC 801.01 приведены в таблице18.3.
Таблица 18.3 – Технические данные SPAC 801.01
- время повторной готовности с
-диапазон уставок по выдержке времени 1 цикла с
- диапазон уставок по выдержке времени 2 цикла с
АПВ после действия АЧР (ЧАПВ)
- диапазон уставок по выдержке времени с
Диапазон уставок по выдержке времени УРОВ с
Диапазон уставок по выдержке времени цепи ускорения с

раз.cdw

тр-ор напряжение110.cdw

Выключатель ВГТ-110.frw

Отключающее устройство
Устройство дугогасительное
Выключатель элегазовый

Доклад к диплому2.doc

Уважаемые председатель и члены государственной аттестационной комиссии. Вашему вниманию представляется выпускная квалификационная работа на тему «Проектирование развития районной электрической сети 110 кВ».
Электроэнергетика является одной из базовых отраслей российской экономики обеспечивающей потребности народного хозяйства и населения в электроэнергии. От устойчивой и надежной работы отрасли во многом зависит энергетическая безопасность страны.
В условиях промышленного роста и развития жилых районов появляется необходимость качественного и надёжного электроснабжения. Решением этой проблемы является развитие существующих электрических сетей. При этом ключевым моментом является применение современного оборудования качественно отличающегося от старого удобством эксплуатации и не требующего дорогостоящего обслуживания.
В данной работе спроектирована электрическая сеть 110 кВ.
Согласно техническому условию имеется 5 подстанций с заявленной мощностью узловых нагрузок которые питаются от источника неограниченной мощности (1).
Разработаны варианты развития сети которые представлены на функциональной схеме. Линия 1-2 – существующая. Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. В соответствии с техническим заданием во всех узлах кроме третьегого имеются нагрузки первой и второй категорий. Согласно Правилам Устройства Электроустановок нагрузки первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
Потребители узла 3 имеют третью категорию надежности поэтому на участке 2 - 3 может рассматриваться сооружение одной или двух цепей. При строительстве одной цепи следует учесть ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Далее выбраны номинальные напряжения линий. на основании расчетов и учитывая напряжение существующей линии во всех вариантах принято номинальное напряжение 110 кВ.
Выбраны сечения и марки по экономическому сечению проводов. Трансформаторы. В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей третьей категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Далее определены потери мощности в линиях и трансформаторах произведен расчет баланса активных и реактивных мощностей.
Исходя из количества присоединений номинального напряжения и категории электроснабжения потребителей выбраны схемы распредустройств.
Затем выполнено технико-экономическое сравнение 5 вариантов развития сети определено математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от недоотпуска и перерыва электроснабжения. По результатам технико-экономического сравнения выявлено два наиболее (1 и 4) экономичных варианта развития именно эти варианты приняли для дальнейшего рассмотрения по критерию надежности.
В исследовательской части ВКР был выполнен анализ двух вариантов сети 110 кВ с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчет ведем как вручную так и с использованием программы расчета режима «Rastr».По результатам анализа построена карта режимов сети. Исследованы режимы максимальных минимальных и послеаварийных нагрузок. Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий основных режимов сети не требуется.
Далее с целью определения конечного варианта произведен расчет надежности воздушных линий с последующим сравнением между собой математического ожидания перерывов электроснабжения и их средней длительности для обоих вариантов применительно к потребителям подстанции 3. Расчеты показали что для варианта 1 полные перерывы электроснабжения характеризуются математическим ожиданием числа перерывов равным 027 1год или примерно 1 раз в 4 года при средней длительности вынужденных простоев 8 ч. Плановые перерывы электроснабжения отсутствуют.
Для четвертого варианта полные перерывы электроснабжения характеризуются математическим ожиданием числа перерывов равным 0027 1год или примерно 1 раз в 40 лет при средней длительности вынужденных простоев 128 ч; плановые ограничения 8 раз в год при средней длительности 4.5 ч.
Сравнивая показатели надежности обоих вариантов можно сделать вывод о том что электроснабжение подстанции 3 в четвертом варианте надежнее т.к. питание подстанции осуществляется по кольцевой схеме. В первом варианте подстанция 3 является тупиковой что обусловливает сравнительно низкую надежность.
Для конечного варианта произведен расчет механической прочности проводов с использованием программного комплекса «MathCAD».
В разделе «Проектирование электрической части подстанции» выбрана схема питания собственных нужд. Произведен расчет токов короткого замыкания для дальнейшей проверки оборудования. Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
- надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
- быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
- пригодность для автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;
- удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и обслуживания.
Согласно выше приведённым условиям и учитывая что РУ находится на открытом воздухе выбран из каталога для присоединений ОРУ–110 кВ элегазовый выключатель ВГТ-110 II*-402500 У1 и разъединитель РНДЗ-1101000Н УХЛ1.
На стоне 10 кВ выбраны вакуумные выключатели. В цепи обмотки низкого напряжения трансформатора ВБКЭ-10-201000 в цепи отходящего фидора DD”-10-31ю5.2500.
Также рассмотрена дифференциальная защита трансформатора на основе микропроцессорного терминала SIPROTEC 7UT6.
В специальной части ВКР был рассмотрены управляемые гибкие линии переменного тока.
В разделе безопасности и экологичности проекта рассмотрены наиболее характерные опасные и вредные факторы при эксплуатации сети (такие как повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может произойти через тело человека повышенный уровень электромагнитных излучений повышенная напряженность электрического поля повышенный уровень статического электричества). Приведен перечень необходимых средств защиты обслуживающего персонала подстанций и работников на ВЛ. Также был произведен расчет молниезащиты воздушной линии электропередачи.
Произведен анализ технического уровня и расчет конкурентоспособности двух вариантов проекта. Для определения затрат на проектирование сети и подстанции определены затраты на оплату труда. Стоимость проекта определяется количеством и квалификацией специалистов принимающих участие в разработке временем на которое они привлечены. Расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии. Экономический эффект и срок окупаемости определяем путем расчета денежного потока по выручке для каждого варианта развития сети.
Доклад окончен спасибо за внимание. Я готов ответить на Ваши вопросы.

Заключение.doc

В дипломном проекте рассмотрены возможные варианты развития электрической сети 110 кВ для пяти подстанций произведён выбор рационального варианта. Выполнен выбор оборудования и разработано конструктивное выполнение подстанции.
Выбор наилучшего варианта сети выполнен на основе сравнения приведённых затрат и по критериям надежности.
К исполнению принята подстанция 11010 кВ выполненная по схеме «Два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линии ». На подстанции установлено два трансформатора ТДН-16000110.
Так же была рассмотрена безопасность и экологичность проекта мол-ниезащита линии электропередач и подстанции анализ экономической эффективности проекта.

БЖД.doc

20 Безопасность и экологичность электрической сети 110 кВ
1 Введение. Идентификация опасных и вредных факторов
На человека в процессе его трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы.
Опасный производственный фактор – производственный фактор воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к травме или к другому внезапному резкому ухудшению здоровья.
Вредный производственный фактор – производственный фактор воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к заболеванию или снижению работоспособности.
Опасные и вредные производственные факторы ГОСТу 12.0.003-74 подразделяются на четыре группы: физические химические биологические и психофизиологические.
Между вредными и опасными производственными факторами наблюдается определенная взаимосвязь. Во многих случаях наличие вредных факторов способствует проявлению травмоопасных факторов. Например чрезмерная влажность в производственном помещении и наличие токопроводящей пыли (вредные факторы) повышают опасность поражения человека электрическим током (опасный фактор).
Уровни воздействия на работающих вредных производственных факторов нормированы предельно-допустимыми уровнями значения которых ука-заны в соответствующих стандартах системы стандартов безопасности труда и санитарно-гигиенических правилах.
Предельно допустимое значение вредного производственного фактора (по ГОСТ 12.0.002-80) - это предельное значение величины вредного производственного фактора воздействие которого при ежедневной регламентированной продолжительности в течение всего трудового стажа не приводит к снижению работоспособности и заболеванию как в период трудовой деятельности так и к заболеванию в последующий период жизни а также не оказывает неблагоприятного влияния на здоровье потомства.
При эксплуатации линий электропередач и подстанций обслуживающий персонал подвергается воздействию опасных и вредных факторов:
-повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может пройти через тело человека;
-пожарная опасность;
-электромагнитное поле;
-повышенный уровень статического электричества;
-атмосферное перенапряжение;
-неправильно спроектированное освещение;
-недостаточная вентиляция помещений.
Основную опасность на подстанции представляют: электрический ток электромагнитные излучения большая вероятность возникновения пожаров. Так же необходимо обеспечить вентиляцию воздуха в закрытых распределительных устройствах.
2 Пожарная безопасность
Пожар на предприятии наносит большой материальный ущерб народному хозяйству и очень часто сопровождается несчастными случаями с людьми.
Основными причинами способствующими возникновению и развитию пожара являются:
- нарушение правил применения и эксплуатации приборов и оборудования с низкой противопожарной защитой;
- использование при строительстве в ряде случаев материалов не отвечающих требованиям пожарной безопасности;
- отсутствие на многих объектах народного хозяйства и в подразделениях пожарной охраны эффективных средств борьбы с огнем.
Согласно ГОСТ 12.1.033-81 "ССБТ. Пожарная безопасность. Термины и определения":
Пожарная безопасность - состояние объекта при котором с установленной вероятностью исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара а также обеспечивается защита материальных ценностей.
Подстанции нередко отличаются повышенной пожарной опасностью так как их характеризует сложность установок значительное количество легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов твердых сгораемых материалов большое количество емкостей и аппаратов в которых находятся пожароопасные продукты под давлением; большая оснащенность электроустановками.
Основы противопожарной защиты предприятий определены стандартами ГОСТ 12.1.004-91 “Пожарная безопасность” и ГОСТ 12.1.010-76 “Взрывобезопасность. Общие требования”. Этими стандартами возможная частота пожаров и взрывов допускается такой чтобы вероятность их возникновения в течении года не превышала .
В рамках проекта пожаробезопасность обеспечивается соблюдением правил проведением мероприятий по пожарной профилактике которые подразделяются на организационные технические режимные и эксплуатационные.
Организационные мероприятия предусматривают правильную эксплуатацию оборудования противопожарный инструктаж рабочих и служащих организацию пожарно-технических комиссий и т.д.
К техническим мероприятиям относятся соблюдение противопожарных правил норм при проектировании зданий территорий; при устройстве электропроводов и оборудования вентиляции освещения; правильное размещение оборудования.
Мероприятия режимного характера – это запрещение курения в не установленных местах производства сварочных и других основных работ в пожароопасных помещениях и т.д.
Эксплуатационными мероприятиями являются своевременные профилактические осмотры ремонты и испытания технологического оборудования.
3 Недостаточная освещенность рабочей зоны
Недостаточная освещенность в рамках данного проекта может быть только в здании щита управления подстанции. Правильно спроектированное освещение обеспечивает возможность нормальной производственной деятельности. Сохранность зрения человека состояние его центральной нервной системы и безопасность на производстве в значительной мере зависят от условий освещения.
Освещение характеризуется количественным и качественным показателями. К количественным показателям относятся: световой поток сила света освещенность яркость.
При освещении здания щита управления используют естественное освещение создаваемое светом неба (прямым и отраженным) искусственное осуществляемое электрическими лампами и совмещенное при котором в светлое время суток недостаточное по нормам естественное освещение дополняется искусственным.
Освещенность в помещении щита управления нормируется требования СНиП 23-05-95.
4 Повышенный уровень шума на рабочем месте
Шум – беспорядочное сочетание различных по силе и частоте звуков;
способен оказывать неблагоприятное воздействие на организм. Источником шума является любой процесс вызывающий местное изменение давления или механические колебания в твердых жидких или газообразных средах. Действие его на организм человека связано главным образом с применением нового высокопроизводительного оборудования с механизацией и автоматизацией трудовых процессов: переходом на большие скорости при эксплуатации различных станков и агрегатов. Источниками шума применительно к данному проекту могут быть трансформаторы и высоковольтные выключатели. Кроме того за последние годы в связи со значительным развитием городского транспорта возросла интенсивность шума и в быту поэтому как неблагоприятный фактор он приобрел большое социальное значение.
Шум - один из наиболее распространенных неблагоприятных физических факторов окружающей среды приобретающих важное социально-гигиеническое значение в связи с урбанизацией а также механизацией и автоматизацией технологических процессов дальнейшим развитием дизелестроения реактивной авиации транспорта. Например бытовой шум связанный с жизнедеятельностью людей составляет 45—60 дБ.
На этапе проектирования осуществляем организационные технические и медицинские меры по защите рабочих. В целях повышения эффективности борьбы с шумом автором проекта введены обязательный гигиенический контроль объектов генерирующих шум регистрация физических факторов оказывающих вредное воздействие на окружающую среду и отрицательно влияющих на здоровье людей.
Эффективным путем решения проблемы борьбы с шумом в данном проекте является снижение его уровня в самом источнике за счет изменения технологии и конструкции машин. При невозможности снижения шума оборудование являющееся источником повышенного шума устанавливаем в специальные помещения а пульт дистанционного управления размещаем в мало-шумном помещении. В некоторых случаях снижение уровня шума достигаем применением звукопоглощающих пористых материалов покрытых перфорированными листами алюминия пластмасс. При необходимости повышения коэффициента звукопоглощения в области высоких частот применяем звукоизолирующие слои покрытые защитной оболочкой с мелкой и частой перфорацией. Для индивидуальной защиты персонала применяем противошумы.
Противошумы - средства индивидуальной защиты органа слуха и предупреждения различных расстройств организма вызываемых чрезмерным шумом. Их используют в основном тогда когда технические средства борьбы с шумом не обеспечивают снижения его до безопасных пределов. Противошумы подразделяют на три типа: вкладыши наушники и шлемы.
Для предупреждения развития шумовой патологии имеют большое значение предварительные при поступлении на работу и периодические медицин-ские осмотры. Таким осмотрам подлежат лица работающие на производствах где шум превышает предельно допустимый уровень (ПДУ) в любой октавной полосе.
5 Повышенная напряженность электромагнитного поля
Опасное воздействие на работающих в рамках данного проекта оказывают электрические поля промышленной частоты (50 Гц).
Источником электромагнитных полей являются: атмосферное электричество радиоизлучения Солнца и галактик электрические и магнитные поля Земли искусственные источники.
Искусственными источниками являются индукторы конденсаторы термических установок с ламповыми генераторами фидерные линии трансформаторы антенны открытые концы волноводов.
В проектируемом объекте линия электропередач (ЛЭП) напряжением 110 кВ открытые распределительные устройства включающие коммутационные аппараты устройства защиты и автоматики измерительные приборы сборные соединительные шины и вспомогательные устройства являются источниками электрических полей промышленной частоты. При работе с легко электризующимся материалами и изделиями и изделиями при эксплуатации высоковольтных установок постоянного тока образуются электростатические поля.
Электромагнитные поля изменяют ориентацию клеток или цепей молекул в соответствии с направлением силовых линий поля ослабляют биохимическую активность белковых молекул приводят к изменению структуры клеток крови ее состава эндокринной системы вызывают помутнение хрусталика глаза (катаракту) трофические заболевания(выпадение волос лом-кость ногтей и другие) ожоги омертвление тканей организма.
Длительное воздействие электрического поля на организм человека может вызвать нарушение функционального состояния нервной и сердечно-сосудистой систем. Это выражается в повышенной утомляемости снижении качества выполнения рабочих операций болях в области сердца изменении кровяного давления и пульса. При воздействии электромагнитного поля на человека происходит поглощение энергии тканями человека и как следствие нагрев отдельных органов.
Проектом предусматривается средства коллективной защиты от воздействия электрического поля токов промышленной частоты – экранирующие устройства - составная часть электрической установки предназначенные для защиты персонала в открытых распределительных устройствах и на воздушных линиях электропередач.
Экранирующее устройство необходимо при осмотре оборудования и при оперативном переключении наблюдении за производством работ. Конструктивно экранирующие устройства выполняются в виде козырьков навесов или перегородок из металлических канатов прутков сеток.
Переносные экраны также используются при работах по обслуживанию электроустановок в виде съемных козырьков навесов перегородок палаток и щитов.
Экранирующие устройства должны иметь антикоррозионное покрытие и заземлены.
Для изготовления отражающих экранов используются материалы с высокой электропроводностью например металлы (в виде сплошных стенок) или хлопчатобумажные ткани с металлической основой. Сплошные металлические экраны наиболее эффективны и уже при толщине 001 мм обеспечивают ослабление электромагнитного поля примерно на 50 дБ (в 100 000 раз).
Для изготовления поглощающих экранов применяются материалы с плохой электропроводностью. Поглощающие экраны изготавливаются в виде прессованных листов резины специального состава с коническими сплошными или полыми шипами а также в виде пластин из пористой резины наполненной карбонильным железом с впрессованной металлической сеткой. Эти материалы приклеиваются на каркас или на поверхность излучающего оборудования.
Также на стадии проектирования выполняем требования для размещения оборудования и создание помещений в которых находятся источники электромагнитного излучения. Экраны источников излучения и рабочих мест блокируются с отключающими устройствами что позволяет нам исключить работу излучающего оборудования при открытом экране.
Нормирование электромагнитных полей осуществляют по предельно допустимым уровням напряженности электрического и магнитного полей частотой в зависимости от времени пребывания в нем и регламентируется “Санитарными нормами и правилами выполнения работ в условиях воздействия электрических полей промышленной частоты” СанПиН 58-02-91 и ГОСТ 12.1.002-84. А для электромагнитных полей радиочастот - в ГОСТ 12.1.006-84.
Электричество широко применяется во всех отраслях народного хозяйства. Вопросами электробезопасности при эксплуатации подстанции нужно уделять большое внимание.
Проходя через организм электрический ток оказывает термическое электролитическое и биологическое действие.
Термическое действие выражается в ожогах отдельных участков тела нагреве кровеносных сосудов нервов и других тканей. Электромеханическое действие выражается в разложении крови и других органических жидкостей что вызывает значительные нарушения их физико-химических составов.
Биологическое действие является особым специфическим процессом свойственным лишь живой материи. Оно выражается в раздражении и возбуждении живых тканей организма (что сопровождается непроизвольными судорожными сокращениями мышц) а также в нарушении внутренних биоэлект-рических процессов протекающих в нормально действующем организме и теснейшим образом связанных с его жизненными функциями. В результате могут возникнуть различные изменения в организме в том числе нарушение и даже полное прекращение деятельности органов дыхания и кровообращения. Раздражающее действие тока на ткани организма может быть прямым когда ток проходит непосредственно по этим тканям то есть через центральную нервную систему когда путь тока лежит вне этих тканей.
Это многообразие действий электрического тока нередко приводит к различным электротравмам которые условно можно свести к двум видам: местным электротравмам и общим электротравмам (электрическим ударам).
Местные электротравмы – это четко выраженные повреждения тканей организма вызванные воздействием электрического тока или электрической дуги. Различают следующие местные электротравмы: электрические ожоги электрические знаки металлизация кожи механические повреждения и элетроофтальмия.
Электрические ожоги могут быть вызваны протеканием тока через человека(токовый или контактный ожог) а также воздействием электрической дуги на тело (дуговой ожог).
Электрические знаки – это четко выраженные пятна серого или бледно-желтого цвета диметром на поверхности кожи человека подвергшегося действию тока.
Металлизация кожи – это проникновение в верхние слои кожи мельчайших частичек металла расплавившегося под действием электрической дуги.
Механические повреждения являются следствием резких непроизвольных судорожных сокращений мышц под действием тока. Проходящего через тело человека. В результате могут произойти разрывы кожи кровеносных сосудов и нервной ткани вывихи суставов и даже переломы костей.
Электроофтальмия – воспаление наружных оболочек глаз возникающее в результате воздействия мощного потока ультрафиолетовых лучей электрической дуги.
Электрический удар – это возбуждение живых тканей организма проходящим через него током сопровождающегося непроизвольными сокращениями мышц. Различают следующие четыре ступени ударов: 1 – судорожное сокращение мышц без потери сознания; 2 – судорожное сокращение мышц с потерей сознания не с сохранившимися дыханием и биением сердца; 3 – потеря сознания и нарушения и нарушение сердечной деятельности или дыхания (либо того и другого вместе); 4 – клиническая смерть то есть отсутствие дыхания и кровообращения.
Клиническая (“мнимая”) смерть – переходный процесс от жизни к смерти наступающий с момента прекращения деятельности сердца и легких.
Биологическая (“истинная”) смерть – необратимое явление характеризующееся прекращением биологических процессов в клетках и тканях организма и распадом белковых структур.
Одним из способов защиты от поражения электрическим током является защитное заземление предусматриваемое проектом а также неотступное соблюдения правил техники безопасности при производстве работ.
7 Повышенная запыленность и загазованность воздуха
На подстанции предусматривается проектом установка вентиляционного оборудования регламентируемое ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ «Вредные вещества классификация и общие требования безопасности» ПДК № 4617-88 «Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны» и СНиП 2.04.05-91 «Отопление вентиляция и кондиционирование».
8 Молниезащита подстанций
8.1 Опасные воздействия молнии
В результате движения воздушных потоков насыщенных водяными парами образуется грозовые облака являющиеся носителями статического электричества. Электрические разряды образуются между разноименными заряженными облаками или чаще между заряженным облаком и землей.
Так молнии производят тепловые электрические а также механические воздействия на те объекты на которые он проходит. Помимо прямого удара молнии в здание сооружение дерево проявление молнии могут быть в виде электростатической и электромагнитной индукции.
Электростатическая индукция проявляется тем что на изолированных металлических предметах наводятся опасные электрические потенциалы вследствие чего возможно искрение между отдельными металлическими элементами конструкций и оборудования.
Для защиты от проявления электростатической индукции в зданиях и сооружениях присоединяют металлические корпуса всего оборудования установленного в защищаемом здании к специальном заземлителю или к защитно-му заземлению местной электросети; отдельно стоящие неизолированные тросовые и стержневые молниеотводы наложением молниеприемной сети на плоскую неметаллическую кровлю.
Воздействия молнии принято подразделять на две основные группы: первичные вызванные прямым ударом молнии и вторичные индуцированные близкими ее разрядами или занесенные в объект протяженными металлическими коммуникациями. Опасность прямого удара и вторичных воздействий молнии для зданий и сооружений и находящихся в них людей определяется с одной стороны параметрами разряда молнии а с другой – технологическими и конструктивными характеристиками объекта (наличием взрыво- или пожароопасных зон огнестойкостью строительных конструкций видом вводимых коммуникаций их расположением внутри объекта и т.д.).
Прямой удар молнии вызывает следующие воздействия на объект:
- электрические связанные с поражением людей электрическим током и появлением перенапряжений на пораженных элементах. Перенапряжение пропорционально амплитуде и крутизне тока молнии индуктивности конструкций и сопротивлению заземлителей по которым ток молнии отводится в землю. Даже при выполнении молниезащиты прямые удары молнии с большими токами и их крутизной могут привести к перенапряжениям в несколько мегавольт. При отсутствии молниезащиты пути растекания тока молнии неконтролируемы и ее удар может создать опасность поражения током опасные напряжения шага и прикосновения перекрытия на другие объекты;
- термические связанные с резким выделением теплоты при прямом контакте канала молнии с содержимым объекта и при протекании через объект тока молнии. Выделяемая в канале молнии энергия определяется переносимым зарядом длительностью вспышки и амплитудой тока молнии; в 95% случаев разрядов молнии эта энергия (в расчете на сопротивление ) превышает она на два-три порядка превышает минимальную энергию воспламенения большинства газо- паро- и пылевоздушных смесей используемых в промышленности. Следовательно в таких средах контакт с каналом молнии всегда создает опасность воспламенения (а в некоторых случаях взрыва) то же относится к случаям проплавления каналом молнии корпусов взрывоопасных наружных установок. При протекании тока молнии по тонким проводникам создается опасность и расплавления и взрыва;
-механические обусловленные ударной волной распространяющейся от канала молнии и электродинамическими силами действующими на проводники с токами молнии. Это воздействие может быть причиной например сплющивания тонких металлических трубок. Контакт с каналом молнии может вызвать резкое газо- и парообразование в некоторых материалах с последующим механическим разрушением например расщеплением древесины или образованием трещин в бетоне.
Вторичные проявления молнии связаны с действием на объект электромагнитного поля близких разрядов. Обычно это поле рассматривают в виде двух составляющих: первая обусловлена перемещением зарядов в лидере и канале молнии вторая – изменением тока молнии во времени. Эти составляющие иногда называют электростатической и электромагнитной индукцией.
Электростатическая индукция проявляется в виде перенапряжения возникающего на металлических конструкциях объекта и зависящего от тока молнии расстояния до места удара и сопротивления устройств заземления. При отсутствии надлежащего заземления перенапряжение может достигать сотен киловольт и создавать опасность поражения людей и перекрытий между разными частями объекта.
Электромагнитная индукция связана с образованием в металлических контурах ЭДС пропорциональной крутизне тока молнии и площади охватываемой контуром. Протяженные коммуникации в современных производственных зданиях могут образовывать контуры охватывающие большую площадь в которых возможно наведение ЭДС в несколько десятков кило-вольт. В местах сближения протяженных металлических конструкций в разрывах незамкнутых контуров создается опасность перекрытий и искрений с возможным рассеянием энергии около десятых долей джоуля.
Еще одним видом опасного воздействия молнии является занос высокого потенциала по вводимым в объект коммуникациям (проводам воздушных линий электропередач кабелям трубопроводам). Он представляет собой перенапряжение возникающее на коммуникации при прямых и близких ударах молнии и распространяющееся в виде набегающей на объект волны. Опасность создается за счет возможных перекрытий с коммуникации на заземленные части объекта. Подземные коммуникации также представляют опасность так как могут принять на себя часть растекающихся в земле токов молнии и занести их в объект.
8.2 Общие требования предъявляемые к молниезащите подстанций
Одним из важных условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и электрооборудова-ния.
Защиту подстанций от прямых ударов молнии осуществляем стержневыми и тросовыми молниеотводами.
При разработке системы молниезащиты для конкретных подстанций следует пользоваться рекомендациями [3]. Выделим некоторые из них.
Открытые подстанции и ОРУ напряжением должны быть защищены от прямых ударов молнии. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется: для подстанций напряжением и с трансформаторами единичной мощностью и менее - независимо от числа грозовых часов в году; для всех ОРУ и подстанций напряжением и в районах с числом грозовых часов в году не более 20; для ОРУ и подстанций напряжением и ниже на площадках с удельным сопротивлением грунта в грозовой сезон более при числе грозовых часов в году не более 20.
Здания ЗРУ и закрытых подстанций следует защищать от прямых уда-ров молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20. Защиту зданий ЗРУ и закрытых подстанций имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции кровли следует выполнять заземлением этих покрытий (конструкций). Для защиты зданий ЗРУ и закрытых подстанций крыша которых не имеет металлических покрытий либо железо-бетонных несущих конструкций или не может быть заземлена следует устанавливать стержневые молниеотводы или молниеприемные сетки непосредственно на крыше зданий.
Защита от прямых ударов молнии ОРУ напряжением и выше должна быть выполнена стержневыми молниеотводами устанавливаемыми как правило на конструкциях ОРУ (порталах). Следует использовать также защитное действие высоких объектов которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ прожекторные мачты радиомачты и др.). На конструкциях ОРУ напряжением стержневые молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении грунта в грозовой сезон: до () и до (110 и ) - независимо от площади заземляющего контура подстанции; от 500 до () и от 1000 до (110 и ) - при площади заземляющего контура подстанции и более.
Защиту от прямых ударов молнии ОРУ на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или нецелесообразна по конструктивным соображениям следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более .
8.3 Расчет устройств молниезащиты на подстанции 4
Расчет устройств молниезащиты подстанции выполняется согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений (РД 34.21.122-87)».
Молниезащита ЗРУ выполняется молниеприемной сеткой. Молниеприемная сетка выполнена из стальной проволоки диаметром не менее и уложена на кровлю сверху. Шаг ячеек не более . Узлы сетки соединяются сваркой. Токоотводы от молниеприемной сетки прокладываются к заземлителям не реже чем через по периметру здания а также от углов крыши ЗРУ.
При прокладке молниеприемной сетки и установке молниеотводов на ЗРУ в качестве токоотводов следует использовать где это возможно металлические конструкции здания (арматура железобетонных конструкций и т.п.) при условии непрерывной электрической связи в соединениях конструкций и арматуры с молниеприемниками и заземлителями выполняемых сваркой.
Токоотводы прокладываемые по наружным стенам здания располагаются не ближе чем в от входов или в местах недоступных для прикосновения людей.
В зону защиты ОРУ входят два трансформатора шинный мост к ЗРУ а также линейные порталы ввода воздушных линий электропередачи 110 кВ со стороны подстанции 1 и распредустройства 110 кВ подстанции 4.
По плану подстанции 4 известно что высота трансформаторных и линейных порталов-10 м шинных порталов-8 м. Таким образом принимаем .
Молниезащиту выполняем двумя молниеотводами высотой установленными в от трансформаторов и молниеотводом установленным на портале при входе линии в ОРУ полной высотой .
Расстояние между молниеотводами 1 и 2 ; расстояние между молниеотводами 1 и 3 (2 и 3). Зона защиты определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.
Зона защиты стержневого молниеотвода представляет собой круговой конус вершина которого находится на высоте . На уровне земли зона защиты образует круг радиусом . Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого объекта представляет собой круг радиусом .
Для всех молниеотводов габаритные размеры торцевых областей зон защиты будут одинаковыми:
Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода 1-2 имеют следующие габаритные размеры:
То же для молниеотводов 1-3 и 2-3:
Построение зоны защиты молниеотводами приведено на рисунке 21.1.
Рисунок 20.1 – Зона защиты: 1 – граница зоны защиты на уровне ; 2 – то же на уровне земли.
Построив зону защиты молниеотводов 1 2 и 3 убеждаемся что ОРУ полностью защищено от прямых ударов молнии.
8.4 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ
Рассмотрим одноцепную линию электропередач. Следовательно целесообразно применить одиночные тросовые молниеотводы. Молниеотводы размещаются на вершинах опор.
Для ВЛ 110 кВ высота опор с полной высотой стержневого молниеотвода составляет 43 м. Высота защищаемого участка – 29 м включает в себя высоту опоры до провода и расстояние между фазами.
Рисунок 20.2 – Опора линии электропередачи
Определяем параметры молниезащиты для зоны А для тросовых молниеотводов
где h0 – высота вершины конуса молниеотвода м; h – высота опоры с полной
высотой стержневого молниеотвода м.
где r0 rx – радиусы защиты на уровне земли и на высоте защищаемого сооружения.
Определяем максимальные габариты защищаемого сооружения
Рисунок 20.3 – Зона защиты одиночного тросового молниеотвода
Таблица 20.1 – Зависимость n = F(tср)
где tср – среднегодовая продолжительность гроз чгод. Согласно [3] для Урала tср = 41 60 чгод.
Для ЛЭП 110 кВ выбираем среднегодовое число ударов молнии в одном км2 земной поверхности в месте нахождения здания или сооружения
n = 4 . Согласно [3] для 110 кВ длина пролета составляет а = 300 м и расстояние между фазами L = 7 м.
где А – длина зоны зашиты.
Принимаем целое значение 321 м
где В – ширина зоны зашиты.
Принимаем целое значение 28 м.
Определим возможную поражаемость защищаемого объекта в зоне А при отсутствии молниезащиты
Данная молниезащита полностью защищает линию электропередач от попадания молнии и других воздушных электрических и статических разрядов т.к. аA LB т.е. защищаемое сооружение полностью находится в зоне защиты.
В данном разделе были рассмотрены наиболее характерные для подстанций и воздушных линий электропередач опасные и вредные факторы (такие как пожарная опасность шум электромагнитное поле и т. д.). Так же был произведен расчет молниезащиты подстанции и ЛЭП. Закрытое распределительное устройство 10 кВ защищается при помощи прокладки молниеприемной сетки и установки молниеотводов на здании ЗРУ. Открытое распределительное устройство 110 кВ защищается при помощи установки многократных стержневых молниеотводов. Проведенные расчеты показали что установка трех молниеотводов позволяет защитить ОРУ 110 кВ. ЛЭП защищается одиночными тросовыми молниеотводами.

ВВедение.doc

Техническая политика в области электрических сетей определяется главными стратегическими целями развития ЕНЭС (единая национальная электрическая сеть) включающими:
-создание сетевой и технологической инфраструктуры способствующей эффективному функционированию конкурентного рынка электроэнергии
внутри Российской Федерации и обеспечивающей интеграцию в международные рынки электроэнергии;
-преодоление старения основных фондов электрических сетей и электро-сетевого оборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению (модернизация подстанций реконструкция вы-соковольтных линий электропередачи модернизация и развитие информационной инфраструктуры);
-развитие централизованного технологического управления электрически-ми сетями;
-обеспечение условий для присоединения к электрической сети участни-ков оптового рынка на условиях недискриминационного доступа без снижения системной надежности;
-доведение технического уровня ЕНЭС до мировых стандартов повыше-ние ее надежности и управляемости посредством использования новой высокоэф-фективной техники и технологий;
-повышение эффективности функционирования за счет обоснованного уп-рощения главных схем снижения издержек удельных расходов по эксплуатации и потерь в сетях ЕНЭС;
-создание автоматизированных подстанций; широкое применение в ЕНЭС различных типов оборудования для регулирования реактивной мощности (линейные и шинные управляемые шунтирующие реакторы статические тиристорные компенсаторы);
-ввод в эксплуатацию пилотных проектов гибких систем электропередачи переменного тока (FACTS).
С учетом формирования в Российской Федерации конкурентного рынка электроэнергии устанавливаются основные показатели технического уровня электрических сетей при их функционировании и развитии. Традиционные под-ходы к выбору таких показателей корректируются на основе укрупненных комп-лексных параметров которые содержатся в разрабатываемых программных и нор-мативно-технических документах например в Концепции обеспечения надеж-ности ЕЭС таких как:
-надежность которая характеризуется возможностью отказов элементов электрической сети а также связанной с этими отказами невозможностью ис-полнения в полном объеме обязательств перед пользователями сети. Надеж-ность ЕНЭС определяется резервами пропускной способности сети ее живу-честью управляемостью надежностью отдельных элементов и систем и соответствующим построением сети;
-ремонтопригодность сетей. Показатели ремонтопригодности включают время простоя в ремонтах и ограничения во время ремонта передаваемой (принимаемой) пользователями сети электроэнергии;
-качество функционирования определяется возможность введения режимов сети обеспечивающих поддержание задаваемых оптимальных уровней напряжения и возможностью контроля объемов электроэнергии во всех точках приема и отпуска электроэнергии в сети уровня потерь обеспечением требова-ний по оптимальной плотности тока.
-удовлетворенность спроса на услуги ЕНЭС оценивается возможностью сети принять и передать объемы электроэнергии востребованные рынком как на этапе текущего функционирования так и на этапе развития сети. Для этой оценки используются показатели ограничения пропускной способности сети и отказы сети в подключении пользователей.
емкостные трансформаторы напряжения класса точности 02;
антирезонансные электромагнитные трансформаторы напряжения позволяющие предотвратить возникновение явления феррорезонансных перенапряжений на подстанциях;
комбинированные трансформаторы тока и напряжения в одном корпусе.
Компактные комплектные устройства:
элегазовые комплектные распределительные устройства (КРУЭ) 110 - 750 кВ в том числе компактные ячейки 110220 кВ;
элегазовые токопроводы высокого и сверхвысокого напряжения 110 - 750 кВ;
подстанции с гибкой и жесткой ошиновкой ОРУ 110500 кВ с максимальным использованием блочной заводской комплектации.
Ограничители перенапряжений (ОПН) на основе оксидно-цинковых резисторов для всех классов напряжений взрывобезопасных с достаточной энергоемкостью и защитным уровнем.
Устройства компенсации реактивной мощности'.
управляемые средства продольной и поперечной компенсации в том числе на базе современной силовой электроники (управляемые шунтирующие реакторы сухие реакторы с вакуумными ьыключателями СТК СТАТКОМ управляемые устройства продольной компенсации асинхрони-зированные машины АСК и др.) на напряжение 220 - 750 кВ;
традиционные шунтирующие реакторы с устройством синхронизированной коммутации.
Система оперативного постоянного тока:
малообслуживаемые и необслуживаемые под-станционные аккумуляторные батареи со сроком службы не менее 12 лет в комплекте с зарядио-вы-прямительнымн устройствами со стабилизацией напряжения не хуже ± 05%;
распределенную систему оперативного посто-'Иною .ока с раздельным иканием цепей защиты и управления.
Токеограничивающие реакторы:
современные токоограничивающие реакторы 6 - 10 кВ с полимерной изоляцией для замены соответствующих бетонных реакторов. 4.1.2. Подстанции распределительных сетей.
Данные типы подстанций должны применять следующие конструкции и виды оборудования:
столбовые трансформаторные подстанции (СТП) напряжением 1004 кВ упрощенной конструкции при нагрузке до 160 кВА;
конструкции ТП киоскового или закрытого типа при нагрузке свыше 1-0 кВА:
блочные КТП полной заводской готовности вписывающиеся в окружающую среду для распределительных сетей городов;
современные токоограничивающие реакторы 6 - 10 кВ с полимерной изоляцией.
На всех типах подстанций рекомендуется применять следующие прогрессивные строительные решения:
коррозионно-стойкие стали для изготовления металлоконструкций порталов и опор под оборудование а также технологии позволяющие увеличить коррозионную стойкость конструкций;
облегченные предварительно напряженные железобетонные стойки лежни и железобетонные сваи под оборудование;
фундаменты для бескареточной и безрельсовой установки трансформаторов;
отказ от засыпки гравием маслоприемников трансформаторов с устройством огнепреградите-
применение новых высокоэффективных материалов для защиты от коррозии строительных конструкций;
применение новых эффективных материалов для ограждающих и кровельных конструкций полов и отделки помещений зданий;
выполнение экологических мероприятий в соответствии с действующим законодательством по охране природы. 4.1.3. Линии электропередачи и кабели.
на магистральных ВЛ - высокие стальные опоры башенного типа (предпочтительно на основе многоранных конических пустотелых опор) в том числе двухцепные а также многоцепные для улучшения экологаческой обстановки вблизи ВЛ и сокращения ширины полосы занимаемой трассой ВЛ;
на распределительных ВЛ - опоры на основе железобетонных центрифугированных конструкций а также стальных круглых и многогранных конических пустотелых опор в том числе опоры на оттяжках;
деревянные опоры обработанные консервантами на воздушных линиях 04 - 10 кВ для достижения долговечности не менее 40 лет;
конструкции опор воздушных линий 10-110 кВ и столбовых трансформаторных подстанций 10 35 кВ которые позволяют выполнять ремонтные работы без снятия напряжения.
Провода и грозозащитные тросы:
сталеалюминевые провода со стальным сердечником заполненным смазкой;
провода с проволоками типа "алюмовелд" или из нержавеющей азотосодержащей стали в качестве грозозащитных тросов;
тросы с оптико-волоконными каналами для организации по ним современных каналов связи;
защищенные провода (провода с изоляцией из сшитого полиэтилена) при прохождении ВЛ 10 и 35 кВ по лесным массивам садам парковым зонам в населенной местности и в стесненных условиях;
самонесушие изолированные провода (СИП) для ВЛ 04 кВ.
стеклянные изоляторы со сниженным уровнем радиопомех и с уплотнениями из кремнийоргани-ческой резины;
полимерные подвесные изоляторы нового поколения;
длинностержневые фарфоровые изоляторы;
изолирующие траверсы для ВЛ 04 - 35 кВ.
линейная арматура повышенной износостойкости и прочности;
грузы-ограничители закручивания проводов и снегоотталкивающие кольца для защиты проводов от налипания мокрого снега;
многорезонансные гасители вибрации предназначенные для эффективного ограничения на ВЛ вибрации фазных проводов и грозозащитных тросов;
устройства предотвращающие гололедообра-зование на проводах.
Ограничители перенапряжений и устройства регулирования напряжения:
подвесные ОПН для повышения грозоупорно-сти ВЛ 220 кВ и выше;
вольтодобавочные трансформаторы устанавливаемые на опорах ВЛ для повышения пропускной способности распределительных сетей 10 кВ. Устройства повышения надежности эксплуатации линий распределительных сетей:
вакуумные столбовые реклоузеры для линий распределительных сетей;
автоматизированные микропроцессорные системы дистанционного управления оборудованием линий распределительных сетей.
конструкции с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) особенно в населенной местности и сложных условиях прокладки;
универсальные кабели для воздушно-подземной и подводной прокладки без использования переходной кабельной арматуры либо с арматурой на основе термоусаживаемых элементов. 4.1.4. Системы управления защиты и диагностики в магистральных и распределительных электрических сетях.
Комплекс автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Целевые функции комплексов АСУ ТП подстанций должны предусматривать решение следующих задач:
повышение эффективности функционирования объекта в целом (подстанции сетевого района предприятия магистральных электрических сетей) в нормальных и аварийных режимах;
повышение эффективности и уровня обслуживания участников ФОРЭМ;
снижение аварийных ущербов и потерь;
снижение эксплуатационных затрат и затрат на ремонт основного и вспомогательного оборудования;
создание единого комплекса технических средств с интеграцией систем измерений защиты автоматики и управления оборудованием объектов электрических сетей;
создание средств диагностики основного оборудования обеспечивающих переход от календарных ремонтов к ремонтам по фактическому использованию ресурсов.
Техническая политика в области автоматизации сетевых объектов должна быть ориентирована на поддержку применения во всех подсистемах АСУ ТП подстанций микропроцессорных устройств. При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства должны применяться только в случае отсутствия системных аналогов. Одним из важнейших направлений технической политики в области автоматизации должен быть пересмотр существующих норм и правил контроля состояния оборудования дежурным персоналом. Оборудование требующее ежедневных осмотров частых проверок перезапусков фиксаций состояния в оперативных журналах и т.п. должно заменяться и выводиться из эксплуатации в первую очередь.
Основными направлениями развития в области автоматизации электросетевых объектов в период до 2009 г. должны стать:
разработка и внедрение системы мониторинга на основе СКАДА-систем различного уровня;
внедрение новых типов сетевого оборудования предназначенных для работы в составе полностью автоматизированных технологических комплексов;
широкое внедрение системных микропроцессорных устройств измерений защиты автоматики и управления в составе АСУ ТП и СКАДА-систем;
внедрение новых подсистем контроля и мониторинга обеспечивающих решение задач оперативного получения всесторонней объективной информации о выполнении всеми субъектами рынка энергии и мощности договорных обязательств в нормальных и аварийных режимах работы энергообъединений;
жесткий контроль выполнения условий технической и программной совместимости всех систем управления ЕНЭС в том числе при смене поколений вычислительных средств и при использовании устройств иностранного производства.
Система противоаварийного управления. Стратеги«еск П целью должно быть сохранение и совершенствование системы противоаварийного управления с оценкой на каждом этапе развшия оптимального соотношения затрат на компенсацию ущерба у потребителей и капиталовложений
в усиление слабых связей или перевод их в категорию управляемых.I
Только при исключении неуправляемых ела-
бых связей в составе ЕНЭС может быть принято (
решение о значительном сокращении объема ис
пользования противоаварийной автоматики и об
отказе от применения превентивного отключения I
потребителей в качестве мероприятия противоава- !
рийной автоматики..'
Системы диагностики и мониторинга основ-ного оборудования электрических сетей. Для повышения эксплуатационной надежности функционирования ЕНЭС особое значение приобретают системы диагностики и мониторинга основного > оборудования электрических сетей с использова- нием для паспортизации оборудования современ- : ных информационных технологий. Должны быть усовершенствованы и доработаны существующие методы и средства диагностики состояния трансформаторного оборудования коммутационной аппаратуры измерительных трансформаторов тока и напряжения устройств и оборудования на основе силовой электроники.
Рекомендуется использовать хроматографиче-ский анализ растворенных в масле газов и влаги новые более совершенные системы контроля технологических характеристик трансформаторного оборудования таких как потери холостого хода и короткого замыкания.
Для получения оперативного доступа к информации о состоянии оборудования должны быть внедрены единые информационно-диагностические системы использующие интеллектуальные (экспертные) способы оценки.
В основе системы диагностики и мониторинга должны лежать методы контроля изоляции в рабочем состоянии т.е. без отключения напряжения.
2.Ограничения по применению оборудования и
на подстанциях 110-750кВ устанавливать воздушные или масляные выключатели;
использовать для высоковольтных выключателей пневматические приводы;
применять в распределительных сетях 6 -110 кВ масляные маломасляные или воздушные выключатели;
устанавливать в сетях вентильные разрядники;
применять оборудование системы оперативного постоянного тока без встроенных функций мониторинга интегрированного в АСУ ТП.
3.Перспективное оборудование и технологии.
3.1. Создание и внедрение управляемых (гибких
линий) электропередач.
Гибкие системы передачи переменного тока (РАСТЗ) позволяют осуществить не только регулирование значения напряжения (управляемые шунтирующие реакторы - УШР статические ти-ристорные компенсаторы - СТК) но и реализовать
новое качество регулирования в сетях - векторное
когда по заданным законам регулируется не только т
величина но и фаза вектора напряжения в задан- р
ной точке энергосистемы. Благодаря такой техно- п
логии удастся повысить пропускную способность р
линий электропередачи вплоть до ограничения по
нагреву проводов обеспечить высокую степень 6
устойчивости принудительное (в соответствии с л
требованиями диспетчера) потокораспределение в
сложной электрической сети содержащей линии г
электропередачи различного класса напряжений. г
Последние более совершенные устройства 3
РАСТ8 (например СТАТКОМ) основаны на испо- г
льзовании мощных преобразовательных блоков на с
полностью управляемых полупроводниковых при-
борах. Это наиболее многофункциональные у
устройства которые могут обеспечивать как под- .
держание напряжения в узле включения так и »
компенсацию продольных и поперечных парамет- )
ров примыкающих линий электропередачи.;
Экономическая и технологическая целесооб- ] разность применения указанных устройств на кон- ; кретных объектах должна обосновываться техни- ко-экономическими расчетами.
На период до 2009 г. определены 8 пилотных
проектов по внедрению устройств РАСТЗ в раз
Помимо статических устройств могут использоваться также электромашиновентильные комплексы (устройства содержащие машины переменного тока и статические преобразователи частоты). 4.3.2. Использование явления "высокотемпературной" сверхпроводимости (ВТСП) в электроэнергетике.
Достижения последних лет фундаментальной науки в области явления "высокотемпературной" сверхпроводимости (за последние 2 года - появление высокотемпературных сверхпроводников второго поколения) требуют проведения перспективных разработок в этой области.
В качестве сверхпроводникового оборудования электросетевой направленности перспективны:
сверхпроводниковые токоограничители (СОТ) способствующие снижению запасов прочности всего электрооборудования по токам КЗ и повышению надежности энергоснабжения потребителей;
силовые кабели на основе явления ВТСП; трансформаторы на основе явления ВТСП; накопители энергии (СПИН). В период до 2009 г. должны быть организованы полномасштабные НИОКР по разработке и созданию опытных и опытно-промышленных образцов оборудования на основе явления ВТСП а затем обеспечено при надлежащем технико-экономическом обосновании их внедрение в эксплуатацию.
3.3. Создание полностью автоматизированных подстанций.
Техническая политика ФСК в области автоматизации сетевых объектов должна быть ориентирована на полную автоматизацию подстанций с применением во всех подсистемах АСУ ТП микропроцессорных устройств.
Внедряемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления защиты и мониторинга.
При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства допустимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ФСК в централизованном порядке должно быть исключено применение микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена устройств не поддерживающих работу в стандарте единого времени.

Спец. вопрос.doc

19 Управляемые гибкие линии переменного тока
Передача и распределение электрической энергии осуществляются в настоящее время в основном по линиям переменного тока. Интенсивное строительство этих линий во второй половине XX в. в развитых странах при-вело к тому что строить новые линии стало весьма затруднительно главным образом из-за проблем связанных с отводом земли. В то же время продолжающийся рост нагрузки в сложнозамкнутой сети требует увеличения пропускной способности существующих линий электропередач и управления их режимами. Поэтому в последние годы интенсивно обсуждается вопрос о возможных путях решения этой задачи.
В настоящее время разработан ряд устройств позволяющих изменять параметры линии переменного тока и управлять потоком мощности по ней причем выполнять это практически безынерционно. Линии оснащенные такими устройствами получили название гибких линий.
Гибкие линии позволяют:
- повысить пропускную способность существующих линий вплоть до теплового предела по нагреву проводов;
- обеспечить принудительное распределение мощности в сложной неоднородной сети в соответствии с требованиями диспетчера;
- повысить устойчивость системы.
Следует отметить что начало этим работам было положено еще в 60-х годах XX в. когда в ряде стран в том числе и нашей были развернуты исследования по статическим источникам реактивной мощности обладающим большим быстродействием. Эти устройства позволяли стабилизировать напряжение в отдельных узлах электроэнергетических систем и тем самым способствовать повышению пропускной способности линий электропередач и устойчивости систем. Были исследованы различные типы таких устройств и созданы опытно-промышленные образцы некоторых из них. Однако широкому внедрению этих устройств в то время препятствовало отсутствие достаточно мощных тиристоров главным образом полностью управляемых (запираемых) тиристоров.
В настоящее время промышленностью освоен выпуск запираемых тиристоров на напряжения 4—6 кВ и токи 1—3 кА. Это позволило создать новые образцы устройств которые могут применяться для решения поставленной задачи.
Можно показать что мощность передаваемая по линии переменного тока зависит от напряжений по концам линии фазового угла сдвига между ними и суммарного реактивного сопротивления этой линии. Поэтому управление мощностью такой линии может быть осуществлено:
- путем стабилизации напряжений по ее концам поскольку напряжения в узлах сложной сети могут меняться а в некоторых режимах особенно после-аварийных могут достигать критически низких значений;
- изменением фазового сдвига между напряжениями по концам линии;
- изменением суммарного реактивного сопротивления линии;
- комбинацией этих способов.
В соответствии с этим все устройства предназначенные для регулирования мощности и пропускной способности линий переменного тока могут быть разделены на несколько типов.
К первому из них относятся статические управляемые источники реактивной мощности которые получили название статические тиристорные компенсаторы (СТК) и предназначены для стабилизации напряжения в соответствующих узлах электрической сети и следовательно повышения ее пропускной способности. С этой точки зрения СТК аналогичны обычным синхронным компенсаторам однако в отличие от последних обладают существенно более высоким быстродействием. К этому типу относятся и устройства исследовавшиеся в 60-х годах XX в.
Ко второму типу устройств относятся устройства позволяющие изменятъ суммарное реактивное сопротивление линии. Поскольку последнее является главным образом индуктивным сопротивлением то оно может быть изменено путем последовательного включения в линию емкости или последовательного введения в линию дополнительного напряжения эквивалентного напряжению на этой емкости.
Включение емкостного сопротивления в линию для повышения ее пропускной способности известно давно. Такое устройство получило название установки продольной компенсации (УПК). Однако до последнего времени такие устройства выполнялись нерегулируемыми. В то же время для изменения пропускной способности данной линии в различных режимах сети требуется регулируемая продольная компенсация. Причем правление сопротивлением линии должно осуществляться в темпе провесов происходящих в электроэнергетической системе.
К третьему типу устройств регулирующих мощность и пропускную способность линий переменного тока относятся устройства позволяющие существлять комбинированное воздействие на линию — одновременно изменять фазный угол между напряжениями по концам линии и сопротивление линии. Такое воздействие может быть осуществлено путем последовательного введения в линию некоторого дополнительного напряжения фаза которого по отношению к току может изменяться. При этом реактивная составляющая этого напряжения будет сдвинута на 90 эл. град. что эквивалентно включению УПК а активная составляющая будет обеспечивать изменение фазного угла между напряжениями по концам линии.
Рассмотрим возможности технической реализации упомянутых выше шов устройств.
Статические управляемые источники реактивной мощности предназначенные для стабилизации напряжения в узлах электрической сети (первый тип устройств) в свою очередь могут быть двух видов.
К первому из них относятся устройства основанные на использовании управляемых реакторов и конденсаторных батарей (рисунок 19.1).
Рисунок 19.1 – СТК с параллельным соединением реактора и
конденсаторной батареи
При параллельном их включении мощность всего устройства равна алгебраической сумме мощностей реактора и конденсаторной батареи:
Изменяя мощность реактора или конденсаторной батареи можно изменять мощность всего устройства. При этом можно получить как генерацию так и потребление реактивной мощности всем устройством.
Управление мощностью реактора может осуществляться плавно с помощью управляемого тиристорного ключа (рисунок 19.2) или же путем подмагничивания всего сердечника реактора или отдельного его участка. Реактор управляемый тиристорным ключом обладает высокой скоростью изменения мощности и большой глубиной регулирования что важно при резких изменениях напряжения сети. Большим недостатком такого регулирования является несинусоидальность тока реактора что вынуждает принимать меры по компенсации токов высших гармоник. Реакторы с подмагничиванием участка сердечника разработанные в России лишены этого недостатка и сохраняют высокую скорость изменения и глубину регулирования. В настоящее время разработаны такие реакторы на напряжения до 500 кВ и мощностью до нескольких десятков Мвар на фазу. Они с успехом могут быть использованы для решения поставленной задачи.
Рисунок 19.2 – Управление мощностью реактора с помощью тиристорного ключа
Регулирование мощности конденсаторной батареи может осуществляться только ступенчато в отличие от плавного изменения мощности реактора. Для этого батарея должна быть разделена на несколько секций (3—4) разной мощности и каждая из этих секций включается в работу с помощью тиристорного ключа (рисунок 19.3). Известные в настоящее время регуляторы мощности конденсаторных батарей основанные на использовании электромеханических контакторов для решения поставленных задач непригодны из-за их низкого быстродействия и малой надежности. Секция остается в работе пока в этом сохраняется потребность; при исчезновении такой потребности секция с помощью того же ключа выводится из работы. При этом обеспечивается высокое быстродействие и синусоидальность тока конденсаторной батареи. При правильном выборе числа секций батареи и соотношения их мощностей можно обеспечить ступень регулирования мощности батареи 9—10% и менее что практически не будет сказываться на стабилизации напряжения в узле где она подключена.
Рисунок 19.3 – Регулирование мощности конденсаторной батареи с помощью тиристорных ключей
Такие управляющие устройства для конденсаторных батарей были разработаны в нашей стране еще в 60-х годах а в конце 80-х годов ХХ в. была выпущена опытная серия.
К другому виду статических источников реактивной мощности предназначенных для стабилизации напряжения в сети могут быть отнесены тиристорные преобразователи способные генерировать и потреблять реактивную мощность. В свое время был предложен и исследован целый ряд подобных преобразователей однако они не получили широкого применения. Основная причина в том что из-за отсутствия в то время запираемых тиристоров в них использовался принцип «искусственной коммутации» что утяжеляло условия работы основного оборудования и увеличивало стоимость устройства.
Ко второму поколению статических устройств способных генерировать и потреблять реактивную мощность относится автономный инвертор напряжения на запираемых тиристорах шунтированных встречно включенными диодами (рисунок 19.4). Инверторный мост включен в сеть
-6 – полностью управляемые тиристоры; 1`-6` - неуправляемые диоды
Рисунок 19.4 – Автономный инвертор напряжения
через трансформатор. При этом первичная (сетевая) обмотка трансформатора может включаться как параллельно так и последовательно в линию что будет показано ниже. Нумерация диодов и тиристоров соответствует порядку их открытия. На полюсы моста включен конденсатор который обеспечивает постоянство напряжения на выходе моста.
Не вдаваясь в описание принципа работы этого инвертора отметим что он может как генерировать так и потреблять реактивную мощность и тем самым стабилизировать напряжение в узле сети при параллельном его включении. Переход инвертора из одного режима в другой а также изменение генерируемой или потребляемой реактивной мощности осуществляется путем изменения момента подачи управляющих импульсов на тиристоры. Если этот инвертор присоединен к шинам на которые включена линия через параллельный трансформатор (рисунок 19.5 а) то иногда он называется параллельным регулятором потоков мощности или статическим конденсатором (СТАТКОН). При работе инвертора в его токе и напряжении на стороне переменного тока содержатся высшие гармоники. Для устранения их вредного воздействия на систему используют трансформаторы с различными схемами соединения обмоток а также фильтры токов высших гармоник.
а – параллельный регулятор потоков мощности СТАТКОН; б – последова-тельный регулятор потоков мощности; в – универсальный регулятор потоков мощности
Рисунок 19.5 – Возможные способы включения автономного инвертора напряжения в сеть
Второй тип устройств позволяющих изменять сопротивление линии может быть получен если инвертор напряжения рассмотренный выше или любой другой регулируемый источник реактивной мощности подключить к линии через трансформатор первичная обмотка которого включена в линию последовательно (рисунок 19.5 б). При этом в линию будет вводиться регулируемое напряжение . Это напряжение будет сдвинуто по отношению к току линии на ±90 эл. град. что эквивалентно включению емкости («-») или индуктивности («+»). При изменении величины будет изменяться общее сопротивление линии что в свою очередь будет увеличивать или уменьшать ее пропускную способность. Это изменение будет регулируемым в зависимости от режима системы. Введение в линию дополнительной индуктивности может оказаться полезным в режимах малых нагрузок для компенсации избыточной зарядной мощности линии. Такой регулятор получил название последовательный регулятор потоков мощности (ПРПМ).
Третий тип устройств позволяющий осуществлять комбинированное действие на линию состоит из двух инверторов (параллельного и
последовательного И2) полюса которых соединены связью постоянного тока с общим конденсатором (рисунок 19.5 в). Наличие связи между инверторами позволяет им обмениваться между собой и с линией активной мощностью. Такой регулятор получил название универсального регулятора потоков мощности (УРПМ).
Инвертор И2 выполняет основную функцию этого регулятора путем введения в линию через последовательный трансформатор напряжения . Это напряжение может изменяться как по амплитуде так и по фазе по отношению к току линии. Амплитуда и фаза его будут определяться активной и реактивной мощностью этого инвертора. За счет изменения момента подачи управляющих импульсов на тиристоры инвертора И2 фаза вектора может изменяться в диапазоне от 0 до 360 эл. град. вследствие чего изменяется и угол между напряжениями по концам линии и передаваемая по ней активная мощность.
Параллельный инвертор осуществляет подачу активной мощности к И2 или ее отвод по связи постоянного тока. Кроме того он осуществляет независимую поперечную компенсацию линии за счет генерации или потребления реактивной мощности обеспечивая стабилизацию напряжения в узле сети к которому подключена данная линия.
Таким образом УРПМ сочетает в себе свойства сразу трех аппаратов: статического компенсатора реактивной мощности установки продольной компенсации и фазоповоротного трансформатора за счет изменения продольной и поперечной компенсации параметров линии и компенсации угла фазового смещения между напряжениями по концам линии что дает возможность регулировать как потоки реактивной так и активной мощности. Поэтому УРПМ может эффективно демпфировать качание мощности в линии и применяться для управления потоками мощности в слабых межсистемных связях.
При уже имеющейся в линии установке продольной компенсации регулирование пропускной способности линии можно осуществить путем изменения сопротивления конденсаторной батареи. Для этого конденсаторная батарея разбивается на несколько последовательно включенных секций часть из которых шунтируется тиристорными ключами (рисунок 19.6). В нормальных режимах эти ключи замкнуты т.е. часть конденсаторной батареи выведена из работы. При необходимости увеличения пропускной способности линии например в послеаварийных режимов часть ключей или все они отключаются путем снятия управляющих импульсов с тиристоров. В результате емкостное сопротивление водимое в линию увеличивается и пропускная способность этой линии возрастает.
Как свидетельствует накопленный к настоящему времени опыт применение аппаратуры гибких линий позволяет существенно изменить характеристики энергосистем и обойтись в ряде случаен без строительства новых линий для обеспечения передачи растущих потеков мощности что стало в последнее время затруднительным в связи с целым рядом экономических экологических и социальных проблем.
а – схема компенсированной линии; б – управление установкой продольной компенсации с помощью тиристорных ключей
Рисунок 19.6 – Управляемая установка продольной компенсации

Содержание.doc

Исходные данные для проектирования электрической сети11
Разработка схем развития сети13
Предварительное распределение мощностей16
1 Предварительное распределение мощностей для варианта 116
2 Предварительное распределение мощностей для варианта 217
3 Предварительное распределение мощностей для варианта 317
4 Предварительное распределение мощностей для варианта 418
5 Предварительное распределение мощностей для варианта 519
Выбор номинальных напряжений линий 21
Выбор сечения и марок проводов23
1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 123
2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 223
3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 325
4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 426
5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5 27
Определение потерь мощности в линиях 29
Выбор трансформаторов34
Расчет сопротивлений и потерь мощности в трансформаторах37
Баланс активных и реактивных мощностей в системе39
Выбор схем подстанций42
Технико-экономическое сравнение вариантов47
1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической
сети по варианту 147
2 Определение капитальных вложений во все элементы электрической
сети по варианту 250
3 Определение капитальных вложений во все элементы электрической
сети по варианту 351
4 Определение капитальных вложений во все элементы электрической
сети по варианту 452
5 Определение капитальных вложений во все элементы электрической
сети по варианту 5 53
Расчет установившихся режимов55
1 Расчет установившегося режима для варианта 155
2 Расчет установившегося режима для варианта 462
Расчет аварийных режимов68
1 Расчет аварийных режимов по варианту 168
2 Расчет аварийных режимов по варианту 472
Расчет минимальных режимов76
1 Расчет минимальных режимов по варианту 176
2 Расчет минимальных режимов по варианту 478
Расчет надежности воздушных линий80
2 Расчет надежности для варианта 181
3 Расчет надежности для варианта 484
Механический расчет проводов87
Проектирование электрической части подстанции 11010 кВ96
1 Составление структурной схемы подстанции96
2 Расчёт количества линий97
3 Выбор схем распределительных устройств98
4 Схема собственных нужд подстанции98
5 Расчёт токов короткого замыкания102
6 Выбор выключателей и разъединителей107
7 Выбор измерительных трансформаторов тока112 17.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения116
9 Выбор токоведущих частей119
10 Компоновка электрооборудования на подстанции124
Релейная защита трансформаторов127
Мероприятия по снижению потерь мощности и повышению пропускной способности линии137
Безопасность и экологичность электрической сети 110 кВ149
1 Введение. Идентификация опасных и вредных факторов149
2 Пожарная безопасность150
3 Недостаточная освещенность рабочей зоны152
4 Повышенный уровень шума на рабочем месте152
5 Повышенная напряженность электромагнитного поля 154
6 Электрический ток156
7 Повышенная запыленность и загазованность воздуха159
8 Молниезащита подстанций159
Анализ экономической эффективности проекта170
1 Обоснование целесообразности проекта 170
2 Анализ технического уровня и расчет конкурентоспособности вариантов проекта171
3 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ175
4 Технико-экономическое сравнение вариантов178
4.1 Определение капитальных вложений во все элементы178
4.2 Затраты на эксплуатацию сети180
4.3 Расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии183
4.4 Определение экономического эффекта и срока окупаемости184
5 Анализ результатов187
Список литературы189
Приложение А. Справка об анализе патентной литературы192
Приложение Б. Ведомость технического проекта193
Приложение В. Сеть электрическая 110 кВ. Перечень элементов194
Приложение Г. Сеть электрическая 110 кВ. Перечень элементов196
Приложение Д. Подстанция 11010 кВ. Перечень элементов198
Приложение Е. Разъединитель типа РНДЗ-1101000. Перечень элементов199
Приложение Ж. Применение программы «Rastr» к расчету режимов сети200

защита трансформатора.doc

18 Дифференциальная защита трансформаторов
Для защиты трансформаторов от КЗ между фазами на землю и от замыканий витков одной фазы широкое распространение получила дифференциальная защита. В последнее время дифференциальная защита выполняется микропроцессорной по современной технологии.
Терминал цифровой дифференциальной защиты SIPROTEC 7UT6 оборудован мощным микропроцессором. Это обеспечивает полную цифровую обработку всех функций начиная с получения замеряемых величин и заканчивая вводом команд для выключателя и обменом данных с терминалами на других концах защищаемого объекта. На рисунке 18.1 приведена базовая структурная схема устройства 7UT6125 на примере двухобмоточного силового трансформатора.
Аналоговые входы “AI” преобразуют токи и напряжения полученные от измерительных трансформаторов во внутренние сигналы терминала. В зависимости от версии устройства терминал может содержать от 12 до 16 входов по току. Три входа по току используются для подведения фазных токов на каждом из концов (= точка замера) трехфазного защищаемого объекта однофазные входы (промежуточные входы IX) могут быть использованы для подведения любого желаемого тока например тока замыкания на землю между нейтралью обмотки трансформатора и землей. Один или два входа могут быть разработаны высокочувствительными это позволит определить например небольшие токи утечки из бака силового трансформатора или – при использовании внешнего последовательного сопротивления – однофазный вход может быть использован для получения напряжения (например для защиты ячеек с реле имеющим высокое сопротивление).
Некоторые версии устройства могут быть снабжены 4 входами по напряжению. К трем из них можно подвести фазные напряжения. К последнему однофазному входу по напряжению (промежуточный вход U4) подводится одно-
фазное напряжение которое может быть напряжением смещения (разомкнутый треугольник) или любым другим желаемым напряжением. Для дифференциальной защиты конечно не требуется никаких замеров напряжения. Однако напряжения могут быть подведены к устройству для использования во встроенной защите от перевозбуждения которая рассчитывает уровень индукции в силовых трансформаторах. Подведение напряжения позволяет измерять выводить на экран передавать и контролировать напряжения и получаемые на его основе величины такие как мощность коэффициент мощности индукция.
Затем аналоговые сигналы поступают в группу входных усилителей “AI”.
Группа входных усилителей “AI” гарантирует наличие большого полного сопротивления для замеряемых сигналов и содержит фильтры оптимизирующие сигналы в определенном диапазоне со скоростью зависящей от обработки сигналов.
Группа аналого–цифрового преобразователя “AD” содержит мультиплексор аналого–цифровые преобразователи и модули памяти для передачи данных в систему микрокомпьютера “”.
Отдельно от обработки измерительных величин система микрокомпьютера “” обеспечивает работу функций защиты и управления. Система микрокомпьютера выполняет следующие функции:
– фильтрация и создание условий для измерительных сигналов;
– непрерывный контроль измерительных сигналов;
– контроль условий срабатывания для каждой функции защиты;
– формирование измерительных сигналов т.е. преобразование токов в соответствии с группой соединения защищаемого силового трансформатора и приведение амплитуд токов;
– формирование дифференциальных величин и величин торможения;
– анализ частот фазных токов и величин торможения;
– расчет абсолютных величин токов для термической характеристики и сканирования увеличения температуры защищаемого объекта;
– опрос пороговых величин и согласование имен;
– обработка сигналов для логических функций;
– обработка логических функций определенных пользователем;
– принятие решений о выдаче команд на отключение;
– проверка и выдача команд для коммутационных устройств;
– хранение информации о повреждении аварийных сигналов и записанных данных для системного анализа повреждения;
– расчет и выдача на экран измеряемых величин и величин полученных на их основе;
– работа системы и управление дополнительными функциями такими как запись данных часы реального времени коммуникации интерфейсы и т.д.
Информация проходит через входной усилитель “ОА”.
Система микрокомпьютера получает информацию извне такую как удаленный ввод уставок или блокирование команд для защищаемых элементов с помощью бинарных вводов. Система “” выдает информацию на внешнее оборудование через выходные контакты. В основном эта информация включает в себя команды на отключение выключателей и внешнюю сигнализацию важных событий и условий.
Светодиоды (LEDs) и жидко–кристаллический дисплей (ЖДК) на передней панели терминала отображают информацию такую как цели замеряемые величины сообщения связанные с происходящими событиями или повреждениями статус и функциональный статус терминала 7UT6. Встроенное управление и цифровые клавиши в сочетании с ЖДК обеспечивают местное взаимодействие с терминалом 7UT6. Если устройство включает в себя функции контроля коммутационных устройств то управление выключателями и другим оборудованием возможно с лицевой панели терминала 7UT6.
Последовательный рабочий интерфейс (порт ПК) на передней панели терминала обеспечивает локальную связь устройства 7UT6 с ПК.
Отдельный последовательный сервисный интерфейс обеспечивает дистанционную связь через модем или местную связь через подстанционный главный компьютер который постоянно подключен к терминалу 7UT6 при этом необходима программа DIGSI. Все данные терминала 7UT6 могут быть переданы центральному компьютеру или в основную систему управления через последовательный системный (SCADA) интерфейс. Другой интерфейс необходим для синхронизации по времени внутренних часов с помощью внешних источников синхронизации. С помощью дополнительных интерфейсных модулей могут быть созданы различные протоколы коммуникаций.
Сервисный интерфейс кроме того может быть использован для подключения RTD–датчика для получения внешней температуры для обработки например в защите от перегрузки. Дополнительный интерфейс может быть также использован для подключения RTD–датчика.
Терминал 7UT6 может быть запитан любым обычным напряжением источника питания. Кратковременные падения напряжения питания которые могут происходить при коротких замыканиях в системе питания игнорируются из-за наличия конденсатора.
Система цифровой дифференциальной защиты 7UT6 является быстрой и селективной защитой от КЗ в трансформаторах всех уровней напряжения. Основным преимуществом принципа действия дифференциальной защиты является мгновенное отключение в случае короткого замыкания в любой точке защищаемой зоны. Трансформаторы тока по концам сети ограничивают защищаемую зону. Этот твердый предел является причиной абсолютной селективности схемы дифференциальной защиты.
При использовании терминала в качестве защиты трансформатора устройство подключается к выводам трансформаторов тока которые отделяют силовой трансформатор от энергосистемы. Смещение фаз и межсцепление токов возникающие благодаря соединению обмоток трансформатора обрабатываются в устройстве с помощью расчетных алгоритмов. Условия заземления нейтрали автоматически учитываются в алгоритмах расчетов. Более того с помощью внутренних расчетов существует возможность комбинирования токов протекающих по разным выводам трансформатора тока с токами обмотки силового трансформатора.
Устройство 7UT6 имеет функции резервной МТЗ с выдержкой времени для всех типов защищаемых объектов. Эти функции могут быть использованы для любой стороны или точки замера.
Особенности дифференциальной защиты трансформаторов:
– характеристика отключения с током торможения;
– торможение от броска тока намагничивания с использованием второй гармоники;
– отстройка с использованием гармоник обычно третьей или пятой от токов погрешностей при переходных процессах и в установившемся режиме вызванных например перевозбуждением трансформаторов;
– нечувствительность к кратковременному падению постоянного тока и насыщению трансформаторов тока;
– высокая устойчивость к различному насыщению трансформаторов тока;
– мгновенное отключение при повреждениях с большим током;
– независимость от условий заземления нейтрали(лей) силового трансформатора;
– высокая чувствительность к замыканиям на землю благодаря обработке тока нетрали заземленной обмотки трансформатора;
– встроенная обработка групп соединения трансформатора;
– встроенная обработка коэффициента трансформации включая обработку различных номинальных токов обмоток трансформатора.
Дифференциальная защита основывается на сравнении токов т.е. на том факте что при нормальной работе по обеим половинам защищаемого объекта (рисунок 18.2) протекает одинаковый ток измерительный элемент М подключенный к точке электрического баланса будет показывать ноль при нормальной работе.
При возникновении повреждения в зоне ограниченной трансформаторами тока ток I1+I2 пропорциональный токам повреждения i1+i2 потечет через измерительный элемент. В результате простая цепь показанная на рисунке 18.2 обеспечит надежное отключение от защиты если ток повреждения протекающий в защищаемой зоне окажется достаточно большим чтобы его почувствовал элемент М.
При возникновении внешнего повреждения обеспечивающего протекание большого тока в защищаемой зоне разности в магнитных характеристиках трансформаторов тока СТ1 и СТ2 (рисунок 18.2) в условиях насыщения могут вызвать протекание большого тока через измерительный элемент М. Если амплитуда этого тока превышает соответствующее пороговое значение защита может выдать сигнал на отключение даже если повреждение находится вне защищаемой зоны. Торможение током предотвращает такое неправильное действие защиты.
Если система дифференциальной защиты используется для защищаемого объекта с двумя сторонами то величина торможения получается либо из разницы токов либо из арифметической суммы токов . Оба метода эквивалентны в определенных диапазонах стабилизирующей характеристики. Если система дифференциальной защиты используется для защищаемого объекта с тремя и более сторонами например для защиты двухобмоточного трансформатора или шин торможение возможно только при использовании метода арифметического суммирования. Последний метод используется в защите 7UT6 для всех защищаемых объектов.
При защите силовых трансформаторов вторичные токи трансформаторов тока не равны но они зависят от коэффициента трансформации группы соединений обмоток и номинальных токов защищаемого силового трансформатора. Однако для операции сравнения токи должны быть приведены.
Приведение различных коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и трансформаторов тока и смещения фаз в соответствии с векторной группой защищаемого трансформатора выполняется чисто математически. Как правило установка внешних выравнивающих трансформаторов не требуется.
Входные токи преобразуются относительно номинальных токов силового трансформатора. Для этого в терминал защиты необходимо ввести номинальные данные трансформатора такие как номинальная мощность номинальное напряжение и номинальные первичные токи трансформаторов тока.
На рисунке 18.3 приведен пример защиты трансформатора. Первичные номинальные токи двух сторон (обмоток) S1 и S2 рассчитываются из аппаратной мощности трансформатора (16 МВА) и номинальных напряжений обмоток (110 кВ и 10 кВ). Поскольку номинальные токи трансформаторов тока отличаются от номинальных токов сторон силового трансформатора вторичные токи умножаются на коэффициенты k1 и k2. После такого приведения при номинальных условиях на обеих сторонах силового трансформатора получаются токи равной величины.
В случае защиты трансформаторов с более чем двумя обмотками обмотки могут иметь разные коэффициенты мощности. Для того чтобы получить ток для сравнения в дифференциальной защите все токи приводятся к обмотке (= стороне) с наибольшим коэффициентом мощности. Эта аппаратная мощность называется номинальной мощностью защищаемого объекта.