Расчет трансформаторной подстанции и главной понизительной подстанции

3 Эконом.DOC

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Экономическое обоснование дипломного проекта содержит определение
проектных технико-экономических показателей капитальных затрат на
строительство системы электроснабжения города расчёт ежегодных
эксплуатационных расходов связанных с обслуживанием и ремонтом
электрических сетей обеспечивающих поставку и распределение электрической
энергии для потребителей а также расчёт дисконтированных показателей
экономической эффективности проекта.
Таблица 13 - Исходные данные
Показатель Обозначение Величина Единицы
Нагрузка потребителей:
- для домов с эл. плитами;
- для домов с газ. плитами; Р ж д г 1392 кВт
- для общественных Р о у 55415 кВт
- для пром. предприятий; Р завода №1 3720 кВт
Р завода №2 5060 кВт
Максимальное число часов
использования нагрузки в год
- для домов с эл. плитами; Тmax ж д э 5800 ч
- для домов с газ. плитами; Тmax ж д г 5700 ч
- для общественных Тmax оу 4380 ч
- для пром. предприятий; Тmax заводов 2509 ч
Коэффициент нормативных
технологических потерь Ктех. потерь 12 %
Нормативный срок Тн 1 год
Удельные капиталовложения
на 1 м кабельных линий К
АСБ 3×150 1398 грнм
×630 кВА 1886460 грн
×16 МВА 1400000 грн
Стоимость РП-10 кВ Крп 34000 грн
Ежегодные затраты на Иобсл рем 43 %
техническое обслуживание и
ремонт электрических сетей.
Расчетный срок эксплуатации Т 24 год
Тариф на поставку Тэ 14664 коп.кВт·ч
электрической энергии.
- максимальное число часов использования нагрузки согласно ДБН 360 –
«Градостроительство планировка и застройка городов и сельских
а) для домов с электроплитами - 5800 ч
б) для домов с газовыми плитами - 5700 ч
в) для общественных учреждений - 4380 ч
г) для промышленных предприятий - 2509 ч.
- коэффициент нормативных технологических потерь электроэнергии
согласно постановления НКРЭ от 1.04.09 г. № 734 не более 12 %.
- нормативный срок строительства для электрических сетей до 150 кВ – 1
год приложение 2 [pic].
- период эксплуатации электрических сетей не менее 24 лет
- тариф на поставку электроэнергии для 2-й группы потребителей на
апрель 2009 г. составляет согласно постановления НКРЭ 1222 коп. кВт ч.
- типы длины и количество кабельных линий на 3-х этапах
а) от центра питания (ЦП) напряжением 10 кВ до распределительного
пунта (РП) напряжением 10 кВ;
б) от распределительного пункта (РП) напряжением 10 кВ до
трансформаторных подстанций напряжением 1004 кВ;
в) от трансформаторных подстанций напряжением 1004 кВ до жилых
домов общественных учреждений промышленных предприятий.
- удельные капиталовложения (К) на 1км кабельных линий грн.км
выбираются в зависимости от типа кабельной линии по приложению 3 [pic].
- стоимость трансформаторных подстанций выбирается в зависимости от
типа трансформаторов по приложению 4 [pic].
- стоимость распределительного пункта (РП) по приложению 5
1 Определение потребляемой электрической энергии по группам
1.1 Определить суммарную нагрузку для жилых домов с
электроплитами согласно таблицы №1:
где [pic] [pic] [pic][pic]- нагрузка жилых домов с электрическими плитами
в зависимости от количества квартир.
[pic]1590 + 4656 + 2450 = 8696 кВт
1.2 Определить количество электрической энергии в кВт ч
потребляемой за год жилыми домами с электроплитами:
где [pic]- максимальное число часов использования нагрузки за год для
жилых домов с электроплитами.
1.3 Определить суммарную нагрузку для жилых домов с газовыми плитами
согласно таблицы №1:
[pic] 1392 + 1580 + 1372 = 4344 кВт
где [pic] - нагрузка жилых домов с газовыми плитами в зависимости от
1.4 Определить количество электрической энергии в кВт ч
потребляемой за год жилыми домами с газовыми плитами:
[pic] 4344 5700 = 24 760 800 кВт ч
где [pic]- максимальное число часов использования нагрузки за год для жилых
домов с газовыми плитами.
1.5 Определить количество электрической энергии потребляемой за
год всеми общественными учреждениями:
[pic] 55415 4380 = 24271 770 кВт ч
[pic]максимальное число часов использования нагрузки для
общественных учреждений.
1.6 Определить количество электроэнергии потребляемой за год
машиностроительным метизным и химическим заводами при односменной работе:
[pic] (3720+5060) 2509 = 22029 020 кВт ч
где [pic]- активная мощность заводов из таблицы 4.
1.7 Общее количество потребляемой за год активной энергии для
[pic]= [pic]+[pic][pic]+[pic]+[pic]= 50436800+24760800+24271770+
+22029020 = 121498 390 кВт ч.
1.8 Общее количество потребляемой за год активной энергии с
([pic]= [pic]- [pic]= 138066 352 – 121498390 = 16567 962 кВт ч.
Определение величины капитальных вложений
Капитальные вложения – это инвестиции направленные на создание
основных фондов которые определяются укрупненным методом. Расчет
строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы
электроснабжения района города.
2.1 Стоимость строительства 14 трансформаторных подстанций (ТП1 –
ТП14) с двумя силовыми трансформаторами 2(630 кВА (согласно таблицы
- стоимость строительных работ - 75 643 грн.;
- стоимость монтажных работ - 13 263 грн.;
- стоимость оборудования - 99 740 грн.
Общая стоимость одной трансформаторной подстанции: КТП1= 188 646 грн.
Общая стоимость трансформаторных подстанций ТП1 – ТП14:
КТП1-ТП14 = 2641 044 грн.
2.2 Определяем стоимость кабеля ПвПу - 10 3 ( 70 и прокладки его в
земляной траншее от ТП1 – ТП14 до до распределительного пункта (РП).
Определяем общую длину двухлучевой распределительной сети:
Lобщ.= 2[pic]=2·(550+455+575+475+540+310+430+350+360+385+
+600+475+500+350) = 12 710 м
Стоимость одного погонного метра кабеля ПвПу – 10 3 ( 70 с
прокладкой его в земляной траншее:
kПвПу-10 3 ( 70 = 634 грн.
Общая стоимость кабеля ПвПу -10 3 ( 70 составляет:
KпвПу – 10 3 ( 70 = kПвПу – 10 3 ( 70 ( Lобщ.= 634 (12710 = 805 814
2.3 Стоимость распределительного пункта РП–10 кВ выбираем согласно
Для секции на 6 отходящих линий стоимость РП–10 кВ составляет:
2.4 Определяем стоимость 4 кабельных линий проложенных в двух
траншях кабелем ПвПу - 10 3 ( 150 длиной 3 км от РП-10 кВ до ЦП 11010
Стоимость одного погонного метра кабеля ПвПу - 10 3 ( 150составляет
kПвПу - 10 3 ( 150 = 90 грн. в соответствии с приложением 3 [pic].
КПвПу - 10 3 ( 150 = kПвПу - 10 3 ( 150 (4L ПвПу -10 3 ( 150 = 90 ( 4 (
2.5 Стоимость ЦП – 11010 кВ с двумя трансформаторами по 25 МВА
составляет 3 138 576 грн. согласно приложения [pic].
КЦП = 3 138 576 грн.
2.6 Стоимость подключения 2-х промышленных предприятий кабелем
ПвПу-10 3 ( 95 длиной 575 м и ПвПу-10 3 ( 185 длиной 475 м:
КПРОМ.ПРЕДПР= КПвПу-10 3 ( 95 (L ПвПУ-10 3 ( 95 = 75 ( 575 = 43 125 грн.
КПРОМ.ПРЕДПР= КПвПу-10 3 ( 185 (L пвПу-10 3 ( 185 = 160 ( 475 = 76 000
2.7 Стоимость подключения жилых домов и общественных учреждений
рассчитываем исходя из расхода 23 км кабеля ПвПу - 10 3 ( 70:
К Ж.Д. и ОБЩ.УЧР. = КПвПу-10 3 ( 70 (L ПвПу-10 3 ( 70 = 634 ( 23000 =
2.8 Капитальные вложения:
К=КТП1-ТП14+ KПвПу-10 3 ( 70 +КРП+ КПвПу-10 3 ( 150 +КЦП+ КПРОМ.ПРЕДПР
=2641044+805814+70000+1080000+3138576+76000+43125+1458200=
Стоимость транспортно-заготовительных расходов составляет 6% от
общей стоимости капитальных вложений.
2.9 Итого общая стоимость капитальных вложений с учетом транспортно-
заготовительных расходов составляет:
К ОБЩ = К ( 106 = 9312759 ( 106 = 9871524 грн.
3 Определение годовых эксплуатационных затрат и дохода по
энергоснабжению района города
3.1 Определение ежегодных затрат на техническое обслуживание и
ремонт электрических сетей по приложению 6.
Принимаем для линий напряжением 10 кВ ИОБСЛ. РЕМ.= 43% от Кобщ.:
ИОБСЛ. РЕМ.= 0043 Кобщ.= 0043 ( 9871 524 = 4244755 грн.
3.2 Определение амортизационных отчислений по приложению 7[pic].
Балансовая стоимость электрооборудования (ТП1–ТП14 РП ЦП) – это стоимость
капитальных вложений в электрооборудование с учетом транспортно –
заготовительных расходов:
Бст.эо.=(КТП1-ТП14 +КРП+КЦП)(106 =(2641044+70000+3138576)(106=6200
Балансовая стоимость кабельных линий:
Бст.кл =( KПвПу-10 3 ( 70 + КПвПу-10 3 ( 150 +КПРОМ.ПРЕДПР+КЖ.Д.и
=(805814+1080000+76000+1458200+43125) ( 106 = 3670 927 грн.
Для электрооборудования На э.о. = 44%; ТН СЛУЖБЫ = 23 года.
Для кабельных линий На.к.л. = 4 %; ТН СЛУЖБЫ = 25 лет.
Иа= На.э.о. ( На.к.л = Бст.эо. ( На э.о. 100 + Бст.к.л. ( На к.л.. 100
+ 3670 927 ( 004 = 419 633 грн.
3.3 Прочие (общепроизводственные) годовые издержки:
Ипрочие = 055.( ИОБСЛ. РЕМ = 055( 4244755 = 233 461 грн.
3.4 Определение доходов от поставки электроэнергии потребителям:
ДЭ = W(ТЭ= 121498 390 ( 001222 = 2484 710 грн.
3.5 Коммерческие издержки 3% от ДЭ:
ИКОМ = ДЭ ( 003 = 2484 710 ( 003 = 74541 грн.
3.6 Суммарные издержки по энергоснабжению района города:
И (=ИОБСЛ. РЕМ.+Иа+ИПРОЧИЕ +ИКОМ =4244755+419663+233461+ 74541 =
4 Определение финансовых показателей проекта
4.1 Определение себестоимости поставки 1 кВт ( ч электроэнергии:
С1 кВтч = И ( : W =1152 1405 : 121498 390 = 00094 грн.кВт ( ч.
4.2 Определение рентабельности продукции:
4.3 Определение эксплуатационных расходов (без амортизационных
отчислений) для расчета показателей дисконтирования. Полученное значение
ИЭКСПЛ заносим в графу 4 таблицы 20.
ИЭКСПЛ. = И ( - Иа= 1152 1405 - 419633 = 702 5075 грн.
4.4 Определение налогооблагаемой прибыли:
Пнал. = ДЭ - И ( = 2487 710 – 11521405 = 332 570 грн.
4.5 Определение налога на прибыль:
НПР = а ( Пнал. =025 ( 332 570 = 831425 грн.
5 Расчет дисконтированных показателей проекта
5.1 Определение чистой дисконтированной прибыли:
где ПДС – чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации
Т – расчетный срок эксплуатации
ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в грн.
Иэкспл – эксплуатационные издержки в год t в грн.
Кt – капитальные затраты в год t в грн.
Нпрt – налог на прибыль в год t в грн.
[pic]- дисконтный множитель где ЕД1 = 5% ЕД2 = 15%
Все исходные данные для расчета прибыли заносим в таблицу19.
Критерием эффективности инвестиций является положительное значение
интегрального эффекта ПДС > 0.
5.2 Определение дисконтированной среднегодовой рентабельности
инвестиций (индекс доходности) PI:
[pic] при ЕД2 = 15%.
Критерий экономической эффективности проекта по индексу доходности
РI1 = 228 ( 1 и РI2 = 114 ( 1 сохраняется.
5.3 Определим внутреннюю норму прибыли е (IRR):
Значение внутренней нормы рентабельности е = 16 % означает что на
строительство выгодно брать кредиты под процент меньше расчетного
Период возврата капитала (срок окупаемости проекта) равен году
расчетного периода после которого кумулятивная (нарастающим итогом) сумма
чистой дисконтированной прибыли переходит из отрицательных значений через 0
в положительные значения. Срок окупаемости проекта наступает на 7-м году
расчетного периода. При этом сохраняется критерий эффективности
Токуп. Трасч. т.е. затраченные капиталовложения возвращаются до истечения

Сх.1РЗ Тр-ра 25МВА.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
Однолинейная схема nрелейной защиты nсилового трансформатора nТРДН-25000110
090603.ДП.59.09 Э3.2
Дифференциальная защита трансформатора
Максимальная токовая nзащита
Защита от однофазных к.з. на землю в сети 110кВ
Защита от однофазных к.з. на землю в сети 10 кВ
Газовая защита трансформатора
Газовая защита трансформатора n на сигнал
На отключениеnвыключателя Q1

2 СП.DOC

2 АНАЛИЗ ТЕПЛОВИЗИОННОГО КОНТРОЛЯ КОНТАКТНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПС С ПРИМЕНЕНИЕМ СРЕДСТВ ИНФРАКРАСНОЙ ТЕХНИКИ
Вопросы диагностики электрооборудования в последнее время приобретают
все большую актуальность по целому ряду причин. Прежде всего за последнее
десятилетие произошел резкий рост доли оборудования отработавшего
нормативный срок службы. В Украине доля такого оборудования уже к 2010 году
превысит 60% всех установленных мощностей. Кроме того в результате
перехода к рыночным отношениям и недофинансирования в течение ряда лет в
необходимых объемах проведения планово-профилактических работ снизились
качество и надежность энергоснабжения и значительно увеличилась
повреждаемость электрооборудования.
В частности в энергосистемах Украины такое положение характерно для
трансформаторов на подстанциях 35-750 кВ являющихся одним из их важнейших
элементов определяющих надежность электроснабжения. По данным анализа
повреждаемости силовых трансформаторов из общего числа отказов
трансформаторов около 60% их приходится на трансформаторы с наработкой
более 12 лет и при этом около 45% всего парка трансформаторов имеют срок
службы более 20 лет. К тому же в последнее время в энергосистемах Украины
опасными факторами стали длительные повышения напряжения и постоянный рост
мощности коротких замыканий.
Постоянно действующими факторами экономики являются хроническая
недостаточность средств на проведение технического обслуживания и
модернизации энергооборудования и «вымывание» квалифицированных кадров
служб главного энергетика.
Все это ставит проблему оценки состояния и прогнозирования
работоспособности и остаточного ресурса на одно из первых мест в системе
обслуживания. При этом все большее внимание уделяется разработке методов и
систем диагностики которые позволяют контролировать состояние оборудования
в процессе эксплуатации.
В последние годы в электроэнергетики намечается тенденция к
последовательному переходу от системы планово – предупредительных ремонтов
к ремонтам по действительному техническому состоянию электрооборудования.
К числу таких современных и высокоэффективных способов диагностики
относится тепловизионное обследование. Оно позволяет обнаруживать дефекты
на ранней стадии их развития. Весьма эффективны тепловизионные обследования
по выявлению дефектов действующего электрооборудования в том числе
контактных соединений участков перегрузки кабелей; они позволяют провести
оценку теплового состояния трансформаторов различного назначения
электродвигателей разрядников реакторов и другого электрооборудования в
процессе их эксплуатации без снятия напряжения.
Рисунок 6 - Теплограмма вводов выключателя
Такая диагностика электрооборудования информативна экономична и удобна.
Применение тепловизионных обследований позволяет перейти к системе
поддержания эксплуатационной готовности оборудования путем организации
мониторинга технического состояния электрооборудования и проведения ремонта
по результатам этого мониторинга.
2 Суть тепловизионного контроля
Суть теплового (тепловизионного) метода диагностики заключается в
дистанционной регистрации температурного поля на поверхности
контролируемого оборудования измерительной аппаратурой построении и
анализе термограмм с использованием ПЭВМ для обнаружения и классификации
дефектов и принятия решения по дальнейшей эксплуатации оборудования.
Наличие дефекта при такой диагностике характеризуется аномальным изменением
(как правило повышением) температуры в дефектной зоне по сравнению с
качественными областями.
Как измеритель температуры общеизвестен термометр измеряющий
температуру объекта при прямом контакте с ним. Если необходимо измерить
температуру объекта непосредственный контакт с которым опасен или
невозможен (гирлянда изоляторов высоковольтной линии) контактный термометр
не годится. Для такого измерения необходимо применение дистанционных
средств измерения температуры.
В качестве средства измерения поверхностной температуры
предусматривается использование тепловизора или ИК-сканера (пирометра)
регистрирующего ИК-излучение вдоль линии сканирования положение которой
контролируется на мониторе по видимому изображению объекта.
Преимуществами тепловизионной диагностики электрооборудования по
сравнению с другими методами неразрушающего контроля являются:
- обследование объектов в процессе эксплуатации без снятия напряжения;
- возможность классификации дефектов по степени их опасности;
- возможность объективного документирования обнаруженных дефектов.
Основными техническими требованиями к параметрам этих средств являются:
- спектральный диапазон - 25-50 или 80-140 мкм;
- погрешность измерения температуры - ± 200°С;
- чувствительность - 020°С; -диапазон измеряемых температур - -20°С
- формат изображения - не менее 320x240 элементов для тепловизоров и не
менее 100 элементов для сканеров;
- количество сохраняемых изображений - не менее 30;
- температурные условия работы - -15°С +50°С.
Применение бесконтактных средств измерений позволяет производить
измерения температуры движущихся объектов; объектов расположенных в
труднодоступных местах; избегать повреждений средств измерений при контроле
высоких температур. Высокое быстродействие возможность измерения
температуры без отключения объекта от техпроцесса обеспечение безопасности
персонала измерение температуры до 3000 °С - основные преимущества
пирометров и тепловизоров.
Рисунок 7 - Теплограмма вводов выключателя с изображением значений
3 Средства бесконтактного измерения
В настоящее время средствами бесконтактного измерения температуры
являются пирометры и тепловизоры.
Пирометр - это средство измерения температуры по тепловому излучению
объекта предназначенное для отображения значения температуры на индикаторе
прибора или преобразования в аналоговый или цифровой сигнал. Пирометры
способны измерять температуру круговой зоны ограниченной полем зрения
прибора и усредняют температуру в пределах данной зоны. Зона видимости
пирометра зависит от расстояния до объекта и от оптического разрешения
пирометра таким образом варьируя эти два параметра с помощью пирометра
можно измерять как температуру тонкой проволоки так и среднюю температуру
поверхности кузова автомобиля перед покраской.
Пирометр определяет температуру объекта по силе инфракрасного излучения
которое выделяет каждый объект. Инфракрасное излучение через объектив
попадает на чувствительный элемент пирометра который выдаёт напряжение
пропорциональное температуре источника излучения. Электронные
преобразователи пирометра формируют на дисплее цифровую запись значения
температуры. Пирометр измеряет температуру только в определенной точке
Функциональные возможности пирометров позволяют кроме текущего значения
температуры фиксировать максимальную минимальную температуру объекта их
разницу а также среднюю температуру за промежуток времени. Наличие
цифрового интерфейса у пирометров позволяет перенастраивать прибор и
контролировать значение измеряемой температуры непосредственно с
персонального компьютера. Специальное программное обеспечение пирометров
позволяет создавать отчеты в виде графиков и формировать базы данных.
Рисунок 8 – Теплограмма маслонаполненных вводов
Переносные пирометры измеряют температуру в диапазоне от -30°С до 3000°С
с погрешностью до 075% от измеряемой величины могут запоминать до 100
значений температуры передавать данные измерений по цифровому выходу на
персональный компьютер.
Стационарные пирометры измеряют температуру от -40°С до 3000°С с
погрешностью до 03% от измеряемой величины имеют оптическое разрешение до
0:1 время отклика до 1 мс и выходные сигналы - термопары типа
JKENTRS 0-5 В 4-20 мА интерфейсы RS-485 или RS-232 механическое
Тепловизор - это средство измерения температуры по тепловому излучению
объекта предназначенное для определения значения температуры и
преобразования её в визуальную картину распределения тепловых полей по
поверхности объекта. Тепловизор позволяет получить обобщенную информацию -
тепловую картину некоторой области и конкретное значение температуры
интересуемого объекта размер которого равен или больше размера
элементарной ячейки поля зрения тепловизора.
Для получения картины распределения температуры по всему объекту
(трансформатору) требуется тепловизор в котором чувствительный элемент
быстро и автоматически перемещается по вертикали и по горизонтали. В
оперативной памяти тепловизора создается таблица из строк и столбцов в
каждой ячейке которой находится информация о температуре одной точки
объекта. Размеры таблицы достигают 120х160 ячеек.
После записи в памяти тепловизора информация о температурах точек
объекта происходит создание изображения в которой каждой точке с
определенной температурой присваивается свой цвет: чем выше температура
Изображение передается на жидкокристаллический дисплей. Это изображение
напоминающее естественное изображение объекта является искусственным
поскольку создано по температурам точек реального объекта.
Наличие связи тепловизора с персональным компьютером позволяет хранить
полученное изображение в формате JPEG
Допустим диапазон температур объекта составляет 10°С (20 30°С). Пусть
в цветовой палитре имеется 10 цветов: первый цвет (нижний) — черный
второй цвет (следующий снизу) — более светлый десятый цвет (верхний) -
белый. Все точки объекта с температурой от 20 до 21°С закрашиваются черным
цветом точки с температурой от 21 до 22°С — вторым цветом точки с
температурой от 29 до 30°С закрашиваются десятым белым цветом. Такая
раскраска выполняется специальной программой заложенной в тепловизор.
Если разность температур различных точек объекта составляет 10ЭС. а в
цветовой палитре 10 цветов разрешающая способность тепловизора составляет
(каждому градусу соответствует свои цвет). Тепловизоры выполняются с
различной разрешающей способностью и различным температурным диапазоном.
При тепловизионном контроле электрооборудования следует применять
тепловизоры с разрешающей способностью 01 02°С. Это означает что две
точки объекта с разностью температуры 0.1 0.2°С будут отличаться цветом.
Верхний предел температурного диапазона тепловизора должен быть не менее
0°С нижний — около 0°С.
Искусственное изображение несущее цветовую информацию о температурах
различных точек объекта называется теплограммой объекта а исследование
объектов с помощью тепловизора — тепловизионным контролем.
4 Тепловизионное обследование электрооборудования
При проведении тепловизионного обследования электрооборудования
подстанции важно не только обнаружить дефект но и правильно оценить
степень его опасности для оборудования. Иногда на практике бывает что
выявленный дефект на самом деле таковым не является и вызвано это либо
конструктивными особенностями оборудования либо стороннними факторами
(тепловым отражением от нагревательных элементов освещением подстанции и
т.д.). Последнее проявляется при контроле токоведущей части с малым
коэффициентом излучения обладающей хорошей отражающей способностью. В
результате на снимке можно обнаружить горячую точку которая в
действительности всего лишь тепловое отражение. Поэтому в таких случаях
если возникают сомнения о достоверности обнаруженного дефекта
рекомендуется проводить съёмку объекта под различным углом и изменением
местоположения оператора. Освещение подстанции во время съёмки лучше
Тепловизионный контроль оборудования РУ на напряжение до 35 кВ должен
проводиться не реже 1 раза в 3 года для оборудования напряжением 110 220
кВ — не реже 1 раз в 2 года. Оборудование всех напряжений работающее в
зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы должно проверяться ежегодно.
Тепловизионный контроль всех видов соединений проводов ВЛ должен
проводиться не реже 1 раза в 6 лет. ВЛ работающие с предельными токовыми
нагрузками большими ветровыми и гололедными нагрузками в зонах с высокой
степенью загрязнения атмосферы а также ВЛ. питающие ответственных
потребителей должны проверяться ежегодно.
Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в
зависимости от условий их работы и конструкции может осуществляться:
-по допустимым температурам нагрева;
-превышениям температуры;
-избыточной температуре.
-коэффициенту дефектности;
-динамике изменения температуры во времени;
-путем сравнения измеренных значений температуры объекта с другим
заведомо исправным оборудованием.
Превышение температуры - разность между измеренной температурой нагрева
и температурой окружающего воздуха.
Избыточная температура - превышение измеренной температуры
контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз.
находящихся в одинаковых условиях.
Коэффициент дефектности — отношение измеренного превышения температуры
контактного соединения к превышению температуры измеренному на целом
участке шины (провода) отстоящем от контактного соединения на расстоянии
Непременным условием расчета этих критериев являются знание токовой
нагрузки Iраб контролируемого оборудования и значения номинального тока
Iном. Приведенные в нормативной документации допустимые значения превышения
температуры рассчитаны для номинального тока Iном поэтому измеренное
значение превышения температуры Тизм следует привести к номинальному току
Этим соотношением можно пользоваться при измерении превышения
температуры контактов и болтовых контактных соединений (КС) при токах
нагрузки (06— 10) Iном. При токах нагрузки (03— 06) Iном в качестве
норматива следует использовать значение температуры Т05 пересчитанное к
Тепловизионные обследования электрооборудования при токах нагрузки менее
Iном не рекомендуется проводить так как такая нагрузка не способствует
выявлению дефектов особенно на ранней стадии их развития.
Получаемые расчетным путем значения превышения температуры Tном и T05
позволяют для контактов и болтовых КС оценить степень неисправности
используя критерий называемый «избыточная температура».
Если избыточная температура находится в пределах 5°С-10°С то это
оценивается как начальная стадия неисправности и следует принимать меры по
ее устранению в ходе запланированного ремонта.
Избыточная температура в 10°С-30°С оценивается как развившийся дефект
который следует устранять при ближайшем выводе электрооборудования из
Если избыточная температура превышает 300°С то это оценивается как
аварийная ситуация требующая немедленного устранения дефекта.
Состояние контактов и контактных соединений оборудования оценивается по
избыточной температуре при рабочих токах нагрузки Iраб = (03 06)Iном
Таблица 13 – Топустимые температуры
Контролируемые узлы Тдоп ΔТдоп°С
Токоведущие неизолированные
металнческне части 120 80
Аппаратные выводы из меди алюминия и
Болтовые контактные соединения 90 50
Предохранители на напряжение 3 кВ и
Жилы силовых кабелей в
нормальном'аварийном с изоляцией:
-из полихлорвинила и полиэтилена 7080
-из сшитого полиэтилена 90130
-из пропитанной бумаги при напряжении.
Тепловизионный контроль при рабочих токах меньших 03Iном не способствует
выявлению дефектов на ранних стадиях их развития.
Степень неисправности контактов и контактных соединений оценивается
ΔТ = 5 10°С - начальная степень неисправности которую следует держать
под контролем и принимать меры по ее устранению во время проведения
ремонта запланированного по графику;
ΔТ = 5 30°С - развившийся дефект: следует принять меры по устранению
неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы;
ΔТ >30°С - аварийный дефект требующий немедленного устранения.
При оценке теплового состояния токоведущих частей различают степени
неисправности исходя из следующих значении коэффициента дефектности:
до 12 — начальная степень неисправности которую нужно держать под
..15 — развившийся дефект; следует принять меры по устранению
неисправности при ближайшем выводе линии из работы;
более 15 — авринный дефект; требуется немедленное устранение.
Использование тепловизоров и сканеров позволяет провести диагностику не
только таких достаточно простых узлов как контактные соединения но и
оценивать техническое состояние таких типов оборудования как
трансформаторы электродвигатели и т.п.
4.1 Тепловизионная диагностика трансформаторов
Трансформаторы входят в состав основного оборудования электрических
станций повышающих понижающих и распределительных подстанций. Их важность
в энергосистемах приводит к необходимости проведения комплексного
диагностического обследования основная цель которого - это дать
объективную оценку состояния трансформаторов выявить дефекты разработать
рекомендации по их устранению и осуществлять их дальнейшую безаварийную
Наряду с традиционными методами диагностики трансформаторов такими как
определение уровня и места расположения источников частичных разрядов
хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) все большее
применение получает тепловизионное обследование трансформаторов. Оно
позволяет оценить его тепловое состояние и исправность входящих в него
Опыт проведения тепловизионной диагностики силовых трансформаторов
показывает что она позволяет обнаружить следующие неисправности:
- нарушения механической изоляции обмоток выгорание витков обмотки из-за
- перегревы магнитопровода из-за токов короткого замыкания; нарушения
работы охлаждающих систем (маслонасосов вентиляторов фильтров и т.п.);
- нарушение в работе устройств регулирования напряжения под нагрузкой
- образование застойных зон масла в баке трансформатора;
- нарушения герметичности бака;
- перегревы внутренних контактных соединений обмоток низкого напряжения
с выводами трансформатора;
- повреждения маслонаполненных вводов.
Анализ повреждаемости маслонаполненного оборудования показал что в силовых
трансформаторах и шунтирующих реакторах 877% нарушений приходится на три
основных узла - маслонаполненные вводы обмотки и устройства РПН
устройства регулирования напряжения без нагрузки (ПБВ). Поэтому при
тепловизионном обследовании трансформаторов этим узлам следует уделить
При анализе результатов тепловизионного обследования необходимо
учитывать конструктивное исполнение данного типа трансформатора способ
охлаждения обмоток и магнитопровода условия и длительность эксплуатации.
Это требует проведения предварительной подготовки к обследованию путем
изучения паспортных и конструктивных данных трансформатора срока и условий
эксплуатации сведений о результатах проведенных ремонтов степени загрузки
Итогом тепловизионного обследования трансформатора является отчет с
фиксацией обнаруженных дефектов степени их развития даются рекомендации
по устранению дефектов и прилагаются термограммы дефектов и их привязка к
видеоизображению. Это позволяет планировать работы по ремонту опираясь не
только на нормативы но и использовать результаты тепловизионного
обследования которые отражают реальную картину технического состояния
Тепловизионный контроль трансформаторов напряжением 110 кВ и выше
производится при решении вопроса о необходимости их капитального ремонта.
Снимаются теплограммы поверхности бака трансформатора элементов системы
охлаждения вводов и другие.
При анализе теплограмм:
-сравниваются между собой нагревы вводов разных фаз трансформатора;
-сравниваются нагревы исследуемого трансформатора с нагревами однотипных
-проверяется динамика изменения нагревов во времени и в зависимости от
-определяются расположения мест локальных нагревов;
-сопоставляются места локальных нагревов с расположением элементов
магнитопровода и обмоток:
-определяется эффективность работы систем охлаждения.
Состояние ввода оценивается по распределению температуры по высоте
Тепловизионное обследование маслонаполненных трансформаторов тока (ТТ)
позволяет оценить состояние внутренних и внешних контактных соединений. С
учетом специфики работы измерительных и релейных ТТ на предварительном
этапе подготовки к. обследованию следует обратить внимание на количество
токов КС протекающих по обмоткам и их величину а также на результаты
измерения характеристик изоляции обмоток.
Необходимо производить пофазное сравнение температур измеренных в
одинаковых зонах поверхности крышек ТТ. Разность температур не должна
превышать 03°С. Нагрев контактов внутреннего переключающего устройства на
термограмме проявляется в виде температурной аномалии на поверхности
расширителя. Превышение температуры более чем на 10—15°С свидетельствует об
аварийном состоянии переключателя.
4.2Маслонаполненные вводы
По виду выполнения внутренней изоляции маслонаполненные вводы делятся
на маслобарьерные с конденсаторной бумажно-маслянной изоляцией с
конденсаторной твердой изоляцией по степени защиты внутренней изоляции от
атмосферных влияний на негерметичные и герметичные и т. д. Характерной
особенностью конструктивного выполнения ввода ВН является размещение его
на силовом трансформаторе или МВ и отсутствием возможности наблюдения за
нижней частью ввода составляющей примерно 20 - 50 % его высоты в
зависимости от номинального напряжения последнего. Последнее во-многом
осложняет возможность получения достаточной информации о состоянии изоляции
ввода при проведении его тепловизионного контроля. Это связано с тем что
при ухудшении состояния внутренней изоляции ввода за счет ее увлажнения или
разложения масла тяжелые фракции ( влага шламм и т. п. ) скапливаются
прежде всего в нижней части ввода. Сказанное подтверждается измерениями
проведенными на одном из забракованных вводов 110 кВ с бумажной изоляцией.
При измерении tg в зонах по высоте бумажного остова ввода было получено
следующее распределение:
зона ( нижняя часть ) - 17.8 %;
зона ( верхняя часть ) - 3.5 %.
Практика показывает что при проведении ИК - диагностики можно выявлять
следующие виды неисправностей во вводах:
- нагревы в местах присоединения внешних проводников к зажимам вводов.
В этом случае оценка состояния контактного соединения должна осуществляться
- образование короткозамкнутых контуров в расширителях герметичных
вводов. Этот дефект свойственен некоторым партиям вводов типа
Наличие короткозамкнутого контура внутри расширителя вызывает нагрев
последнего и приводит к преждевременному старению резиновой прокладки
расположенной между фарфоровой покрышкой и поддоном расширителя.
Температура на поверхности корпуса расширителя зависит от тока
протекающего через ввод и температуры окружающего воздуха. В.Нагревы
внутренних контактных соединений вводов;
Ряд конструкций маслонаполненных вводов старых исполнений имели в
маслорасширителях внутренние контактные соединения. Так у маслобарьерных
вводов 110 кВ в результате некачественной пайки отвода к наконечнику
происходит чрезмерный нагрев в результате которого не исключено
выплавление отвода из наконечника. У маслонаполненных вводов 110 кВ
негерметичного исполнения в результате ослабления “ натяга” в резьбовом
соединении контактный зажим - токоведущая труба возможно образование
дополнительного нагрева.
Аналогичный дефект конструкции имеют вводы 500 кВ. Маслобарьерные вводы
0 кВ выпуска до 1968 г. имеют внутри расширителя токоведущие гибкие
связи соединяющие зажим ввода с токоведущей трубой.
Ослабление болтовых соединений этого контактного узла приводило к
повреждениям вводов в результате перегорания гибких связей. При ИК -
диагностике маслонаполненных вводов указанных выше конструктивных
исполнений необходимо оценивать значения температурных градиентов как на
контактном зажиме так и на поверхности корпуса маслорасширителей.
В 1994 г. Кузбассэнерго при ИК - диагностике мощного автотрансорматора
был выявлен ввод 500 кВ ГБМТ - 500 1600 с пониженным уровнем масла в
фарфоровой покрышке.
По ряду причин утечка масла через нижнее уплотнение ввода не было
зафиксировано по манометру. Критерием выявления подобной неисправности
может служить характер изменения температурных градиентов по высоте ввода.
При наличии во вводе полного объема масла имеет место плавное снижение
температурных градиентов от бака трансформатора к расширителю ввода. При
пониженном уровне масла во вводе зависимость Т = f (h) резко изменяется на
уровне столба масла во вводе.
При нарушении герметизации элементов маслорасширителя негерметичного
ввода внутрь последнего может проникнуть влага которая в последующем
вызовет увлажнение верхней части бумажного остова ввода с протеканием тока
утечки образованием проводящих “ дорожек “ их нагревом и т. п.
На определенном этапе развития этого процесса можно выявить очаг
возникновения частичного разряда внутри ввода по характеру аномального
нагрева на поверхности фарфоровой покрышки.
4.3 Маслонаполненые трансформаторы
Маслонаполненные трансформаторы напряжения (ТН) серия НКФ работают в
режиме насыщения поэтому при тепловизионном обследовании это проявляется
на термограмме в виде повышенной температуры на фарфоровой покрышке.
Повышенный нагрев ТН может быть обусловлен потерями в стали магнитопровода
из-за ее дефектов витковыми замыканиями в обмотках или из-за увлажнения и
4.4 Тепловизионный контроль выключателей
При тепловизионном обследовании выключателей оценка состояния внешних
контактов и КС находящихся на воздухе оценивается по превышению
температуры по методике описанной выше для КС. Оценку контактов
дугогасительных камер рекомендуется проводить по характеру распределения
температуры фаз. Сравнивая между собой измеренные температуры разных фаз
по значению избыточной температуры производят дефектацию дугогасительной
Аналогичным образом при тепловизионном обследовании оценивается
тепловое состояние разъединителей и отделителей.
Разъединитель наружной установки РЛМД РНД РВ и др. в основном состоит
из одной или двух колонок изоляторов на фланцах которых смонтирована
контактная система. Она состоит из двух полуножей или одного ножа
аппаратных зажимов для присоединения ошиновки гибкой связи контактных
переходных пластин и т. д. в зависимости от конструкции разъединителя.
Как показывают результаты ИК - контроля разъединителей наиболее частыми
причинами повышенного нагрева элементов контактной системы является: малая
надежность плакированных медью контактных выводов из алюминиевых сплавов
окисление контактных поверхностей ослабление контактного нажатия в
результате потери жесткости пружин и другое. При ИК - контроле
разъединителей наряду с определением нагрева контактов и контактных
соединений проверяется состояние опорно-стержневых изоляторов на предмет
выявления продольных трещин в фарфоре и увлажнения цементной армировки
фланцевых соединений.
4.6 Измерительные трансформаторы.
Для оценки состояния внутренней изоляции измеряются температуры нагрева
поверхностей фарфоровых покрышек которые не должны иметь локальных
нагревов а значения температуры измеренных в одинаковых зонах не должны
отличатся между собой более чем на 03 °С
4.7 Вентильные разрядники.
Как известно наиболее распространенными типами вентильных разрядников
предназначенных для установки в ОРУ являются:
- разрядники серии РВС на номинальное напряжение 15; 20; 35; 110; 150 и
0 кВ для защиты оборудования с испытательным напряжением по
- разрядники серии РВМГ с магнитным гашением дуги на номинальное
напряжение 110 - 500 кВ для защиты оборудования с пониженным относительно
ГОСТ 1516 - 60 испытательными напряжениями;
- зрядники серии РВМК - комбинированные на номинальное напряжение 330 и
0 кВ для защиты оборудования от грозовых и внутренних перенапряжений.
На напряжение 110; 150 и 220 кВ в качестве основного комплектующего
элемента ранее применялся элемент РВС - 30 а с 1960 г. - РВС - 33.
Стандартные элементы разрядников серии РВС на разные номинальные напряжения
аналогичны по конструкции и различаются лишь высотой фарфоровых кожухов
количеством искровых промежутков и дисков рабочих резисторов.
За последние годы для оценки состояния вентильных разрядников стал
широко применяться инфракрасный метод диагностики позволяющий
контролировать исправность шунтирующих резисторов и искровых промежутков
герметизацию элементов степень равномерности распределения рабочего
напряжения по элементам разрядников.
Признаками исправного состояния вентильного разрядника с шунтирующими
резисторами являются:
- верхние элементы в местах расположения шунтирующих резисторов
нагреваются одинаково во всех фазах;
- распределение температуры по элементам фазы разрядника практически
одинаково а для многоэлементных разрядников может наблюдаться тенденция
плавного снижения температуры нагрева шунтируюших резисторов элементов
-одинаковый нагрев во всех фазах верхних элементов в местах расположения
шунтирующих. резисторов;
-практически одинаковое распределение температуры по элементам одной
фазы разрядника; отличия температур должны находиться в пределах 05-5°С в
зависимости от количества элементов в разряднике.
Замыкание искровых промежутков в элементах разрядника вызывают
закорачивание их шунтирующих резисторов. При этом сопротивление элемента и
всей фазы разрядника уменьшаются а ток проводимости увеличивается и
сильнее нагревает незакороченные шунтирующие резисторы.
Анализ термограмм элементов разрядников РВС имевших замкнутые искровые
промежутки показал что:
- распределение температур по поверхности дефектного элемента и их
величина зависит от числа и места расположения замкнутых искровых
- в дефектной фазе разрядника происходит более сильный нагрев исправных
элементов по сравнению с поврежденным;
- в дефектной фазе разрядника нагрев элементов выше нежели у идентичных
При обрыве шунтирующего резистора в элементе последний имеет более
низкую температуру по сравнению с соответствующими элементами остальных фаз
При наличии в фазе разрядника элемента имеющего обрыв шунтирующего
резистора наблюдается более интенсивный нагрев других элементов этой фазы
разрядника. В настоящее время при проведении инфракрасного контроля
вентильных разрядников с шунтирующими резисторами и оценки их состояния
исходят из следующих соображений:
- контроль осуществляется не ранее чем через 6 - 8 часов после
постановки разрядника под напряжение;
- измерение температуры на поверхности элементов должны сравниваться
как пофазно так и в пределах одной фазы. Если разница температур нагрева
элементов одной фазы не превышает 0.5 - 2 С в зависимости от количества
элементов в разряднике то его можно считать исправным. Инфракрасный
контроль вентильных разрядников следует производить при положительной
температуре окружающего воздуха после дождя при повышенной влажности
Измерение температуры на поверхности фарфоровой покрышки элемента
разрядника необходимо осуществлять в местах размещения блоков с искровыми
промежутками и шунтирующими резисторами для чего следует учитывать
конструктивные особенности разрядников.
При ИК - контроле разрядников серии РВМК измерение температур на
поверхности фарфоровых покрышек производится у основного элемента в зоне
между рабочими резисторами и у искрового элемента по всей его высоте.
Если тепловизор обеспечивает получение термограммы то последняя
прикладывается к протоколу ИК - контроля вентильного разрядника.
Абсолютные значения температур элементов разрядника зависят от
температуры окружающего воздуха причем зависимость эта нелинейная.
Поправка на температуру резистора составляет 0.3 % на каждый градус
изменения температуры окружающей среды.
4.8 Ограничители перенапряжений
Оценка состояния нелинейных ограничителей перенапряжений осуществляется
путем пофазного сравнения температур измеренных по высоте и периметру
покрышки ограничителя. На покрышке не должно быть зон локального нагрева.
Температуры нагрева корпусов конденсаторов одинаковой мощности при
одинаковой загрузке не должны отличаться между собой более чем в 1.2 раза.
4.10 Силовые кабели.
Температура нагрева токоведущих жил кабелей измеренная в местах их
подсоединения к аппаратам не должна превышать допустимого значения.
4.11 Воздушные линии электропередачи.
Тепловизионное обследование является достаточно известным и
перспективным методом контроля воздушных линий электропередач (ВЛ). Их
надежность во многом зависит от состояния КС проводов. Дефекты сварки
опрессовки соединителей повреждение проводов распорками разрывы проводов
и шлейфов обнаруживаются на термограммах в виде локальных зон нагрева.
Степень неисправности КС воздушных линий оценивается по методике
Необходимым условием при тепловизионном обследовании является наличие
токовой нагрузки ВЛ не менее 50% от номинальной. Тепловизионный метод
является одним из методов при комплексном контроле состояния ВЛ
производимом обычно с использованием вертолетов. Это предъявляет более
жесткие требования к характеристикам тепловизора способу установки
аппаратуры на борту методикам тепловизионной съемки в процессе полета и к
привязке координат вертолета к местности и инспектируемой ВЛ. Оценка
состояния контактных соединений алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
проводится по коэффициенту дефектности. Нормами устанавливаются следующие
степени дефектов в зависимости от величины коэффициента дефектности:
-до 12 - начальная степень неисправности которую нужно держать под
-12 15 - развившийся дефект: следует принять меры по устранению
-более 15 - аврийнын дефект: требуется немедленное устранение.
5 Параметры влияющие на эффективность инфракрасной диагностики
Влияние параметров определяющих скорость обновления изображений поле
зрения пространственное разрешение и др. на эффективность ИК диагностики
электрооборудования. При проведении ИК диагностики высоковольтного
электрооборудования термографист из-за необходимости за короткое время
проводить обследование большого количества контактных соединений в
токоведущих контурах электроподстанций протяженных линий электропередачи и
другого электрооборудования вынужден постоянно переводить тепловизионную
камеру с одного обследуемого объекта на другой. Поэтому в ИК диагностике
очень важное значение имеет способность тепловизора создавать четкие
тепловые изображения обследуемых объектов в режиме реального времени. Эта
способность определяется временем сканирования (частотой смены кадров ИК
изображений). В ИК камерах в основу которых положен принцип оптико-
механического сканирования с временем от 1 до 15 с при перемещении
объектива тепловизора создаются смазанные тепловые изображения не
позволяющие выявить тепловые аномалии с небольшой избыточной температурой.
Поэтому для создания с помощью таких камер качественных термограмм
требуется их установка на штатив что существенно замедляет процесс
тепловизионного обследования оборудования.
Частота смены кадров ИК изображения составляет 5060 Гц то есть в них
кадры изображения обновляются в 75 раз быстрее чем в тепловизоре с оптико-
механическим сканированием. Это позволяет например контролировать
температурный режим протяженных воздушных линий электропередачи даже не
выходя из салона движущегося автомобиля или находясь в кабине вертолета.
Кроме того способность ИК систем работать в режиме реального времени
создает хорошие условия для точной ручной или автоматической не
превышающей одной секунды фокусировки изображения.
Следующим важным параметром влияющим на качество получаемых тепловых
изображений обследуемого электрооборудования является поле зрения
(минимальное фокусное расстояние). Этот параметр особенно важен в двух
крайних случаях: когда расположение обследуемого объекта не позволяет
термографисту удалиться от него на расстояние достаточное для захвата всех
его частей необходимых для съемки и формирования приемлемого изображения
и когда термографист удалившись от подлежащего тепловизионному
обследованию объекта на значительное расстояние из-за слишком большого
количества оборудования попадающего в область съемки не в состоянии
выделить обследуемый поврежденный объект. Для максимально эффективного
использования возможностей термографической съемки в таких случаях
необходимо правильно выбирать объектив тепловизора с учетом его поля
В термографических системах с встроенным объективом 24°x18° задача
правильного выбора объектива тепловизора с учетом его поля зрения
практически всегда решается очень просто – путем установки съемных
объективо вс полями зрения 7° x 53° 12° x 9° 45°x 34° и 80° x 60°. При
этом для крупноплановой съемки больших участков в ограниченном пространстве
наиболее удобен широкоугольный 45-градусный объектив а для съемки малых
объектов наблюдаемых на расстоянии – телеобъектив с углом обзора 7°
позволяющий получать более подробные изображения. Время установки съемного
объектива занимает одну секунду.
В качестве примера на рис.10 и рис.11 для сравнения показаны тепловые
изображения ВЧ-заградителя напряжением 110 кВ снятые с одного и того же
расстояния составляющего около 15 м термографической системой с
использованием объективов с различными полями зрения – встроенным 24-
градусным и съемным 12-градусным объективами соответственно.
Рисунок 9 - теплограмма ВЧ-заградителя
В ряде случаев в особенности при тепловизионном обследовании объектов
находящихся на значительном удалении от термографиста таких например как
контактные соединения ЛЭП высокого напряжения и др. необходимо оценивать
такой параметр ИК камеры как пространственное разрешение (мгновенное поле
зрения). Этот параметр характеризующий способность тепловизора различать
мелкие предметы на большом расстоянии по существу представляет собой поле
зрения каждого элемента матрицы ИК камеры. Если хотя бы один из элементов
этой матрицы меньше размеров обследуемого объекта ИК камера в состоянии
точно измерить его температуру. Если же какой-либо элемент матрицы
превышает размер обследуемого объекта ИК камера будет захватывать
излучение и от соседних с ним объектов и поэтому измерения будут
некорректными. Например температура контактных соединений ЛЭП может
занижаться под влиянием более низкой температуры неба. На рис.12 в качестве
примера показано тепловое изображение опоры ЛЭП напряжением 150 кВ с
дефектами контактных соединений в шлейфах выполненное термографической
Важной технической характеристикой ИК камеры является ее минимальное
фокусное расстояние то есть наименьшее расстояние на котором тепловизор
способен выполнять четко сфокусированные изображения и корректно измерять
температуру обследуемого объекта. Термографические системы со встроенным
-градусным объективом имеющим пространственное разрешение 13 мрад
позволяют получать термограммы максимально хорошего качества для объектов
квадратной формы со стороной 1 см находящихся от термографиста в интервале
расстояний от 03 до 77 м; со стороной 3 см – на расстояниях в 3 раза
больших и т.д. Если же воспользоваться 12-градусным съемным объективом то
это позволит увеличить размеры объекта в 2 раза.
Рисунок 10 – теплограмма ЛЭП
При отсутствии съемных объективов для анализа термограмм может быть
использована предусмотренная в ИК камере функция электронного
масштабирования (zoom) позволяющая плавным изменением коэффициента
масштабирования в диапазоне от 1 до 4 увеличивать обследуемый объект не
только в 2 или 4 раза но и например в 125 или в 35 раза. Тем самым
применяя электронное масштабирование появляется возможность подбора на
термограмме любого оптимального размера этого объекта для детального
изучения температурных полей на его поверхности.
Следующим важным параметром непосредственно влияющим на точность
измерения температуры обследуемого электрооборудования в любое время года
является интервал изменения температур которые могут быть измерены
тепловизором и отображены на термограммах. Отличительной особенностью
термографических систем серий 60 и 65 является то что в них предусмотрен
достаточно широкий рабочий диапазон изменения температуры обследуемого
электрооборудования: от –40 до +1500°С причем используя оптические
фильтры этот диапазон температур можно дополнительно расширить до +2000°С.
Столь низкие значения измеряемых тепловизором температур обусловлены тем
что ИК диагностика электрооборудования наиболее эффективна при максимальной
нагрузке которая имеет место зимой а до высоких значений температур могут
нагреться отдельные элементы оборудования в случае возникновения в них тех
Сервис предусмотренный в термографических системах в рассматриваемых
термографических системах предусмотрен довольно широкий и к тому же весьма
разнообразный сервис. Не имея возможности в рамках небольшой журнальной
статьи привести его подробную характеристику ограничимся лишь
перечислением основных сервисных услуг предусмотренных в этих системах.
Основные сервисные услуги предусмотренные в термографических системах
Сопровождение тепловых изображений речевыми (голосовыми) комментариями в
виде 30-секундной цифровой записи голоса в файле с изображением. Наличие
этой сервисной услуги исключает потребность в ведении заметок в ходе
обследования термограмм существенно сокращает вероятность потери данных
или возникновения ошибки при их обработке упрощает процесс видеосъемки и
проведение анализа при составлении отчета.
Возможность в моделях осуществлять быструю безопасную привязку
обнаруженного дефекта показываемого на ИК изображении при включении режима
визуальной съемки к конструкции обследуемого аппарата с помощью
встроенного лазерного указателя который приводится в действие нажатием
Вывод электрического сигнала с выхода ИК приемника на дисплей параметры
визуализации которого не уступают техническим характеристикам детектора.
Наличие видеовыхода в термографических системах позволяет осуществлять
видеозапись ИК съемки в режиме реального времени что весьма удобно
например при тепловизионном контроле воздушной линии электропередачи с
Наличие в моделях тепловизоров термографических систем достаточного для
сохранения более 1000 изображений размером от 150 до 250 кбайт на
компактной съемной FLASH-карте емкостью 256 Мбайт или во встроенной FLASH-
памяти самой камеры способной сохранять 50 изображений. Термограммы
сохраняются в виде полноформатных радиометрических изображений стандарта
JPEG в формате обеспечивающем возможность дальнейшего изменения параметров
изображения для проведения исчерпывающего анализа а также для пересылки
тепловых и визуальных изображений по электронной почте и последующего их
просмотра адресатом с помощью текстового редактора в WINDOWS.
6 Тепловизионная диагностика электрооборудования в Украине
Практическая термография электрооборудования в бывшем Советском Союзе
впервые начала применяться в Украине в ЦНИЭЛ ВЭО "Донбассэнерго" после
установки в этом объединении в 1976 году нескольких отечественных
тепловизоров серии ИФ (ИФ-14ТВ и ИФ-20ТВ) "Электрон" (КТА-1)
американского тепловизора "Проубай" а затем и шведского тепловизионного
комплекса "АGА-782". За период с 1982 по 1988 год в ВЭО "Донбассэнерго
было обследовано более 500 распределительных устройств разного класса
напряжения (54300 единиц электрооборудования) 256 ВЛ протяженностью 13169
км (из них 194 с вертолета) обнаружено 756 единиц дефектного
электрооборудования 2538 дефектных контактных соединений (из них 247 – на
Рисунок 11 - Термографический контроль электрооборудования
Это были самые первые шаги в развитии термографии в Украине. В течение
последующих двух десятилетий ИК диагностика в электроэнергетике Украины
развивалась быстрыми темпами: появились новые современные тепловизоры и
пирометры был наработан большой практический опыт термографического
контроля и диагностики электроустановок. Так например на Чернобыльской
АЭС которая стала первой из АЭС Украины внедрившей этот вид диагностики
в 1994 г. появилась термографическая система " Тhermovision-880" шведской
компании АGЕМА Infrared Systems несколько позднее современные тепловизоры
стали применять и на других АЭС в НЭК "Укрэнерго" а также в ряде
энергосистем Украины. В качестве иллюстраций применения в этот период
времени ИК диагностики в Украине на рисунке показан фрагмент обследования
термографической системой "Тhermovision-550 Рro" на Чернобыльской АЭС в
99 году электрооборудования КРУ-04 кВ и силового трансформатора
проведенные этой же системой в 2000 году.
Несмотря на накопленный за прошедший период времени многолетний
положительный опыт практического применения ИК диагностики
электрооборудования в Донбасской Центральной и Юго-западной энергосистемах
НЭК "Укрэнерго" на Чернобыльской и других АЭС все же эта диагностика до
последнего времени продолжала применяться только на отдельных
энергетических объектах и к сожалению не стала общим достоянием всей
электроэнергетической отрасли Украины. Хотя в действовавшем в Украине с
03 года нормативном документе ГКД 34.20.302-2002 термографический
контроль и ИК диагностика электрооборудования были введены в перечень
обязательных широкому внедрению этой прогрессивной технологии
неразрушающего контроля электрооборудования в значительной мере мешало
отсутствие детально прописанных правил и методических приемов при
выполнении ИК диагностики средствами ИК техники анализа особенностей
проведения данного вида испытаний порядка организации термографического
контроля на энергетических предприятиях. Поэтому в течение последних
нескольких лет была предпринята и успешно реализована попытка обобщения
опыта применения ИК диагностики в Украине: разработан нормативный документ
СОУ-Н ЕЕ 20.302.2006 по применению ИК диагностики электрооборудования и
выпущено пособие представляющее собой технологическую карту производства
работ по ИК диагностике электрооборудования. В выпущенном пособии
обоснованы: выбор необходимых по своим параметрам тепловизоров порядок
проведения тепловизионного контроля для каждого вида оборудования состав
бригады осуществляющей ИК диагностику электрооборудования оформление
результатов измерений и их анализ создание базы данных по результатами
измерений оценка результатов формирование выводов отностиельно
допустимости (или наоборот понедопустимости) продолжения работы
обследуемого электрооборудования выводов о необходимости проведения
профилактических ремонтов установлении сроков проведения ремонтных работ и
т.п. С принятием этого важного нормативного документа и выходом пособия
термографический контроль электрооборудования в Украине выходит на
качественно новый уровень своего развития.
7 Понятие эффективности тепловизионного контроля
Экономическая эффективность - результативность производства соотношение
между результатами хозяйственной деятельности и затратами труда. Частные
показатели экономической эффективности производства - производительность
труда фондоотдача и материалоемкость продукции. В масштабах общества
показатель экономической эффективности - доля национального дохода в
произведенном совокупном общественном продукте. Повышение экономической
эффективности производства - важнейшая задача развития Украинской
Оценивая эффективность контроля оборудования по инфракрасному излучению
необходимо отметить что применение тепловизионной аппаратуры позволяет
разработать качественно новые методы выявления дефектов основное
достоинство которых состоит не только в увеличении безопасности выполнения
измерений в энергетической установке а прежде всего в том что выявление
дефекта на ранней стадии развития позволяет предотвратить возможное
повреждение оборудования и тем самым повысить надежность энергоснабжения и
снизить затраты на ремонты. И самое главное - разработать и наметить
мероприятия по предотвращению появления подобного рода дефектов на
аналогичном оборудовании что вообще практически исключает повреждаемость
оборудования и даже необходимость профилактического контроля.
Факторы влияющие на эффективность тепловизионного оборудования.
Применение тепловизоров для выявления дефектных элементов
высоковольтного оборудования обосновано тем что наличие некоторых видов
дефектов вызывает изменение температуры этих элементов и как следствие
изменение интенсивности инфракрасного излучения ( ИК ) которое может быть
зарегистрировано названными приборами.
ИК излучение испускается всеми телами при любой температуре отличной
от абсолютного нуля.
ИК лучи часто называют также тепловыми лучами. В действительности они
не имеют ни каких тепловых свойств. Как и другие излучения они могут быть
поглощены телами помещенными на их пути и превращаются в теплоту. Однако
тепловой эффект является только результатом поглощения ИК лучей и не
составляет их специфического признака.
ИК излучение является частью оптического излучения и занимает в спектре
электромагнитных колебаний диапазон от 0.76 до 1000 мкм причем спектр
излучения твердых тел характеризуется непрерывным распределением излучения
по всему диапазону с единственным максимумом положение которого зависит от
температуры тела и определяется законом смещения Вина согласно которому
длина волны максимального излучения обратно пропорциональна абсолютной
ИК область спектра принято делить на четыре части: ближнюю среднюю
дальнюю и очень далекую.
Такое деление связано с особенностями прохождения ИК излучения через
атмосферу которая поглощает или в значительной степени ослабляет излучение
определенных частей спектра за счет рассеяния и поглощения его молекулами
водяного пара углекислого газа и озона. Участки спектра ИК излучения на
которых ИК лучи проходят через атмосферу с незначительным ослаблением
называют атмосферными окнами. Туман и облака сильно рассеивают излучение и
по существу непрозрачны для ИК лучей но через дождь например ИК
излучение проходит достаточно свободно.
Важно заметить также что земная атмосфера пропускает через атмосферные
окна до 65 % солнечного излучения в ИК области спектра. Исходя из расчетов
спектральной плотности излучения реальных объектов температура которых не
значительно отличается от температуры окружающих предметов на уровне
температуры близкой к 300 К (27С) а также учитывая пропускание атмосферы
установлено что оптимальным является окно 8 - 13 мкм что и используют при
конструировании тепловизионных приборов. В этом окне ослабление ИК
излучения при толщине слоя осажденной воды 17 мм на расстоянии 1.8 км
составляет в среднем около 30 % т.е. для тех расстояний с которых
производится выявление дефектов высоковольтного оборудования атмосфера
практически не ослабляет интенсивности инфракрасного излучения.
Начиная с 14 мкм поглощение всеми компонентами атмосферы становится
настолько сильным что в спектральном диапазоне 14 - 200 мкм атмосфера
практически непрозрачна для ИК лучей.
При оценке интенсивности ИК излучения большое влияние на результаты
оказывает угол между нормалями к поверхности излучения и плоскости
приемника или осью оптической системы приемника. Чем больше угол тем
меньшая часть потока ИК излучения попадает на площадку приемника. Для
каждой формы излучателя существует предельный угол превышение которого
приводит к тому что ИК излучение вообще не попадает на приемник.
Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе точки расположения
тепловизионных приборов стараясь расположить оптическую ось приемника по
возможности перпендикулярно излучающей поверхности.
ИК контроль желательно проводить при отсутствии солнца ( в облачную
погоду или ночью ) предпочтительно перед восходом солнца при минимальном
воздействии ветра в период максимальных токовых нагрузок лучше весной -
для уточнения ремонтных работ и ( или ) осенью - в целях оценки состояния
электрооборудования перед зимним максимумом нагрузки.
При проведении ИК - контроля должны учитываться следующие факторы:
- коэффициент излучения материала;
- солнечная радиация;
- расстояние до объекта;
- значение токовой нагрузки;
- тепловое отражение и т. п.
Рассмотренные свойства и особенности ИК излучения определяют
следующие методические рекомендации при выявлении дефектов высоковольтного
- тепловизионный приемник должен принимать ИК излучение дальней части
- измерение необходимо проводить при отсутствии прямого солнечного
излучения тумана или дождя при этом сплошная облачность не пропускает ИК
- необходимо учитывать коэффициент излучения поверхности обследуемого
объекта а также угол между осью тепловизионного приемника и нормалью к
излучающей поверхности.
При проведении ИК - обследования электроборудования существенное
значение имеет влияние и устранение систематических и случайных
погрешностей оказывающих влияние на результаты измерения. Систематические
погрешности заключены в конструкции измерительного прибора а также зависят
от выбора их соответствия с требованиями к совершенству измерения (
разрешающей способности поле зрения и т. п. ). Случайными погрешностями
возникающими при проведении ИК - контроля могут являться: воздействие
солнечной радиации выбор излучательной способности и др. Ниже рассмотрены
виды погрешности возникающие при ИК - контроле электрооборудования и
способы их устранения.
Коэффициент излучения материала в общем виде зависит от длины волны
угла наблюдения поверхности контролируемого объекта и температуры. Для
металлов в отличии от газообразных и жидких веществ спектральный
коэффициент излучения изменяется весьма слабо. Коэффициент излучения
помимо выше сказанного зависит также от угла наблюдения.
Для металлов коэффициенты излучения постоянны в интервале углов
наблюдения 0 - 40 для диэлектриков - в интервале углов 0 - 60. За
пределами этих значений коэффициент излучений быстро уменьшается до нуля
при направлении наблюдения по касательной.
Так при длине волны при длине 10 мкм при наблюдении по нормали вода
близка к абсолютно черному телу а при наблюдении по касательной становится
Коэффициенты излучения с ростом температуры обычно увеличиваются.
Обычно коэффициент излучения зависит от состояния поверхности металла.
Поскольку токоведущий узел электрического аппарата или установки может
включать в себя множество компонентов из разнородных металлов поверхности
которых окрашены имеют окисные пленки или разную степень обработки
поверхности т. е. различные коэффициенты излучения при инфракрасном
контроле могут возникнуть предположения о перегревах на участках с
повышенными коэффициентами излучения. В подобных случаях целесообразно
провести пофазное сравнение результатов измерения оценить состояние
перегретого участка (точки) с помощью бинокля выяснить объемы ремонтных
работ проводимых на данном токоведущем узле и т. п.
Солнечная радиация нагревает контролируемый объект а также при наличии
участков (узлов) с хорошей отражательной способностью создает впечатление о
наличие высоких температур в местах измерения. Эти явления проявляются при
использовании ИК - приборов со спектральным диапазоном 2 - 5 мкм. Для
исключения влияния солнечной радиации рекомендуется осуществлять ИК -
контроль в ночное время суток (предпочтительно после полуночи) или в
облачную погоду. Для того чтобы облегчить проведение ИК - контроля при
безоблачном небе и при солнечном отражении можно использовать солнечный
рефлекторный фильтр. При острой необходимости измерение в
электроустановках при солнечной погоде рекомендуется производить для
каждого объекта поочередно из нескольких диаметрально противоположных
Если ИК - контроль осуществляется на открытом воздухе необходимо
принимать во-внимание возможность охлаждения ветром контролируемого объекта
(контактного соединения). Так превышение температуры измеренное при
скорости ветра 5 мс будет примерно в два раза ниже нежели измеренное при
скорости ветра 1 мс. Температура токоведущего узла (контактного
соединения) зависит от нагрузки и прямопропорционально квадрату тока
проходящего через контролируемый участок.
При необходимости пересчет желательно проводить от более высокой
нагрузки к более низкой и при близких значениях токов (отличия на 20 -
При переменной токовой нагрузке приходиться считаться с тепловой
инерцией контролируемого объекта.
Так тепловая постоянная времени для контактных узлов аппаратов
составляет порядка 20 - 30 минут поэтому при определении тока нагрузки по
амперметру контролируемого присоединения не следует учитывать
кратковременные “броски” тока связанные с коммутационными процессами или
режимом работы потребителя.
Дождь туман мокрый снег в значительной степени охлаждают поверхность
объекта измеряемого с помощью ИК - прибора и в определенной мере
рассеивают инфракрасное излучение каплями воды.
ИК - контроль допускается проводить при небольшом снегопаде с сухим
снегом или легком моросящем дождике.
При работе с ИК - приборами вблизи шин генераторного напряжения
реакторов и вообще в электроустановках с большими рабочими токами
приходится сталкиваться с проблемой защиты ИК - прибора от влияния
Последнее вызывает искажение картины теплового поля объекта на
кинескопе тепловизора или нарушает работу радиационного пирометра. При
наличии магнитных полей при проведении ИК - контроля рекомендуется:
- если токоведущие шины находятся над головой оператора с тепловизором
или пирометром или вблизи него постараться перемещаясь около
контролируемого объекта выбрать место положения с минимальным влиянием
- использовать объектив с меньшим углом наблюдения что позволит
осуществлять контроль за объектом с удаленного расстояния;
- при контроле с помощью тепловизора с оптико-механическим
сканированием можно сканер расположить вблизи объекта ВКУ с кинескопом
используя длинный кабель от сканера вынести за пределы зоны влияния
В ряде случаев особенно при ИК - контроле токоведущих частей
расположенных в небольших замкнутых объемах ( например в КРУ или КРУН )
приходится сталкиваться с возможностью получения ошибочных результатов в
результате теплового отражения от нагревательных элементов ламп освещения
соседних фаз и др Последнее проявляется при контроле токоведущей части с
малым коэффициентом излучения обладающих хорошей отражательной
В результате термографическая съемка может показать горячую точку
(пятно) хотя в действительности это просто тепловое отражение. Поэтому
рекомендуется в подобных случаях производить ИК - обследование объекта под
различными углами зрения и изменением места положения оператора с ИК -
прибором. При необходимости на время измерения отключается освещение
В токоведущих частях электроустановок обтекаемых значительными токами
(например шины генераторного напряжения) зачастую наблюдаются нагревы
обусловленные индукционными токами циркулирующими в магнитных материалах.
В качестве последних в токоведущих шинах могут быть пластины
шинодержателей крепежные болты близко расположенные металлоконструкции и
т. п. Нагревы от индукционных токов если они расположены вблизи контактных
соединений могут создавать ложное впечатление о перегреве последних.
Существенное значение при ИК - контроле играет расстояние до
контролируемого объекта ввиду рассеяния и поглощения ИК - излучения в
атмосфере за счет тумана снега и других факторов.
Особенно это влияние сказывается при использовании тепловизоров
работающих в спектральном диапазоне 3 - 5 мкм. При использовании
радиационных пирометров необходимо чтобы площадь наблюдения по возможности
соответствовала площади контролируемого объекта. В противном случае на
результаты измерения будет оказывать влияние температура окружающей среды.
При изменениях температуры объекта с помощью инфракрасного пирометра
необходимо учитывать угол визирования который он обеспечивает.
В тех случаях когда контролируемый объект находится на удаленном
расстоянии или размеры его малы может возникнуть ситуация при которой в
зону измерения наряду с контролируемым объектом попадает участок окружающей
его внешней среды (воздух и т. п.) с иной температурой.
Температура внешней среды в этом случае может внести существенную
погрешность в результаты показания пирометра особенно если измерение
температуры контролируемого объекта осуществлялось на фоне неба
температура которого в зависимости от его состояния (облачность ясное
небо) может достигать минус (50 - 70)С.
При необходимости осуществления контроля температуры контактных
соединений расположенных внутри комплектных ячеек РУ имеющих смотровые
застекленные проемы следует учитывать что большинство стекол не
пропускает длинноволновое излучение с длинами волн более 2.7 мкм.
В этом случае предпочтение следует отдавать приборам ИК - техники со
спектральным диапазоном (3 - 5) мкм.
9 Перспективность применения технологии ИК диагностики
Технология ИК диагностики электрооборудования является весьма
перспективным методом неразрушающего контроля электрооборудования хорошо
дополняющим существующие традиционные методы диагностики а в ряду случаев
даже единственно возможным методом выявления и локализации специфических
дефектов. Возможности инфракрасной техники практически не ограничены в
условиях контроля электроустановок ведь надежность их работы фактически
определяется двумя составляющими: изоляцией и контактами. А состояние этих
составляющих диагностируется инфракрасной техникой.
Диапазон применения ИК диагностики достаточно широк по существу он
ограничен только квалификацией инициативой и способностью персонала
который ее проводит. Исключительная информативность ИК метода позволяет
точно выявлять и осуществлять локализацию того или иного дефекта
электрооборудования устанавливать причину его возникновения и устранять
угрозу возникновения аварийных ситуаций. Поэтому этот метод является
чрезвычайно эффективным инструментом в руках специалистов по обслуживанию
Тепловизионный контроль производится в рабочем состоянии оборудования
то есть под нагрузкой и напряжением. Результаты обследования в таком
состоянии являются более достоверными чем результаты обследований после
снятия нагрузки или напряжения. Так например для гирлянды изоляторов
нагрузкой является не только напряжение но и тяжение провода. Замеченное
тепловизором повреждение изолятора гирлянды может оказаться незамеченным
при осмотре гирлянды после снятия с опоры.
Тепловизионный контроль проводится без отключения оборудования и в любое
время. Поэтому тепловизнонное обследование оборудования не мешает
предприятию выполнять свою основную задачу по передаче и распределению
электроэнергии. Это дает возможность организовать электрообеспечение
потребителей на принципиально новом уровне повысить эффективность работы
электроснабженческих компаний значительно снизить технологические расходы
электрической энергии на ее транспортировку повысить пропускную
способность электрических сетей за счет уменьшения их простоя во время
проведения профилактических испытаний и ремонтных работ.
Поскольку повреждения выявляются на работающем оборудовании то имеется
запас времени для подготовки вывода дефектного оборудования в ремонт не
отключая электроустановку и сокращая время ремонта до минимума.
Наряду с другими видами современной диагностики - в частности с
хроматографическим анализом трансформаторного масла тепловизионный
- предупредить возникновение аварийных ситуаций в электрооборудовании и
тем самым повысить надежность электроснабжения потребителей;
- значительно снизить затраты на ремонты поскольку повреждения
выявляются на ранних стадиях:
- оценить действительное состояние электрооборудования с определением
запаса его работоспособности что особенно актуально для оборудования
отработавшего 15 лет и более.

Сх.РЗ Тр-ра 25МВА.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
Однолинейная схема nрелейной защиты nсилового трансформатора nТРДН-25000110
090603.ДП.59.09 Э3.2
Дифференциальная защита трансформатора
Максимальная токовая nзащита
Защита от однофазных к.з. на землю в сети 110кВ
Защита от однофазных к.з. на землю в сети 10 кВ
Газовая защита трансформатора
Газовая защита трансформатора n на сигнал
На отключениеnвыключателя Q1

НАТА.dwg

Главная схемаnэлектрической части nпроектируемой подстанции
Главная схема подстанции

esip 1.dwg

Выключатель ЯЭ-220Л-11(21)У4
Разъединитель РНДЗ-1-2201000 У1
Короткозамыкатель КЗ-220У1
Трансформатор тока ТШЛ-05-Р-800015
Трансформатор тока ТФЗМ 220Б-III 6005
Трансформатор напряжения НКФ-220-58У1
Выключатель ЯЭ-110Л-23(13)У4
Разъединитель РНДЗ.1-1101000 У1
Трансформатор тока ТФЗМ110Б-I 8005
Ограничитель перенапряжения ОПН-220
Ограничитель перенапряжения ОПН-110
Автотрансформатор АТДЦТН-20000022011035
Трансформатор напряжения НКФ-110-58У1
Управление подстанции осуществляется на базе постоянного оперативного тока.
Трансформатор тока ТФЗМ110Б-I 2005
Трансформатор тока ТФЗМ110Б-I 4005
Выключатель ВВУ-35А-402000У1
Разъединитель РНДЗ-352000 У1
Трансформатор тока ТФЗМ35В-I 15005
Трансформатор тока ТФЗМ 220Б-III 4005
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3
Трансформатор ТРДНС-400003510
Разъединитель РНДЗ-351000 У1
Выключатель ВВТЭ-10-203600УХЛ2
Разъединитель РВР-124000
Трансформатор тока ТПШЛ-10 40005
Трансформатор ТМ-16010
Разъединитель РВЗ-101000 У1
Выключатель ВВТЭ-10-201000УХЛ2
Разъединитель РВЗ-10400 У1
Трансформатор тока ТПОЛ-10 8005

чертежи кп ПЗ.dwg

генплан.dwg

TitleName designation material dimension etc
Article No.Reference
Обозначение Наименование
127 Жилой дом с электроплитами на 127 квартир 7nn2 381 Жилой дом с электроплитами на 381 квартиры 12nn3 508 Жилой дом с электроплитами на 508 квартир 5nn4 72 Жилой дом с газовыми плитами на 72 квартиры 23n n5 108 Жилой дом с газовыми плитами на 108 квартир 22nn6 144 Жилой дом с газовыми плитами на 144 квартиры 10
nГенеральный план nnэлектроснабжениярайона города nnна пятьдесят тысяч жителей

1 РЗ.DOC

1.10 Назначение релейной защиты
В энергетических системах могут возникать повреждения и ненормальные
режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций их
распределительных устройств линий электропередачи и электроустановок
потребителей электрической энергии. Повреждения в большинстве случаев
сопровождаются значительным увеличением тока и глубоким понижением
напряжения в элементах энергосистемы. Ненормальные режимы обычно приводят к
отклонению величин напряжения тока и частоты от допустимых значений. Таким
образом повреждения нарушают работу энергосистемы и потребителей
электроэнергии а ненормальные режимы создают возможность возникновения
повреждений или расстройства работы энергосистемы.
Для обеспечения нормальной работы энергосистемы и потребителей
электроэнергии необходимо возможно быстрее выявлять и отделять место
повреждения от неповрежденной сети восстанавливая таким путем нормальные
условия их работы и прекращая разрушения в месте повреждения. Опасные
последствия ненормальных режимов также можно предотвратить если
своевременно обнаружить отклонение от нормального режима и принять меры к
В связи с этим возникает необходимость в создании и применении
автоматических устройств выполняющих указанные операции и защищающих
систему и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных
Первоначально в качестве подобной защиты применялись плавкие
предохранители. Однако по мере роста мощности и напряжения электроустановок
и усложнения их схем коммутации такой способ защиты стал недостаточным в
силу чего были созданы защитные устройства выполняемые при помощи
специальных автоматов – реле получившие название релейной защиты.
Релейная защита является основным видом электрической автоматики без
которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических
систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом
работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение
повреждений и ненормальных режимов.
При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы
поврежденный участок воздействуя на специальные силовые выключатели
предназначенные для размыкания токов повреждения.
При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и в
зависимости от характера нарушения производит операции необходимые для
восстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.
11 Повреждения в электроустановках
Основными причинами повреждений являются:
- нарушение изоляции токоведущих частей вызванное ее старением
неудовлетворительным состоянием перенапряжениями механическими
- повреждение проводов и опор линий электропередач вызванное их
неудовлетворительным состоянием гололедом ураганным ветром пляской
проводов и другими причинами;
- ошибки персонала при операциях (отключение разъединителей под
нагрузкой включение их на ошибочно оставленное заземление и т.д.).
Наиболее опасным и тяжелым видом повреждения являются короткие
замыкания (к.з.). Они подразделяются на трехфазные двухфазные и однофазные
в зависимости от числа замкнувшихся фаз; на замыкания с землей и без земли;
замыкания в одной и двух точках сети. Происходящие в результате к.з.
увеличение тока и снижение напряжения приводят к ряду опасных последствий:
- ток к.з. выделяет в активном сопротивлении цепи по которой он
проходит тепло. В месте повреждения это тепло и пламя электрической дуги
производят большие разрушения. Проходя по неповрежденному оборудованию и
линиям электропередач ток к.з. нагревает их выше допустимого предела что
может вызвать повреждение изоляции и токоведущих частей.
- понижение напряжения при к.з. нарушает работу потребителей. Вторым
наиболее тяжелым последствием снижения напряжения является нарушение
устойчивости параллельной работы генераторов что может привести к распаду
системы и прекращению питания всех ее потребителей.
Замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью либо
заземленной через большое сопротивление дугогасящей катушки не вызывает
к.з. Возникающий при этом ток в месте повреждения замыкается через емкость
проводов относительно земли и имеет небольшую величину. Линейные напряжения
при этом виде повреждения остаются неизменными. Благодаря этому однофазное
замыкание на землю не отражается на работе потребителей и не нарушает
синхронной работы генераторов. Однако этот вид повреждения создает
ненормальный режим вызывая перенапряжение что представляет опасность с
точки зрения возможности нарушения изоляции относительно земли двух
неповрежденных фаз и перехода однофазного замыкания на землю в междуфазное
11 Ненормальные режимы
К наиболее характерным ненормальным режимам относятся:
- перегрузка оборудования вызванная увеличением тока сверх
номинального значения. Ток перегрузки проходя по оборудованию за счет
выделяемого им дополнительного тепла повышает температуру токоведущих
частей и изоляции сверх допустимой величины что приводит к ускоренному
износу изоляции и ее повреждению. Для предупреждения повреждения
оборудования при его перегрузке необходимо принять меры к разгрузке или
отключению оборудования.
- качания в системах возникают при выходе из синхронизма параллельно
работающих генераторов. При качаниях в каждой точке системы ток колеблется
от нуля до максимального значения во много раз превышающего нормальную
величину. Напряжение падает от нормального до некоторого минимального
значения. Возрастание тока вызывает нагревание оборудования а уменьшение
напряжения нарушает работу всех потребителей системы. Качание – очень
опасный режим отражающийся на работе всей энергосистемы.
- повышение напряжения сверх допустимого значения возникает обычно
на гидрогенераторах при внезапном отключении их нагрузки. Опасное для
изоляции оборудования повышение напряжение может возникнуть также при
одностороннем отключении или включении длинных линий электропередачи с
большой емкостной проводимостью.
В разрабатываемом проекте электроснабжения района города используются
различные элементы энергосистемы – воздушные и кабельные линии разных
классов напряжения шины подстанции трансформаторы. Ниже будут рассмотрены
виды и системы релейной защиты применяемые в данных элементах.
12 Защита воздушных линий напряжением 110 кВ
Для ВЛ в сетях напряжением 110 кВ предусматриваются устройства РЗ от
многофазных замыканий и от замыканий на землю.
При выборе типа защиты от многофазных замыканий на линиях необходимо
предусматривать установку оптимальных специальных защит (согласно
Для защиты от замыканий на землю применяются токовые ступенчатые защиты
нулевой последовательности. Для ускорения отключения замыканий на землю на
параллельных линиях напряжением 110 кВ применяется дополни-
тельная защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта
защита выполняется в виде отдельной поперечной токовой защиты с включением
реле на ток нулевой последовательности.
13 Защита трансформаторов в центре питания
Объём защиты трансформатора определяется в зависимости от его мощности.
Применяются следующие типы защит:
- продольная дифференциальная защита – для защиты от повреждений
на вводах а также от внутренних повреждений;
-газовая защита – от межвитковых замыканий (от повреждений внутри
бака трансформатора);
- МТЗ – от токов внешних к.з.;
-МТЗ – от перегрузки.
14 Защита шин в центре питания
В качестве защиты сборных шин подстанции напряжением 11010 кВ
предусмотрена дифференциальная токовая защита без выдержки времени. Защита
осуществляется с применением специальных реле тока .
Дифференциальная защита снабжена автоматическим контролем целостности
соединительных проводов с действием на сигнал.
15 Защита кабельных линий напряжением 10 кВ
Релейная защита кабельных линий напряжением 10 кВ со стороны источнико
питания осуществляется в соответствии с ПУЭ как от многофазных к.з. так и
от однофазных замыканий на землю. Последняя выполняется в виде защиты как
правило действующей на сигнал и указывает оперативному персоналу
направление для дальнейших поисков повреждённого элемента а затем и места
однофазного замыкания на землю.
Защита от многофазных к.з. со стороны источников питания
предусматривается в двухфазном исполнении (схема неполной звезды) причем
трансформаторы тока включаются в одни и те же фазы во всей сети данного
напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных
замыканий на землю только одного из двух мест однофазных замыканий на
землю. Как правило защита выполняется двухрелейной.
На приёмных концах параллельно работающих линий устанавливаются токовые
направленные защиты или поперечные дифференциальные защиты. Токовые
направленные защиты удобнее в эксплуатации и не препятствуют увеличению
числа параллельно работающих линий. Реже применяют продольные
дифференциальные защиты что объясняется отсутствием простой и надежной
аппаратуры и высокой стоимости соединительных кабелей. Однако применение
продольной дифференциальной защиты линий не освобождает от установки МТЗ
для отключения к.з. на шинах приемной подстанции.
16 Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ
Электрическая сеть напряжением до 1 кВ должна иметь быстродействующую
защиту от токов к.з. обеспечивающую требуемую чувствительность и по
возможности селективное отключение повреждённого участка.
К сетям которые кроме защиты от к.з. должны иметь защиту от
перегрузки относятся все сети внутри помещений выполненные
ми незащищёнными изолированными проводами с горючей оболочкой. Защита от
перегрузки необходима для того чтобы предотвратить перегрев проводников
который может привести к возгоранию изоляции и потере питания.
Сети напряжением до 1 кВ выполняются в виде радиальных магистральных и
смешанных схем с односторонним питанием. В таких сетях основной защитой
является токовая защита. Плавкие предохранители и автоматические
выключатели снабжены устройствами токовой защиты. В большинстве случаев
предпочтение отдаётся плавким предохранителям.
17 Дифференциальная защита
Для защиты трансформаторов от коротких замыканий между фазами на
землю и от замыкания витков одной фазы широкое распространение получила
дифференциальная защита (рис. 5.1). В соответствии с принципом действия
этой защиты трансформаторы тока устанавливаются с обеих сторон
трансформатора. Их вторичные обмотки соединяются так чтобы при нагрузке и
внешних коротких замыканиях в реле протекала разность вторичных токов
Iр = II – III. Тогда при коротких замыканиях в зоне защиты ток в реле равен
сумме Iр = II + III. Если Iр > Iср то реле приходит в действие и отключает
Для того чтобы дифференциальная защита не работала при нагрузке и
внешних коротких замыканиях необходимо уравновесить вторичные токи так
чтобы в этих случаях ток в реле отсутствовал.
Следовательно при внешних коротких замыканиях и нагрузке вторичные токи
должны быть равны по величине и фазе:
18 Расчёт параметров срабатывания защиты
Рассчитаем для примера параметры срабатывания максимальной токовой
защиты кабельной линии напряжением 10 кВ от ЦП до РП. Ток срабатывания
пусковых реле отстраивается от максимального рабочего тока линии который
может возникнуть в аварийном режиме при отключении одного из параллельных
кабелей. Ток срабатывания защиты определяется из выражения:
где kн = 12 ( 14 – коэффициент надежности;[pic][pic]
kв = 08 ( 085 – коэффициент возврата;
kз = 13 – коэффициент запуска учитывающий самозапуск двигателей;
Iдоп = 3004 А – максимальный ток нагрузки.
Ток срабатывания реле:
где KI = [pic] = 60 – коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Коэффициент чувствительности защиты проверяется по току к.з. исходя из
где Iк.мин – минимальное значение тока при повреждении в конце зоны защиты.
Для обеспечения селективности выдержки времени максимальных защит
выбираются по ступенчатому принципу. Для защит установленных в наиболее
удалённых от источника питания участках сети выдержка времени принимается
Разница между временем действия защит двух смежных участков называется
ступенью времени или ступенью селективности:
Обозначив защиту линии ЦП – РП как А а защиту линии РП – ТП как Б и
условно принимая время срабатывания защиты Б: tБ = 1 с определим выдержку
tА = tБ +[pic]t = 1 + 05 = 15 с.
Таким образом выдержка времени МТЗ линии 10 кВ от ЦП до РП должна
составлять 15 секунды.
В результате разработанной электрической части дипломного проекта
установлено что для электроснабжение района города с населением 50 тыс.
жителей а также с соответствующими общественными и общественно-
коммунальными учреждениями и промышленными предприятиями необходимо иметь
два трансформатора типа ТРДН-25000110 с общей суммарной нагрузкой Smax =
916 кВА. После понижения напряжения в ЦП со 110кВ на 10кВ вся
электроэнергия равномерно распределяется по 14 ТП в каждой из которых
устанавливается по два трансформатора типа ТМ 63010.
Произведен расчет и определены сечения и типы кабелей как подходящих к
ТП так и отходящих от ТП к жилым домам общественным и общественно-
коммунальным объектам. Разработана распределительная сеть на 038 кВ для
шестнадцатиэтажного жилого дома. Выполнен расчет токов короткого замыкания
согласно задания выбраны коммутационные аппараты для всей питающей и
распределительных сетей а также контрольно-измерительные аппараты и
Так же рассчитали параметры срабатывания максимальной токовой защиты
кабельной линии напряжением 10 кВ от ЦП до РП.
Было осуществлено регулирование напряжения с таким расчетом чтобы
падение напряжения в распределительной сети не превышало допустимых
значений. Определены потери электроэнергии и выбран вариант расчета с
наименьшими суммарными затратами по капитальному сооружению и по
эксплуатационным расходам.

Тынкован А.В. 244 кл.dwg

Главная схемаnэлектрической части nпроектируемой подстанции

мой курсач эсип.docx

Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции . .4
1 Структурные схемы трансформаторных подстанций ..4
Выбор схемы выдачи мощности 5
Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ 9
Выбор силовых трансформаторов 14
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд и расчет мощности подстанции .. 17
1 Расчёт мощности подстанции ..17
2 Выбор трансформатора собственных нужд 20
Выбор проводов подходящей линии электропередач ..22
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции ..23
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы .39
1Выбор силовых выключателей .40
Выбор разъединителей .43
Выбор трансформаторов тока ..45
4 Выбор трансформаторов напряжения 46
Выбор и расчет шин ..48
1 Выбор жестких шин . .48
2 Выбор гибких шин и токопроводов 52
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
- выбор основного оборудования;
- выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схем РУ;
- расчет токов к.з.;
- выбор коммутационных аппаратов и защитных приборов;
- выбор токоведущих шин и кабелей;
- выбор измерительных приборов;
- выбор конструкции РУ.
Основные цели и задачи проектирования:
Производство передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рисунок 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
2 Выбор схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 330 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Рисунок 2 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин.
Эта схема применяется в РУ 110 330 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 330 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё время ремонта секции.
3 Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ
Распределительные устройства всех напряжений осуществляющие прием и распределение электрической энергии выполняются со сборными шинами. Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций предназначенные только для приема электрической энергии (без ее распределения) выполняются без сборных шин по блочным мостиковым и другим схемам.
Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:
питающие линии (ввод);
трансформаторы напряжения;
трансформаторы для собственного обслуживания;
заземляющие разъединители сборных шин и др.
Сборными шинами - называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции обладающие малым электрическим сопротивлением предназначенные для подключения присоединений.
По своему назначению сборные шины делятся на рабочие резервные и обходные. Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений. Резервная система шин служит для питания присоединений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напряжением. Обходная система шин применяется при повышенных требованиях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения потребителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.
На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключателей
предохранителей трансформаторов напряжения и т. п. а также на участках где возможна подача напряжения от других источников напряжения обязательно устанавливаются разъединители обеспечивающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками высокочастотные заградители и конденсаторы связи трансформаторы напряжения устанавливаемые на отходящих линиях разрядники устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.
Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель один или два шинных разъединителя (в зависимости от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъединитель (а б). Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя а также при двух системах шин — для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе. Линейный разъединитель предусматривается в присоединениях где при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.
При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы
В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей ошибочные действия с разъединителями выключателями заземляющими ножами и т. д.
Рисунок 3 Присоединения выключателей к сборным шинам
а — с одной системой шин; б — с двумя системами шин; в — с одной системой
шин выкатного исполнения;
На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока на воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше — высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если система шин делится на части (секции) то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6—35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше.
При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы для собственного обслуживания которые служат для питания оперативных цепей а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для питания оперативных цепей и на сборные шины если ТСН не используются для питания оперативных цепей.
Схемы распределительных устройств напряжением 35—330 кВ со сборными шинами
Применяются следующие схемы распределительных устройств:
с одной несекционированной системой шин;
с одной секционированной системой шин;
с двумя одиночными секционированными системами шин1;
с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
с одной секционированной и обходной системами шин;
с двумя системами шин;
с двумя секционированными системами шин;
с двумя системами шин и обходной;
с двумя секционированными системами шин и обходной.
Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая
схема которая применяется в сетях 6—35 кВ В сетях 10(6) кВ схему называют- одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель один шинный и один линейный разъединители
Схема с одной системой шин
Недостатки данной схемы:
в схеме используется один источник питания;
профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Схема с одной секционированной выключателем системой шин
позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование как правило выполняется так чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста наглядна экономична обладает достаточно высокой надежностью широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—330 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией а также в РУ 11О кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин вторая остается в работе.
Рисунок 4 Схема с одной секционированной системой шин
Недостатки схемы с одной секционированной выключателем системы шин:
на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий подключенных к этой секции шин;
повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема состоящая из восьми секций шин которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин»
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» применяется в тех же случаях что и блочные схемы с отделителями.
Рисунок 5 Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях
— трансформаторы тока
Схема «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» может применяться на тупиковых ответвительных и проходных подстанциях напряжением 35—330 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
В схеме «мостик» линии или трансформаторы на 2 трехтрансформаторных подстанциях соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35—330 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MBА включительно. На напряжениях 110 и 330 кВ схема мостика применяется как правило с ремонтной перемычкой которая при соответствующем обосновании может не пересматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохранении в работе линий и трансформаторов.
4 Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС. Часть обмотки заключённая между В и С называется последовательной а между С и О общей.
Рисунок 6 Схема трехфазного автотрансформатора
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной обмотки I складывается из тока Iв проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток и тока Iо созданного магнитной связью этих обмоток:
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки ВО или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки СВ.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток: IСН = IВН + Iо. Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
1 Расчёт мощности подстанции.
Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 330 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85 . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 4 ЛЭП: S1=Pcosφ=1200.85=141.1(МВА)
На напряжении 35 кВ: по 5 ЛЭП: S2=Pcosφ=700.85=82.3 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 4 ЛЭП: S3=Pcosφ=320.85=42.35(МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 141.1+82.3+42.4=265.8 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Потребители 1-й секции
Рабочее освещение ОПУ№1
Наружное освещение ОП №6
Питание блокирующих разъединителей №2
Зарядное устройство №1
Освещение релейного зала №2
Зарядное устройство №2
Наружное освещение ОП №1
Суммарная мощность потребителей
Потребители 2-й секции
Таким образом Sс.н.= 501 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=265.8 + 0.501=266.253(МВА)
ВН – обмотка высшего напряжения (330 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 266.2 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 141.1 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 82.3МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 42.3 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (401 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7266.2=186.3 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦНТ – 25000033015035
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =266.22250=0.54
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =266.2250=1.1
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Так как по заданию необходимо спроектировать подстанцию на которой будет присутствовать шина 10 кВ выберем дополнительный трансформатор позволяющий получить напряжение 10 кВ.
Таким образом выбераем трансформатор ТРДН -2500011010. Его данные приведём в таблице 3.
2 Выбор трансформатора собственных нужд
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 401 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-400350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач.
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=266.21033330=465.7А
где Uн – номинальное напряжение (330 кВ).
I р= Iр max2= 465.72=232.8 (A)
Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 240 мм2 т.е. провод марки АС 24032.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iрjэк= 232.8 1.1= 211.7 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 300 мм2 (АС 30039).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 30039.
Омкм х Омкм (на 100км)
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 550 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =(9.8100) 550 = 53.9 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-30039).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = (42.9100) 550 = 235.95 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039)
Uрасч. 1 = =20.5 % .
Потеря напряжения в первой линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 330 кВ провод АС 2Х 30039
Тогда: Rл1 = r0 l2 =0.0985502=26.9 (Ом)
Xл1 = x0 l2=0.4295502=117.9(Ом)
. Uрасч. 1 = = 6 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 340 км.:
Rл = r0 l =4.9 340100 = 16.66 (Ом)
Xл = x0 l = 21.45 340100 = 72.93 (Ом)
Uрасч. 2 = = 6.3 % .
Потеря напряжения во второй линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 330 кВ провод АС 3Х 30039
Тогда: Rл2 = r0 l3 =0.0983403=11.1 (Ом)
Xл2 = x0 l3=0.4293403=44.33 (Ом)
. Uрасч. 2 = = 3.9 % .
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Выберем в качестве расчетной точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Считаем что выключатель соединяющее линии отключен.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции.
Рисунок 7 Расчетная схема токов кз
Состовляем схему замещения.
В схему замещения входят все элементы расчетной схемы (система генератор трансформатор линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 5.2
Рисунок 8 Схема замещения проектируемой подстанции.
Выбор параметров схемы замещения
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы
где Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Принимаем за базисную мощность МВА
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 330 кВ
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл.
АТДЦТН – 25000033015035
Активное сопротивление обмотки ВН RТВ Ом
Активное сопротивление обмотки СН RТС Ом
Активное сопротивление обмотки НН RТН Ом
Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ Ом
Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС Ом
Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН Ом
Зададимся базисными напряжениями по ступеням:
UбI=330 кВ UбII=115 кВ UбIII=37 кВ UбIIII=10.5 кВUб5=0.4 кВ
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=8.072503302=0.0185
xс2=Xс2SбUбI2=11.462503302=0.026
xл1=Xл1SбUбI2=75.0752503302=0.172
xл2=Xл2SбUбI2=0.08212503302=0.0821
xтвн=12ukBC+ukCH-ukHHSбSтр=0.50.42+0.54-0.105250250=0.4275
xтсн=12ukсн+ukнн-ukвнSбSтр=0.50.42+0.105-0.54250250=0
xтнн=12ukНН+ukВН-ukСНSбSтр=0.50.105+0.54-0.42250250=0.1125
Определяем аналогично для трансформаторов ТМ – 400350.4 и ТРДН-2500011010
ТМ – 400350.4 xтвн=xтсн=0.065
ТРДН – 2500011010 xтвн=xтсн=0.11
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 1.
Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Упростим схему замещения:
Рисунок 8 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в точке 1.
x1 = xс1 + xл1 = 0.0185 + 0.172 = 0.1905
x2 = xс2 + xл2 = 0.026 + 0.0821 = 0.1081
Uс = Uс Uб1 = 330330=1
x = x1 x2 x1+x2 =0.1905 0.10810.1905 +0.1081= 0.069
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 10.069= 14.5
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2503330=0.44
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =0.4414.5=6.34 (кА)
Определим ударный ток:
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение (для воздушных линий) xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.01370.02870.0137+0.0287= 0.0093
Та1 = x R = 0.069 314 0.0093= 0025 (c)
Определим ударный коэффициент:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 167 6.34 = 15 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 2.
Рисунок 9 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 2
Cуммарное сопротивление первой ветви
Суммарное сопротивление второй ветви
Результирующее сопротивление до точки к2.
Определим ток короткого замыкания в точке 2:
Iб=Sб3UбII=2503115=1.255
Iк2(3) =Iб Iк2(3) =1.2553.35=4.2 (кА)
Для автотрансформатора
Активное сопротивление в относительных единицах для обмотки
Результирующее сопротивление веетвей
Результирующее активное сопротивление до точки к2.
R = R1 R2 R1+R2 =0.03300180033+0018= 0012
Та2 = x R = 0.287 314 0.012 = 00762 (c)
iуд2 = kуд2 Iк2(3) = 1.73 3.35 =8.2 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 3.
Рисунок 10 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 3
Индуктивное сопротивление первой ветви
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к3.
Напряжение на стороне 35 кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 3:
Iк3(3) = U3 x = 0.940.344 = 2.75
Iб=Sб3UбIII=250337=3.9
Iк3(3) =Iб Iк3(3) =3.92.75=10.73(кА)
для автотрансформатора
Активное сопротивление для обмотки НН
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к3.
Суммарное активное сопротивление до точки к3 второй ветви
Результирующе активное сопротивление до точки к3.
Та3 = x R = 0.344 314 0.013 = 0.0843 (c)
iуд3 = kуд3 Iк3(3) = 12 10.73 = 27.62 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 4.
Рисунок 11 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 4
Определим активные и индуктивные сопротивления
Данные трансформатора ТРДН-2500011010
Cуммарное сопротивление ветвей
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к4:
Напряжение на шинах 10 кВ.
Iк4(3) = U4 x = 0.953.92 = 0.243
Iб=Sб3UбIIII=2503105=13.746(кА)
Iк4(3) =Iб Iк4(3) =13.7460.243=3.34(кА)
Результирующее сопротивление ветвей
Результирующее активное сопротивление до точки к4.
Та4 = x R = 3.92 314 0.032 = 039 (c)
iуд4 = kуд4 Iк4(3) = 1.83 3.34 = 8.644 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 5.
Рисунок 12 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 5
Суммарное сопротивление для точки к5:
хтр4*=Uк100SбS4=6.51002500.4=40.625
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к5:
Напряжение на стороне 04кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 5:
Iк5(3) = U5 x = 0.952608 = 00364
Iб=Sб3UбIIIII=250304=360.84
Iк5(3) =Iб Iк5(3) =360.8400364=16.63(кА)
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к5
Суммарное активное сопротивление второй ветви
Результирующее активное сопротивление до точки к5
iуд5 = kуд5 Iк5(3) = 1.24 16.63 = 29.163(кА)
Данные расчётов токов КЗ заносим в таблицу:
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 266.210323 330 = 232.8(А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 141.110323 110 = 370.29 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 370.295 = 74.05 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 82.3 10323 35 =678.8 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 5 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 678.84 =169.7 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 42.310323 10 =1221.1 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 1221.1 4 = 305.25 (А)
1Выбор силовых выключателей
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший
промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= 6.342 (0.1 + 0.0657 + 0.025) = 7.7 (кА2с)
Выбор выключателей на 330 кВ
I2тер.tтер=10000кА2 с
Bк = (Iк2(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа2)= 4.22 (0.1 + 0.0657 + 0.0048) = 3.01 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (01с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
I2тер. tтер=7500кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 10.73 2 (01 + 0.065 + 0.0843) = 28.7 (кА2с)
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер=4800 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 10 кВ.
Bк = (Iк4(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа4)= 3.34 2 (01 + 0.065 + 0.39) = 6.19 (кА2с)
Iоткл. н. = 12.5 кА
I2тер. tтер=1200 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателя 04 кВ
2 Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 330 кВ
I2тер. tтер=1875кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
I2тер. tтер=4800кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 10 кВ
I2тер. tтер=8100кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы
Выбор трансформаторов тока на 330 кВ
I2тер. tтер=1200кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 330 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
Выбираем алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм с допустимым током 2670А
где: I доп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С). В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха
Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха;
Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Проверка шин на электродинамическую стойкость:
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил.
В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебаний системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкциях шин эти условия соблюдаются поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
В частных случаях например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний:
где – длина пролета между изоляторами м;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси
перпендикулярной направлению изгибающей силы см2
q –поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. чтобы f0>200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе возникающей при КЗ. Если f0200Гц то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Принимая что f0200Гц найдём длину пролёта между изоляторами.
J=hb36=80.636=0.288 (см4)
Длина пролёта между изоляторами:
lпи2=0.866Jq=0.8660.2889.6=1.5 (м)
Механический расчет двухполосных шин.
Если каждая фаза выполняется из двух полос то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки.
Пролет между прокладками n выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос .
где: an – расстояние между осями полос an =1.6 см;
Kф – коэффициент формы Kф =0.35;
E – модуль упругости материала (таблица 25) Е=1010 Па.
Механическая система две полосы – изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.
Рисунок 13 Рисунок 14
Схема крепления двухполосных шин.График изменения коэффициента формы
Исходя из этого величина n выбирается еще по одному условию:
где mn – масса полосы на единицу длины mn =1.295 кгм;
Разрушающее напряжение разр МПа
Допустимое напряжение
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно найти по формуле:
где b – толщина полос.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа:
где Wn – момент сопротивления одной полосы см3;
– расстояние между прокладками м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где пи – длина пролета между изоляторами м;
Wф – момент сопротивления пакета шин см3;
аф – расстояние между осями фаз.
Шины механически прочны если:
2 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 300 39.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 560 38.7
Таким образом принимаем проводник марки 2* АС 450 31.1
Таким образом принимаем проводник марки 3* АС 400 27.7
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по
Imax=Smax3Uн=266.21033330=465.7 А
Imax=Smax3Uн=141.11033110=740 А
Imax=Smax3Uн=82.3103335=1357.5 А
Imax=Smax3Uн=42.3103310=2242.1 А
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
В настоящем курсовом проекте был произведен расчет электрической части понизительной подстанции с параметрами указанными в задании на проектирование.
При выполнении курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
Выбор основного оборудования;
Выбор принципиальной схемы соединений ГПП;
Выбор обеспечения питания собственных нужд;
Расчет токов короткого замыкания;
Выбор коммутационной аппаратуры;
Выбор токоведущих частей;
Выбор измерительных трансформаторов;
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа АТДЦТН-25000033011035. При выборе принципиальной схемы для стороны 110 кВ предпочтение было отдано схеме с двумя рабочими и обходной системами шин для стороны 35 кВ – одна секционированная система шин. Собственные нужды ГПП запитываются от двух трансформатора собственных нужд типа ТМ-25035.
Выбор коммутационной аппаратуры заключался в выборе выключателей.
На стороне 330 кВ были выбраны выключатели типа ВГУ-330Б-403150У1
На стороне 110 кВ были выбраны выключатели типа ЯЭ-110Л-23У4.
На стороне 35 кВ были выбраны выключатели типа ВВУ-35А-402000У1
Выбор разъединителей сводился к выбору разъединителей на высокой стороне РДЗ-3301000 У1 средней стороне РДЗ-1101000 У1 низкой стороне РДЗ-351000 Выбор токоведущих частей:
на стороне 330 кВ были выбраны сборные шины на основе проводов АС-30039
На стороне 110 кВ были выбраны гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-56038.7 На стороне 35 кВ - гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-45031.1
При выборе измерительных приборов были выбраны:
на стороне 330 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-330-У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-330-58-У1;
на стороне 110 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-110-У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-110-58;
на стороне 35 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-35-У1 и трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ-35.
Для регулирования напряжения был выбран линейный вольтодобавочный трансформатор ЛТДН-10000035.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь: СНИЯЭиП
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец. вузов
-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-383 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-312с.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник.
– М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под ред.Рокотяна С.С.и Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 750 кВ. 4-е изд.перераб. и доп. НТО Минэнерго. - М. 1991. 86 с.
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций : Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов . Под ред. Васильева А.А. 2-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1990. 734 с.

Спецификация.docx

Спецификация оборудование
Главная схема подстанции 2201103510 кВ
Разьединитель РНД -220
Шинопровод алюминевый 2А 100х8мм
Предохранитель ПК-1-10-832-20 У1
Предохранитель ПКТН-10-У3
Предохранитель ПКТН-35-У1
Разьединитель РНД (3)-35-1000
Разьединитель РНД (3)-10-2000
Разьединитель РНД (3)-110-2000
Разьединитель РНД (3)-220-2000
Трансформатор тока ТПЛ -10Л
Трансформатор тока ТФН-35
Трансформатор тока ТФНД-110м
Трансформатор тока ТФНД-220-1
Выключатель ВВ-ТЕL-160030
Выключатель ВВ-35-10- 160025
Выключатель ВЭК-110-40-2000 У1
Выключатель ВЭК-220-Б-40-2000 У1
Ограниничель перенапряжения ОПН-10 кВ
Ограниничель перенапряжения ОПН-35 кВ
Ограниничель перенапряжения ОПН-110 кВ
Ограниничель перенапряжения ОПН-220 кВ
Конденсаторные установки КСП-105-75 У1
Трансформатор напряжения НТМИ-10
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65
Трансформатор напряжения НКФ-110-57
Трансформатор напряжения НКФ-220-58
Конденсаторы связи СРМ 220
Конденсаторы связи СРМ 110
Заградитель ВЧ- 110 кВ
Заградитель ВЧ- 220 кВ
Трансформатор ТРДН-6300011010
Автотрансформатор АТДЦТН-20000022011035
Трансформатор ТМ-250350.4

Dokument Microsoft Office WordНАТАША КП 2.docx

Севастопольский Национальный Университет Ядерной Энергии и Промышленности
По дисциплине: «Электрические станции и подстанции»
На тему: «Расчет трансформаторной подстанции»
старший преподаватель
Выбор главной схемы выдачи мощности 7
Расчет мощности подстанции 11
Выбор силовых трансформаторов 13
Выбор трансформаторов собственных нужд 18
Выбор проводов подходящей линии электропередач 19
Выбор сечения провода по допустимой нагрузки 19
Выбор сечения провода по максимальному расчетному току 19
Выбор сечения провода по экономической плотности тока 19
Проверка проводов по падению напряжения 19
Выбор схемы РУ ВН 21
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд 26
Расчет токов короткого замыкания на шинах главной схемы подстанции 28
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы подстанции 34
Выбор выключателей 35
Выбор разъединителей 37
Выбор трансформаторов тока 39
Выбор трансформаторов напряжения 40
Выбор и расчет шин 41
Выбор жестких шин 41
Выбор гибких шин и токопроводов 47
Список использованной литературы 54
Трансформаторные подстанции предназначены для приема преобразования (тока и напряжения) и распределения электрической энергии.
Проектирование подстанций регламентируется нормативными документами. Проект подстанции разрабатывается на 5 лет с момента предполагаемого ввода ее в эксплуатацию и с перспективой развития на последующее время (не менее 5 лет).
Проектирование подстанций ведется на основе следующих утвержденных схем:
схемы развития энергосистемы или электрических сетей города;
схемы внешнего электроснабжения объекта (промышленного предприятия микрорайона города и т. д.);
схемы организации ремонта технического и оперативного обслуживания;
схемы развития средств управления общесистемного назначения (СУОН) включающие в себя релейную защиту и автоматику аварийного режима (РЗА) противоаварийную автоматику а также схемы развития автоматизированных систем диспетчерского управления.
Исходными данными для проектирования служат:
район размещения подстанции;
нагрузки на расчетный период и их перспективное развитие с указанием распределения по напряжениям и категориям;
число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше их нагрузки;
число линий 10(6) кВ и их нагрузки;
расчетные значения токов однофазного и трехфазного короткого замыкания с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок не менее пяти лет считая от предполагаемого ввода в эксплуатацию;
уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии;
режимы заземления нейтралей трансформаторов;
границы раздела обслуживания объектов различными энергообъединениями и энергопредприятиями и т. д.
При проектировании подстанций решаются следующие задачи:
выбор площадки для строительства подстанции;
выбор типа и исполнения подстанций и распределительных устройств (закрытого или открытого типа комплектная сборная и т. д.);
определение схемы электрических соединений распределительных устройств высокого среднего и низшего напряжений;
ограничение токов короткого замыкания;
выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей;
ограничение перенапряжений выбор места установки числа ограничителей перенапряжений или вентильных разрядников и других защитных средств для ограничения перенапряжений;
заземление подстанций;
выбор источников оперативного тока и источников питания собственных нужд подстанции;
управление релейная защита автоматика сигнализация.
Для трансформаторных подстанций дополнительно решаются следующие задачи:
выбор числа трансформаторов определение их мощности номинальных напряжений соотношения мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;
выбор режимов заземления нейтралей трансформаторов; при необходимости решается вопрос компенсации емкостных токов в электрических сетях 6—35 кВ (выбор места установки числа и мощности дугогасящих реакторов);
определение уровней и пределов регулирования напряжения на шинах подстанции необходимости установки дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии.
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рис. 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
Выбор главной схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 220 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1). Эта схема применяется в РУ 110 220 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 220 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё
время ремонта секции.
Расчёт мощности подстанции
Мощность подстанции рассчитывается по формуле:
где: Sср – полная средняя мощность подстанции;
Sс.н. – полная мощность потребляемая для собственных нужд.
Максимальная мощность получаемая подстанцией от энергосистемы 220 МВт.
Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 220 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85.
Определим полную мощность потребляемую и передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 6 ЛЭП: S=Pcosφ=1200.85=141.17 (МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=550.85=64.7 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=450.85=57.94 (МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 141.17+64.7+57.94=258.81 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Потребители 1-й секции
Рабочее освещение ОПУ№1
Наружное освещение ОПМ №6
Питание блокирующих разъединителей №2
Зарядное устройство №1
Освещение релейного зала №2
Зарядное устройство №2
Тепловые электронагреватели
Суммарная мощность потребителей
Потребители 2-й секции
Таким образом Sс.н.= 401 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс = 258.81 + 0.401=259.211 (МВА)
Выбор силовых трансформаторов
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами.
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Номинальный (линейный) ток Iл А каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному напряжению:
Sном - мощность обмотки кВА;
Uном - номинальное линейное напряжение обмотки кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току Iф = Iл а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей:
обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки АтА.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток: IСН = IВН + Iо. Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой
автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Типовой мощностью автотрансформатора называют ту часть номинальной мощности которая передается электромагнитным путем. Типовая мощность в α раз меньше номинальной:
где - коэффициент выгодности автотрансформатора.
Чем ближе друг к другу значения (UСН и UВН тем меньше α и тем меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Магнитопровод и обмотки автотрансформатора выбираются по типовой (расчетной) мощности. В этом и заключается экономическая целесообразность автотрансформаторных конструкций. Однако отсюда должен быть сделан очень важный вывод:
Загружать последовательную и общую обмотки автотрансформатора в номинальном режиме работы более чем на Sтип нельзя.
Контролируют нагрузку в общей обмотке амперметром. Одним из способов включения амперметра может быть следующий: у трехфазного автотрансформатора - в одну фазу на сумму линейных токов IВН и IСН через трансформаторы тока с одинаковым коэффициентом трансформации а у однофазных автотрансформаторов - через трансформатор тока установленный непосредственно на выводе нейтрали одного из автотрансформаторов группы.
Обмотка НН понижающего автотрансформатора помимо своего основного назначения - создавать цепь с малым сопротивлением для прохождения токов третьих гармоник и тем самым избегать искажения синусоидального напряжения - используется для питания нагрузки а также для подключения
компенсирующих устройств и последовательно-регулировочных трансформаторов. Ее мощность выбирается не более типовой мощности SИН ≤ Sтип иначе размеры автотрансформатора определялись бы мощностью этой обмотки.
Отметим и некоторые трудности возникающие в эксплуатации в связи с широким применением автотрансформаторов.
Автотрансформаторы не пригодны для использования в сетях с раззем-ленной нейтралью. Объясняется это недопустимым увеличением напряжения проводов относительно земли в сети СН при замыкании на землю в сети ВН что показано отрезками ВАт и ВСт на векторной диаграмме.
В свою очередь обязательное заземление нейтралей автотрансформаторов приводит к чрезмерному увеличению токов однофазного КЗ в сетях что требует в ряде случаев принятия соответствующих мер для ограничения токов КЗ.
Наличие электрической связи между обмотками и сетями СН и ВН создает возможность перехода перенапряжений появляющихся в сети одного напряжения на выводы обмоток другого напряжения. Опасность перенапряжений для изоляции возрастает при отключении автотрансформатора с одной стороны. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию автотрансформаторы со стороны СН и ВН защищают разрядниками которые жестко (без разъединителей) присоединяют к шинам отходящим от вводов.
Режим работы. Для автотрансформатора характерны три рабочих режима:
автотрансформаторный трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. Согласно для потребителя первой категории необходимо два независимых источника а для третьей категории – достаточно одного.
Два трехобмоточных трансформатора:
Рис.1. вариант выбора трансформаторов.
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 259.3 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 141.17 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 64.7 МВА.
С.Н.– мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции равна (501 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
Sрасч=Sпс207.=259.220.7=185.2 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦТН – 200000220110
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =259.22200=0.648
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =259.2200=1.297
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Так как по заданию необходимо спроектировать подстанцию на которой будет присутствовать шина 10 кВ выберем дополнительно трансформатор позволяющий получить напряжение 10 кВ. Необходимая мощность:
S10=S3207.=57.9420.7=41.81 (МВА)
Питание распредустройства 10 кВ выполним от шин ОРУ 110 кВ. Таким образом выбираем трансформатор ТРДН-6300011010. Данные приведем в таблицу 3.
3Выбор трансформатора собственных нужд
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 401 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-400350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=259.21033220=680А
где: Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 680 2=340 (A)
Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 240 мм2 т.е. провод марки АС 24032.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iрjэк= 3401.1= 309.09(А)
где: jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 300 мм2.
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 30039.
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 3IрUн100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где: Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 0.53
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 165 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =0.098 165 = 16.17 (Ом)
где: r0 – удельное активное сопротивление линии (для АС-30039 – 0.098 Ом).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = 0.429 165 = 70.78 (Ом)
x0 – удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039 – 0.429 Ом)
Uрасч. = 3340220103100 % 16.17 0.85 + 70.78 0.53=13.7 %
Так как Uрасч. =13.7 % > 5 % то сечение провода нужно поменять или расщепить кабель.
Rл = r0 l =0.048 165 = 7.82 (Ом)
где: r0 – удельное активное сопротивление линии (для АС-2*30039 – 0.048 Ом).
Xл = x0 l = 0.42 165 = 67.3 (Ом)
x0 – удельное реактивное сопротивление линии (для АС-2*30039 – 0.42 Ом)
Uрасч. = 33402220103100 % 7.82 0.85 + 67.3 0.53=4.82 %
Условие падения напряжения выполняется. Значит марка провода подобрана правильно.
Выбор электрической схемы распределительных устройств высокого напряжения.
Главная схема подстанции при U > 35кВ как правило является частью электрической системы и потому она не может выбираться без учета режимов и особенностей ЭЭС в целом. Поэтому не существует универсальной схемы электрических соединений при напряжении на высоковольтной стороне станции или подстанции выше 35кВ.
Среди большого набора вариантов главных схем наибольшее распространение получили: кольцевые схемы; схемы с одной рабочей и обходной системами шин; схемы с двумя рабочими и обходной системами шин; схемы с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи; схемы с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три цепи.
Рисунок 3.1 Кольцевая схема с четырьмя присоединениями.
В кольцевых схемах (рисунок 3.1) выключатели соединяются между собой образуя кольцо. Каждый элемент – линия трансформатор – присоединяется между двумя выключателями. В кольцевых схемах ревизия любого выключателя производится без перерыва электроснабжения какого-либо элемента. Так при ревизии выключателя Q1 отключают его и разъединители установленные по обе стороны выключателя. При этом обе линии и трансформаторы остаются в работе однако схема становится менее надежной из-за разрыва кольца. В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше чем в схемах с одинарной и двойной системой сборных шин так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путем его отключения не нарушает работу присоединения и не требует никаких переключений в схеме.
В цепях присоединения линий разъединители не устанавливают что упрощает схему ОРУ. Вместе с тем отказ от установки разъединителей в цепях линий приводит к сложным работам по реконструкции ОРУ в случае добавления хотя бы одной линии. На рисунке 2. приведена схема с четырехугольником но может быть с трех- и шестиугольником и их вариантами.
Достоинства кольцевых схем:
высокая надежность электроснабжения. Отключение всех присоединений маловероятно. Оно может произойти при ревизии одного из выключателей например Q1 коротком замыкании на линии W2 и одновременном отказе
использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико.
Недостатки кольцевых схем:
более сложный выбор трансформаторов тока выключателей разъединителей устанавливаемых в кольце так как в зависимости от режима работы схемы ток протекающий по аппаратам меняется. Например при ревизии Q1 в цепи Q2 ток возрастает в два раза;
релейная защита должна выбираться в этих схемах с учетом возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.
Схемы с одной рабочей и обходной системами шин.
Рисунок 3.2 Схема с одной рабочей и обходной системами шин
В схеме предусмотрен обходной выключатель QО который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей QS5 и QS7.
Рисунок 3.3 Часть схемы с одной рабочей и обходной системами шин.
Выключатель QО может заменить любой другой выключатель. Для этого надо провести следующие операции (например для замены выключателя Q1 если он включен и включены QS1 QS2 как на рисунке 3):
включить обходной выключатель QО при включённых QS6 и QS5 для проверки исправности обходной системы шин;
отключить QS1 и QS2.
После этих операций линия W1 получает питание через обходную систему шин через QО от секции В1. Все операции производятся без перерыва питания присоединений.
С целью экономии стоимости ОРУ схема может выполняться таким образом что функции обходного и секционного выключателей в ней могут быть совмещены. Для этого в схеме может устанавливаться перемычка с разъединителями QS8 и QS9 (см. рисунок 4) В нормальном режиме работы QS8 и QS9 включены выключатель QО включен и присоединен разъединителем QS7 к секции В2. Секции В1 и В2 соединяются между собой через QО QS6 QS7 QS8 QS9 а выключатель QО выполняет функции секционного. При замене линейного выключателя обходным выключатель QО отключается затем отключают разъединители QS8 QS9 и поступают далее как и в ранее описанном случае по пп. 3-6. При большом числе присоединений (7-15) рекомендуется схема с отдельным обходным QО и секционным QВ выключателями. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей.
Достоинства схем с одной рабочей и обходной системами шин:
малое число выключателей (один на одно – два присоединения);
относительно малые массы габариты и стоимость РУ.
на все время ремонта секционного выключателя параллельная работа секций (и линий) нарушается;
ремонт одной из секций связан с отключением всех линий присоединенных к этой секции и одного трансформатора.
Область применения схем с одной рабочей и обходной системами шин: рекомендуется для ВН подстанций 110 кВ при числе присоединений до шести включительно (с учетом трансформаторов) когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего расширения подстанции. Если ожидается расширение РУ то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями могут применяться для напряжений 110кВ и 220кВ на стороне высокого напряжения и с.н. подстанций.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
Для РУ 110кВ 220кВ с большим числом присоединений применяются схемы с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рисунок 3.4).
Рисунок 3.4 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Как правило обе системы шин находятся под питанием при фиксированном распределении присоединений: линия W1 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 линия W2 и трансформатор Т2 присоединены к системе шин А2; шиносоединительный выключатель QА включен. Такое соединение значительно увеличивает надежность схемы так как при коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель QА и только половина присоединений потеряет питание. Если замыкание устойчивое то присоединения потерявшие питание переводятся на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения этой половины присоединений определяется длительностью переключения присоединений.
- малое количество выключателей (один на одно присоединение);
достаточно высокая надежность схемы;
относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из систем шин.
повреждение шиносоединительного выключателя QА равносильно короткому замыканию на обеих системах шин;
усложняется эксплуатация РУ так как при выводе в ревизию и ремонт выключателей требуется большое число операций разъединителями;
увеличены затраты на сооружение ОРУ в связи с установкой шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей.
Область применения: рекомендуется для ВН и СН РУ 110 220кВ электростанций при числе присоединений до 12 и подстанций при 7 15 присоединениях. При числе присоединений 12 16 секционируется одна система шин при большем количестве присоединений секционируются обе системы шин.
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
сеть 04 кВ 50 Гц надежного питания потребителей первой группы т.е. потребителей допускающих перерыв питания на время не более чем доли секунды. Эта сеть получает питание от шин надежного питания 04 кВ от автономных инверторов питающихся от шин постоянного тока 220 В. В нормальных режимах шины постоянного тока получают питание через управляемые выпрямители от шин надежного питания потребителей 2 группы. Так как потребители 1 группы не допускают перерывов питания более чем на доли секунды то в качестве резервного питания шин постоянного тока используют аккумуляторные батареи.
сеть 220 В 110 В 48 В 24 В постоянного тока для питания потребителей не допускающих перерыв питания или допускающие кратковременный перерыв в питании;
Все электродвигатели мощностью 200 кВт и выше а также понижающие трансформаторы 6 04 кВ и 6023 кВ подключаются к соответствующим сетям 6 кВ.
Электродвигатели менее 200 кВт а также сети сварки и освещения электродвигатели задвижек подключаются к сетям 04 : 023 кВт. Вместе с тем для электродвигателей 800 кВт и выше допускается применение напряжений 10 кВ. В этом случае для электродвигателей мощностью 630 кВт и ниже применятся напряжение 066 кВ.
Потребители секций 0.4 кВ третьей группы надежности должны получать питание от шин 6 кВ третьей группы надежности через понижающие трансформаторы 6304 кВ. Мощность этих трансформаторов не должна превышать 1000 кВА при напряжении короткого замыкания l=8% для ограничения величины токов короткого замыкания в сети 04 кВ. Каждая из секций распределительных устройств 04 кВ должна иметь два источника питания - рабочий и резервный.
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. Если суммарная нагрузка двух секций не превосходит 1000 кВА рекомендуется схема с общим для этих секций трансформатором.
В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
Расчет токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Выберем в качестве расчетных точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Составим схему замещения:
Рисунок 5.1 Схема замещения проектируемой подстанции.
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением:
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то
в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы:
где: Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Rл1 Rл2 xл1 xл2 - рассчитаны ранее.
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 220 кВ
Упрощаем схему замещения :
- активными сопротивлениями элементов можно пренебречь;
- параллельно работающие трансформаторы можно обеденить.
Расчёт токов короткого замыкания произведём в относительных единицах.
Перейдём в относительные единицы:
Зададимся базисной мощностью и базисными напряжениями по ступеням:
Sб=200 МВА UбI=230 кВ UбII=154 кВ UбIII=37 кВ
Определяем сопротивление элементов схемы:
Для автотрансформатора АТДЦТН – 200000220110 для каждой ветви:
xтвн=12ukBC+ukCH-ukHHSбSтр=0.50.32+0.11-0.2200200=0.12
xтсн=12ukсн+ukнн-ukвнSбSтр=0.50.11+0.2-0.32200200=0
xтнн=12ukНН+ukВН-ukHСНSбSтр=0.50.2+0.32-0.11200200=0.21
Для трансформаторов ТМН – 630350.4 и соответственно получим:
xт350.4=uk%Sб100ST=6.52001000.63=20.63
Для трансформаторов ТРДН-6300011010 и соответственно получим
xт11010=uk%Sб100ST=10.520010063=0.84
xл1=Xл1SбUбI2=67.3 2002302=0.254
xл2=Xл2SбUбI2=67.32002302=0.254
. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=3.032002302=0.01
xс2=Xс2SбUбI2=4.032002302=0.015
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 1. Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Упростим схему замещения:
x1 = xс1 + xл1 = 0.01 + 0.254 = 0.264 (Ом)
x2 = xс2 + xл2 = 0.015 + 0.254 = 0.269(Ом)
Uс = Uс Uб = 220230 = 0.96
x = x1 x2 x1+x2 =0.2640.269 (0.264+0.269) = 0.089 (Ом)
Рисунок 5.2 Преобразование схемы замещения
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 0.960.13 = 7.38 (кА)
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2003230=0.5 (кА)
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =0.57.38=3.69 (кА)
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.0420.042 (0.042+0.042) = 0.013 (Ом)
Та1 = x R = 0.089 314 0.013 = 0.022 (c)
Определим ударный коэффициент:
kуд1 = 1 + =1+=1.635
Определим ударный ток:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 1.635 5.39 = 12.46 (кА)
Расчет токов короткого замыкания.
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 259.210323 220 = 340 (А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 141.17 10323 110 = 351.96 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 6 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 293.296 = 58.66 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 64.7 10323 35 = 776.29 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 776.294 = 194.07 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 57.9410323 10 = 1165.93 (А)
Iрmax = IрmaxN = 1165.934 = 271.64 (А)
Выбор силовых выключателей
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший
промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= 2.92 (0.08 + 0.065 + 0.031) = 1.48 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (008с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
I2тер. tтер=7500кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер=4800 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 2.49 2 (015 + 0.07 + 0.048) = 1.66 (кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 10 кВ.
I2тер. tтер=2500кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 0.9 2 (015 + 0.05 + 0.13) = 0.26 (кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 220 кВ
I2тер. tтер=1875кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
I2тер. tтер=4800кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 10 кВ
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов тока на 220 кВ
I2тер. tтер=1200кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины трехполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины (рисунок 10). Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы чтобы усилие возникающие при температурных удлинениях шин не передавались на аппарат.
Рисунок 7.1.1 Схема крепления компенсатора нагрева шин.
Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий.
Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации окрашивают: при переменном токе – фаза А в желтый фаза В – в зеленый и фаза С – красный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный отрицательная – синий цвет.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
где: Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С). В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С Т0 ном=250С тогда:
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха; Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил.
В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебаний системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкциях шин эти условия соблюдаются поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
В частных случаях например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний:
где – длина пролета между изоляторами м;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси
перпендикулярной направлению изгибающей силы см2
q – поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. чтобы f0>200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе возникающей при КЗ. Если f0200Гц то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Принимая что f0200Гц найдём длину пролёта между изоляторами.
J=hb36=80.636=0.288 (см4)
Длина пролёта между изоляторами:
lпи2=0.866Jq=0.8660.2889.6=1.5 (м)
Механический расчет двухполосных шин.
Если каждая фаза выполняется из двух полос то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки.
Пролет между прокладками n выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос .
где: an – расстояние между осями полос an =1.6 см;
Kф – коэффициент формы (рисунок 12) Kф =0.35;
E – модуль упругости материала (таблица 25) Е=1010 Па.
Механическая система две полосы – изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.
Рисунок 7.1.2 Рисунок 7.1.3
Схема крепления двухполосных шин. График изменения коэффициента формы
Исходя из этого величина n выбирается еще по одному условию:
где mn – масса полосы на единицу длины mn =1.295 кгм;
Разрушающее напряжение разр МПа
Допустимое напряжение
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно найти по формуле:
где b – товщина полос.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа:
где Wn – момент сопротивления одной полосы см3;
– расстояние между прокладками м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где пи – длина пролета между изоляторами м;
Wф – момент сопротивления пакета шин см3;
аф – расстояние между осями фаз.
Шины механически прочны если:
Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 240 32.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 500 26.
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .1=1.26(м)
В данном курсовом проекте рассматривается расчёт и проектирование трансформаторной подстанции 2201103510 кВ. Подстанция является составной частью электроэнергетической системы. Трансформаторная подстанция выполняет функции преобразование одного класса напряжений и токов в другой распределение электрической энергии и повышение качества передаваемой электроэнергии. При выборе электрических соединений подстанции существенную роль играет местоположение подстанции в схеме сети. Расчёт и проектирование трансформаторной подстанции включает в себя следующие вопросы и разделы: выбор главной схемы подстанции выбор схемы собственных нужд подстанции выбор трансформаторов выбор коммутационных аппаратов (выключателей разъединителей трансформаторов тока и напряжения) выбор проводов ЛЭП выбор и расчёт шин и токопроводов.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. « Электрическая часть тепловых и атомных электростанций» СНИЯЭиП 2004 год.
Патрикеев Л.Я. « Электроснабжение промышленных предприятий»
Рожкова В.Л. Козулин К.Л. «Оборудование электрических станций и подстанций»
Г.Н. Ополева «Схемы и подстанции электроснабжения»

экономика диплома.doc

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Экономическое обоснование дипломного проекта содержит определение
проектных технико-экономических показателей капитальных затрат на
строительство системы электроснабжения города расчёт ежегодных
эксплуатационных расходов связанных с обслуживанием и ремонтом
электрических сетей обеспечивающих поставку и распределение электрической
энергии для потребителей а также расчёт дисконтированных показателей
экономической эффективности проекта.
Таблица 3.1 Исходные данные
Показатель Обозначение Величина
Нагрузка потребителей:
- Для домов с эл. плитами [pic] 1071 кВт
в зависимости от количества [pic] 3024 кВт
квартир; [pic] 1912 кВт
- Для домов с газ. плитами [pic] 896 кВт
в зависимости от количества [pic] 975 кВт
- Для обществ. учреждений; [pic] 34717 кВт
- Для пром. предприятий; 2000 3500 кВт
Максимальное число часов
использования нагрузки в год:
- Для домов с эл. плитами; [pic] 5800 ч
- Для домов с газ. плитами; [pic] 5700 ч
- Для обществ. учреждений; [pic] 4380 ч
- Для пром. предприятий; 2509 ч
Коэффициент нормативных [pic]
технологических потерь 126 %
Нормативный срок стр-ва [pic] 1 год
Удельные капиталовложения на 1 К
м кабельных линий грнм
A2XSYBY 3×50 572 грн.м
A2XSYBY 3×70 687 грн.м
A2XSYBY 3×95 755 грн.м
АПвБбШв 4×16 103 грн.м
АПвБбШв 4×50 339 грн.м
АПвБбШв 4×70 423 грн.м
АПвБбШв 4×95 541 грн.м
АПвБбШв 4×120 631 грн.м
АПвБбШв 4×150 763 грн.м
Стоимость ТП в зависимости от
мощности трансформаторов
×630 кВА 3206982 грн
×16 МВА 2380000 грн
Стоимость РП-10 кВ 119000 грн
Ежегодные затраты на техническое 43 % от [pic]
обслуживание и ремонт электрических
Расчётный срок эксплуатации 24 года
Тариф на поставку 5.878 коп.кВтч
Длины кабелей 10080 м
A2XSYBY 3×50 56480 м
Коэффициент нормативных технологических потерь электроэнергии
согласно постановления НКРЭ от 24.03.12 г. № 278 не более 13.37 %.
Нормативный срок строительства для электрических сетей до 150 кВ – 1
год приложение 2 [pic].
Период эксплуатации электрических сетей не менее 24 лет приложение
Тариф на поставку электроэнергии для 2-й группы потребителей на
декабрь 2012 г. составляет согласно постановления НКРЭ5.878 коп. кВтч.
Типы длины и количество кабельных линий на 3-х этапах
а) от центра питания (ЦП) напряжением 10 кВ до распределительного
пункта (РП) напряжением 10 кВ;
б) от распределительного пункта (РП) напряжением 10 кВ до
трансформаорных подстанций напряжением 1004 кВ;
в) от трансформаторных подстанций напряжением 1004 кВ до жилых домов
общественных учреждений промышленных предприятий.
Удельные капиталовложения (К) на 1км кабельных линий грн.км выбираются
в зависимости от типа кабельной линии по приложению 3 [pic].
Стоимость трансформаторных подстанций выбирается в зависимости от типа
трансформаторов по приложению 4[pic].
Стоимость распределительного пункта (РП) по приложению 5[pic] .
1 Определение потребляемой электрической энергии по группам
Определение суммарной нагрузки для жилых домов с электроплитами
согласно таблицы №1:
[pic][pic] 1071 + 3024 + 1912 = 6007 кВт
где [pic] [pic] [pic][pic]- нагрузка жилых домов с электрическими плитами
в зависимости от количества квартир.
Определение количества электрической энергии в кВт ч потребляемой
за год жилыми домами с электроплитами:
[pic] 6007 5800 = 34840600 кВт ч
где [pic]- максимальное число часов использования нагрузки за год для
жилых домов с электроплитами.
Определение суммарной нагрузки для жилых домов с газовыми плитами
[pic] 896 + 975 + 940 = 2811 кВт
где [pic] - нагрузка жилых домов с газовыми плитами в зависимости от
Определение количества электрической энергии в кВт ч
потребляемой за год жилыми домами с газовыми плитами:
[pic] 2811 5700 = 16022700кВт ч
где [pic]- максимальное число часов использования нагрузки за год для жилых
домов с газовыми плитами.
Определение количества электрической энергии потребляемой за год
всеми общественными учреждениями:
[pic] 34717 4380 = 15206046 кВт ч
[pic] максимальное число часов использования нагрузки для общественных
Определение количества электроэнергии потребляемой за год
машиностроительным и станкостроительным заводами при односменной работе:
[pic] (2000+3500) 2509 =13799500 кВт ч
где - [pic] из таблицы 22.
Общее количество потребляемой за год активной энергии для всех
[pic]= [pic]+[pic][pic]+[pic]+[pic]=348406000 + 16022700+
+15206046 +13799500 =79868846 кВт ч.
Общее количество потребляемой за год активной энергии с учетом потерь:
([pic]= [pic]- [pic]=9138311899–79868846 = 1151427299 кВт ч.
2. Определение величины капитальных вложений
Капитальные вложения – это инвестиции направленные на создание
основных фондов которые определяются укрупненным методом. Расчет
строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы
электроснабжения района города.
2.1 Стоимость строительства 9 трансформаторных подстанций (ТП1 – ТП9)
с двумя силовыми трансформаторами 2 ( 630 кВА
- стоимость строительных работ - 128593 грн.;
- стоимость монтажных работ - 22 547 грн.;
- стоимость оборудования - 169 558 грн.
Общая стоимость одной трансформаторной подстанции: КТП1= 320698 грн.
Общая стоимость трансформаторных подстанций ТП1 – ТП9:
КТП1-ТП9 = 2886282 грн.
Определяем стоимость кабеля и прокладки его в земляной траншее от РП
Для кабеля A2XSYBY 3×50
Определяем общую длину двухлучевой распределительной сети:
Lобщ.=2[pic]==2·(630+470+400+680+305+600+375+580+620)=9320 м
Стоимость одного погонного метра кабеля A2XSYBY 3×50 с прокладкой его
КA2XSYBY 3 ( 50 = 572 грн.
Общая стоимость кабеля A2XSYBY 3×50 составляет:
К A2XSYBY 3 ( 50 = К A2XSYBY 3 ( 50 ( Lобщ.= 572 ( 9320 = 533104грн.
Стоимость распределительного пункта РП–10 кВ.
Для двух секций на 6 отходящих линий стоимость РП–10 кВ составляет:
Определяем стоимость 4 кабельных линий A2XSYBY 3×95 проложенных в
одной траншее кабелем длиной 5 км от РП-10 кВ до ЦП 11010 кВ.
Стоимость одного погонного метра кабеля A2XSYBY 3×95 составляет
К A2XSYBY 3 ( 95 = 755 грн..
К A2XSYBY 3 ( 95= К A2XSYBY 3 ( 95 ( 4 ( L A2XSYBY 3 ( 95= 755 ( 4 ( 5000
Стоимость ЦП – 11010 кВ с двумя трансформаторами по 16 МВА
составляет 2380 000 грн. согласно приложения[pic]
Стоимость подключения 2-х промышленных предприятий кабелем
Машиностроительный завод:
КМАШИН.ЗАВОД= К A2XSYBY 3 ( 50 (L A2XSYBY 3 ( 50 = 572 ( 760 = 43472
Станкостроительный завод:
КСТАНКОСТР.ЗАВОД= К A2XSYBY 3 ( 95 (L A2XSYBY 3 ( 95 = 755 ( 648 =
КПРОМ.ПРЕДПР= КИНСТР.ЗАВОД + КСТАНКОСТР.ЗАВОД = 43472 + 48924 = 92396
Стоимость подключения жилых домов и общественных учреждений
рассчитываем исходя из расхода 1360м кабеля АПвБбШв 4×16 2400м кабеля
АПвБбШв 4×50 3600м кабеля АПвБбШв 4×70 1920м кабеля АПвБбШв 4×95 4480м
кабеля АПвБбШв 4×120 960м кабеля АПвБбШв 4×150 :
К Ж.Д. и ОБЩ.УЧР. = КАПвБбШв 4(16 (L АПвБбШв 4(16+ КАПвБбШв 4(25 (L
АПвБбШв 4(25+ КАПвБбШв 4(50 (L АПвБбШв 4(50+ КАПвБбШв 4(70 (L АПвБбШв
(70+ КАПвБбШв 4(120 (L АПвБбШв 4(120+ КАПвБбШв 4(185 (L АПвБбШв 4(185=
3 ( 1360 + 339 ( 2400 + 423 ( 3600 + 541 ( 1920 + 631 ( 4480+763(
Капитальные вложения:
К=КТП1-ТП9+К A2XSYBY 3 ( 50 +КРП+К A2XSYBY 3 ( 95 +КЦП+ КПРОМ.ПРЕДПР+К Ж.Д.
и ОБЩ.УЧР = 2886282 + 533104 + 238000 + 1510000 +2380000 + 92396 +
Таблица 3.2 Расчёт стоимости капиталовложений
Наименование Стоимость единицы Количество Общая стоимость
оборудования грн единиц грн
A2XSYBY 3(50 572 10080 576576
A2XSYBY 3(95 755 5648 426424
АПвБбШв 4(16 103 1360 14008
АПвБбШв 4(50 339 2400 32544
АПвБбШв 4(70 423 3600 152280
АПвБбШв 4(95 АПвБбШв 541 1920 103872
АПвБбШв 4(150 763 960 73248
×630 кВА 320698 9 2886282
×16 МВА 2380 000 1 2380000
РП-10 кВ 238 000 1 238 000
Стоимость транспортно-заготовительных расходов составляет 6% от общей
стоимости капитальных вложений.
Итого общая стоимость капитальных вложений с учетом транспортно-
заготовительных расходов составляет:
К ОБЩ = К ( 106 = 7 165922( 106 = 759587732 грн.
3 Определение годовых эксплуатационных затрат и дохода по
энергоснабжению района города
Для данного расчёта принято допущение что после окончания строительства
дальнейшая эксплуатация проходит с неизменными годовыми эксплуатационными
издержками т.е. передаваемая мощность потери энергии затраты на ремонт и
обслуживание а также другие затраты не меняются из года в год.
Определение ежегодных затрат на техническое обслуживание и ремонт
электрических сетей по приложению 6.
Принимаем для линий напряжением 10 кВ ИОБСЛ. РЕМ.= 43% от Кобщ.:
ИОБСЛ. РЕМ.= 0043 Кобщ.= 0043 ( 759587732 = 32662272 грн.
Определение амортизационных отчислений по приложению 7[pic].
Балансовая стоимость электрооборудования (ТП1–ТП9 РП ЦП) – это стоимость
капитальных вложений в электрооборудование с учетом транспортно –
заготовительных расходов:
Бст.эо.=(КТП1-ТП9+КРП+КЦП)(106
Бст.эо =( 2886282 + 238000 + 2380000)(106= 583453892 грн.
Балансовая стоимость кабельных линий:
Бст.кл =(К A2XSYBY 3 ( 50 +К A2XSYBY 3 ( 95+КПРОМ.ПРЕДПР+КЖ.Д.и ОБЩ.УЧР) (
Бст.кл =( 533104 + 1510000 + 92396 + 707456) ( 106 = 3013 53336 грн.
Для электрооборудования На э.о. = 44%; ТН СЛУЖБЫ = 23 года.
Для кабельных линий На.к.л. = 4 %; ТН СЛУЖБЫ = 25 лет.
Принимаем срок эксплуатации проекта равным 23 годам (по сроку службы
основного оборудования).
Амортизационные отчисления на основные фонды равны сумме амортизационных
отчислений на электрооборудование и кабельные линии
Иа= На.э.о. ( На.к.л = Бст.эо. ( На э.о. 100 + Бст.к.л. ( На
Иа = 583453892(0044+ 3013 53336 ( 004 = 377261 грн.
Результаты расчёта представим в виде таблицы 3.3
Таблица 3.3 Расчёт амортизационных отчислений
Наименование элементов Норма Балансовая Амортизац.
системы амортизационных стоимость отчисления грн
отчислений % основных
Электрооборудование 44 583453892 2567197
Кабельные линии 4 301353336 1205413
Прочие (общепроизводственные) годовые издержки:
Ипрочие = 055.( ИОБСЛ. РЕМ = 055 ( 32662272 = 1796425
Определение доходов от поставки электроэнергии потребителям:
ДЭ = W(ТЭ= 79868846 ( 00346 = 27634621 грн.
Коммерческие издержки 3% от ДЭ:
ИКОМ = ДЭ ( 003 =27634621 ( 003 = 8290386 грн.
Суммарные издержки по энергоснабжению района города:
И(=ИОБСЛ.РЕМ.+Иа+ИПРОЧИЕ+ИКОМ
И (= 32662272 +377261 + 1796425+ +8290386 = 96643008грн.
4 Определение финансовых показателей проекта
Определение себестоимости поставки 1 кВт ( ч электроэнергии:
С1 кВтч = И ( : W =96643008: 79868 846 = 00121 коп.кВт (
Определение рентабельности продукции:
Определение эксплуатационных расходов (без амортизационных отчислений) для
расчета показателей дисконтирования.
ИЭКСПЛ. = И ( - Иа=966 43008–377 261 = 58916908 грн.
Определение налогооблагаемой прибыли:
Пнал. = ДЭ - И ( = 27634621 – 966 43008 = 1797
Определение налога на прибыль:
НПР = а ( Пнал. =025 (179703202 = 449 258 грн.
5 Расчет дисконтированных показателей проекта
Определение чистой дисконтированной прибыли:
где ПДС – чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации
Т – расчетный срок эксплуатации
ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в грн.
Иэкспл – эксплуатационные издержки в год t в грн.
Кt – капитальные затраты в год t в грн.
Нпрt – налог на прибыль в год t в грн.
[pic]- дисконтный множитель где ЕД1 = 5% ЕД2 = 15%
Критерием эффективности инвестиций является положительное значение
интегрального эффекта ПДС > 0.
При ЕД1 = 5% [pic]ПДСI = 149260823 грн. при ЕД2 = 15 %
[pic]ПДС2 = 29933406 грн.
Определение дисконтированной среднегодовой рентабельности инвестиций
(индекс доходности) PI:
[pic] при ЕД2 = 15%.
Критерий экономической эффективности проекта по индексу доходности
РI1 = 306 ( 1 и РI2 = 145 ( 1 сохраняется.
Определим внутреннюю норму прибыли е (IRR):
Значение внутренней нормы рентабельности е = 1751 % означает что на
строительство выгодно брать кредиты под процент меньше расчетного
Период возврата капитала (срок окупаемости проекта) равен году
расчетного периода после которого кумулятивная (нарастающим итогом) сумма
чистой дисконтированной прибыли переходит из отрицательных значений через 0
в положительные значения. Срок окупаемости проекта наступает на 5-м году
расчетного периода. При этом сохраняется критерий эффективности
Токуп. Трасч. т.е. затраченные капиталовложения возвращаются до истечения
Проект можно признать рентабельным так как возврат средств происходит
на 5-ый год эксплуатации при внутренней норме рентабельности 1751 %.

Заключение.doc

Дипломный проект выполнен в полном объёме в соответствии с заданием на
дипломное проектирование. Тема дипломного проекта является актуальной для
электроснабжения городов тесно связана с вопросами эксплуатации
электроэнергетической системы города и отвечает требованиям по
энергосбережению в электроэнергетике.
Дипломный проект состоит из пяти разделов. В первой (электрической)
части дипломного проекта определены электрические нагрузки для района
города с населением 50 тысячи жителей а также рассмотрены вопросы релейной
защиты и произведен расчет параметров срабатывания защиты.
В результате разработанной электрической части дипломного проекта
установлено что для электрообеспечения района города с населением 50 тыс.
жителей а также с соответствующими общественными и общественно-
коммунальными учреждениями и промышленными предприятиями необходимо в
центре питания имеет по два трансформатора типа ТРДН-25000110 с общей
суммарной нагрузкой Smax=18916 кВА при коэффициенте перегрузки Кп=14.
После понижения напряжения в ЦП со 110 кВ на 10 кВ вся электроэнергия более
равномерно распределяется по 14 ТП в каждой из которых устанавливается по
два трансформатора типа ТМ-63010.
Произведен расчет и определены сечения и типы кабелей как подходящих к
ТП так и отходящих от ТП к жилым домам общественным и общественно-
коммунальным объектам. Разработана распределительная сеть на 038 кВ для
шестнадцатиэтажного жилого дома. Выполнен расчет токов короткого замыкания
согласно задания выбраны коммутационные аппараты для всей питающей и
распределительных сетей а также релейная защита.
В целом все поставленные задачи в электрической части и дипломного
проекта на тему «Электрообеспечение района города на 50 тыс. жителей»
В специальной части дипломного проекта раскрыта тема анализа
тепловизионного контроля электрооборудования ПС с применением средств
инфракрасной техники.
В экономической части произведен расчет капиталовложений в
строительство и электроснабжение района города на 50 тысяч человек.
В последующих разделах рассматриваются вопросы охраны труда и
гражданской обороны.

ОТ диплома.docx

4. ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ
1 Структура системы управления охраной труда на предприятии
1.1Перечень законов Украины об охране труда
– глава XI "Охрана труда" (ст.153-173)КЗоТ;
–Закон Украины от 14.10.92г. №2694-XII "Об охране труда"(далее -Закон об охране труда);
– Закон Украины от 01.08.1992г. №442 «Про порядок проведенняатестаціїробочихмісць за умовампраці»
–Закон Украины от 23.12.2004г. №2288-IV "Об обращении со взрывчатыми материалами промышленного назначения";
–Закон Украины от 17.12.93г. №3745-XII "О пожарной безопасности";
–Закон Украины от 18.01.2001г. №2245-III "Об объектах повышенной опасности";
–Закон Украины от 06.09.2005г. №2806-IV "О разрешительной системе в сфере хозяйственной деятельности";
–Типовое положение о деятельности уполномоченных наемными работниками лиц по вопросам охраны труда утвержденное приказом Госгорпромнадзора от 21.03.2007г. №56;
–Типовое положение о комиссии по вопросам охраны труда предприятия утвержденное приказом Госгорпромнадзора от 21.03.2007г. №55;
–Порядок расследования и ведения учета несчастных случаев профессиональных заболеваний и аварий на производстве утвержденный постановлением КМУ от 25.08.2004г. №1112;
–Рекомендации по построению системы управления охраной труда на производстве утвержденные приказом МЧС от 27.06.2006г. №398;
–Перечень работ с повышенной опасностью утвержденный приказом Госнадзорохрантруда от 26.01.2005г. №15;
1.2 Организация охраны труда на предприятии.
Собственник обязан создать в каждом структурном подразделении и на рабочем месте условия труда в соответствии с требованиями нормативных актов а также обеспечить соблюдение прав работников гарантированных законодательством об охране труда.
С этой целью собственник обеспечивает функционирование системы управления охраной труда для чего создает на предприятии службу охраны труда которая действует на основании Типового положения утвержденного приказом Государственного комитета Украины по надзору за охраной труда от 3 августа 1993 года № 73 (Кодекс законів про працюУкраши з постатейнимиматеріалами Бюлетенъзаконодавства i юридичної практики України. — 1997. — № 11-12. — С. 603). Служба охраны труда создается на предприятии производственной сферы с количеством работающих 50 и более человек. На предприятии с количеством работающих менее 50 человек функции этой службы могут исполнять в порядке совместительства лица которые прошли проверку знаний по вопросам охраны труда. Служба охраны труда подчиняется непосредственно руководителю предприятия и приравнивается к основным производственно-техническим службам.
Служба охраны труда выполняет следующие основные функции: разрабатывает эффективную целостную систему управления охраной труда содействует усовершенствованию деятельности в этом направлении каждого структурного подразделения и каждого должностного лица; проводит оперативно-методическое управление охраной труда; составляет вместе со структурными подразделениями предприятия комплексные мероприятия по достижению установленных нормативов безопасности гигиены труда и производственной среды (повышения существующего уровня охраны труда если установленные нормы достигнуты) а также раздел «Охрана труда» в коллективном договоре; проводит для работников вводный инструктаж по вопросам охраны труда; организовывает обеспечение работающих правилами стандартами нормами положениями инструкциями и иными нормативными актами по охране труда; контролирует соблюдение действующего законодательства межотраслевых отраслевых и иных нормативных актов исполнение работниками должностных инструкций по вопросам охраны труда и др.
Для выполнения функциональных обязанностей специалисты по охране труда наделяются определенными правами например выдавать руководителям структурных подразделений предприятия обязательные для исполнения предписания по устранению имеющихся недостатков
получать от них необходимые сведения документацию и объяснения по вопросам охраны труда требовать отстранения от работ лиц не прошедших медицинский осмотр обучение инструктаж проверку знаний и не имеющих допуска к соответствующим работам или не выполняющих нормативов по охране труда; приостанавливать работу производств участков машин механизмов оборудования и других средств производства в случае нарушений создающих угрозу жизни или здоровью работающих; направлять руководителю предприятия представление о привлечении к ответственности работников нарушающих требования по охране труда. Предписание специалиста по охране труда может отменить лишь руководитель предприятия. Ликвидация службы охраны труда допускается только в случае ликвидации предприятия.(Г.И. Чанышева Н.Б. БолотинаТрудовое право Украины.— X.: «Одиссей» 2000.— 480 с)
Для нормального функционирования системы управления охраной труда собственник обязан разрабатывать и утверждать положения инструкции иные нормативные акты об охране труда действующие в пределах предприятия устанавливать правила выполнения работ и поведения работников на территории предприятия в производственных помещениях на строительных площадках рабочих местах. Эти правила должны соответствовать основным требованиям установленным государственными межотраслевыми и отраслевыми нормативными актами об охране труда. В случае отсутствия в этих актах требований которые необходимо выполнить для обеспечения безопасных и безвредных условий труда на определенных работах собственник обязан принять согласованные с органами государственного надзора меры которые обеспечат безопасность работников.
На собственнике предприятия также лежит обязанность в осуществлении постоянного контроля за соблюдением работниками технологических процессов правил обращения с машинами механизмами оборудованием и другими средствами производства использованием средств коллективной и индивидуальной защиты и выполнением работ в соответствии с требованиями по охране труда.
Законодательство об охране труда предусматривает и обязанности работников. В частности они обязаны знать и выполнять требования нормативных актов об охране труда пользоваться средствами коллективной и индивидуальной защиты; соблюдать обязательства по охране труда предусмотренные коллективным договором (соглашением трудовым договором) и правилами внутреннего трудового распорядка предприятия; проходить в установленном порядке предварительные и периодические медицинские осмотры и т.д.
На предприятиях с числом работающих 50 и более человек решением трудового коллектива может создаваться комиссия по вопросам охраны труда которая действует на основании Типового положения утвержденного приказом Государственного комитета Украины по надзору за охраной труда от 3 августа 1993 г. № 72 (Кодекс законів про працюУкраїни з постатейными матеріалами Бюлетенъ законодавства i юридичнoїпрактики України. — 1997.— № 11-12. — С. 611). Комиссия состоит из представителей собственника профсоюзов уполномоченных трудового коллектива специалистов по безопасности гигиене труда и представителей других служб предприятия. Однако решения комиссии носят рекомендательный характер что в целом снижает эффективность ее работы.
1.3 Условия труда. Качественная и количественная оценка условий труда. Выполнение любой работы в течение продолжительного времени сопровождается утомлением организма проявляемым в снижении работоспособности человека. Наряду с физической и умственной работой значительное воздействие на утомление оказывает и окружающая производственная среда то есть условия в которых протекает его работа.
Условия труда — это совокупность факторов производственной среды оказывающих влияние на функциональное состояние организма работающих их здоровье и работоспособность в процессе труда. Они определяются применяемым оборудованием технологией предметами и продуктами труда системой защиты рабочих обслуживанием рабочих мест и внешними факторами зависящими от состояния производственных помещений создающими определенный микроклимат. Таким образом исходя из характера выполняемых работ условия труда специфичны как для каждого производства цеха и участка так и для каждого рабочего места.
Поскольку производственные условия труда рассматриваются с точки зрения их влияния на организм работающего оценка их фактического состояния должна основываться на учете последствий такого влияния на здоровье человека. При этом очень важно учесть все многообразие факторов формирующих условия труда. Под влиянием конкретных условий труда формируются три качественно определенных основных функциональных состояния организма:
- пограничное (между нормой и патологией);
Каждое из них имеет свои отличительные признаки. Степень воздействия условий труда на организм характеризуют категории тяжести труда.
Комплексная оценка условий труда на основе специальных исследований факторов производственной среды проводится при аттестации рабочих мест. Результаты этой работы используются предприятиями и организациями для проведения мероприятий по улучшению условий труда.
Аттестация рабочих мест по условиям труда проводится один раз в 5 лет специальной комиссией в состав которой включаются главные специалисты предприятия работники отделов кадров труда и заработной платы охраны труда медицинские работники представители профсоюзного комитета. Исследования санитарно-гигиенических факторов производственной среды тяжести и напряженности трудового процесса проводятся на конкретных рабочих местах путем лабораторных исследований инструментальных замеров и расчетов. Результаты инструментальных замеров параметров вредных и опасных производственных факторов оформляются протоколами и заносятся в карту условий труда на рабочем месте.
Анализ и сравнение будет проводится на основе карт условий труда на рабочем месте электрогазосварщика пекаря мелкоштучной линии и укладчика печи Г4-ХПФ-20 хлебозавода.
1.4 Выбор доминирующих опасных и вредных производственных факторов методов и средств их контроля.
Данные по вредным веществам представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 Вредные вещества в воздухе рабочей зоны
Наименование вредных в-в
Фактич. величина фактора
Продолжительность действия фактора % за смену
Балл с учётом продолжительности действия
Марганец в сварочнойаэроз.
Из переведённых выше данных следует что только содержание паров марганца в сварочном аэрозоли не соответствует нормативному показателю и превышает его на 0137 мгм3 продолжительность действия 30% смены. На рабочих местах пекаря мелкоштучной линии и укладчика печи вредные пары и газы отсутствуют.
Данные по шуму приведены в таблице 4.2. Из них видно что только на рабочем месте пекаря мелкоштучной линии ПДУ превышено на 3 дБ.
Что является достаточно хорошим показателем и соответствует тенденции снижения числа шумных производств на предприятиях.
Таблица 4.2 Уровень шума на предприятии
Рабочее место (профессия)
Пекарь мелкоштучной линии
Укладчик печи Г4-ХПФ-20
Вибрация сопровождает многие производственные процессы. Она вызывает заболевание суставов может нарушить двигательные рефлексы человека. Характеризуется частотой (в Гц) и амплитудой (размахом колебаний в мм). Вибрации неодинаково влияют на человека при этом по характеру воздействия следует различать общую и локальную вибрацию. Общая вибрация вызывает сотрясение пола стен; локальная вибрация воздействует на ограниченный участок тела.
В понятие микроклимат производственной среды входят температура влажность движение воздуха и его барометрическое давление. Оптимальные и допустимые метеорологические условия для рабочей зоны помещения установлены санитарными нормами. Они учитывают время года категорию тяжести работ характеристику помещения по количеству выделяемого тепла.
Показатели микроклимата в производственном помещении на анализируемых рабочих местах для удобства восприятия представлены в сводной таблице 4.3.
Таблица 4.3 Показатели микроклимата
Нормативное значение
температура воздуха 0С
скорость движения воздуха мс
относительная влажность воздуха %
Продолжение таблицы 4.3
работа на открытом воздухе
Анализируя полученные данные видно что санитарно-гигиенические факторы условий труда (микроклимат) на рабочем месте электрогазосварщика в закрытых помещения соответствуют нормативным показателям.
Микроклимат (температура и относительная влажность воздуха) на рабочих местах пекаря и укладчика отличается от нормативных показателей в
сторону увеличения. Так температура воздуха на рабочем месте пекаря мелкоштучной лини превышает нормативный показатель на 90С а относительная влажность на 5%. Действие этих факторов длиться 100% времени смены что не благоприятно сказывается на здоровье и самочувствии работающих.
На основании всех вышеприведённых данных можно рассчитать коэффициент отклонения санитарно-гигиенических условий труда на исследуемых рабочих местах от нормативных показателей. Для этого необходимо сперва сопоставить фактические и нормативные значения факторов. Полученные результаты подставляются в формулу
n-количество факторов
a-значение по факторам.
Таблица 4.4 Отклонения санитарно-гигиенических условий труда от нормативных показателей
Расчётный коэффициент
Отклонение от нормы %
Таким образом видно что величина отклонения санитарно-гигиенических факторов труда на исследуемых рабочих местах от нормативных показателей довольно значительная и можно сделать вывод о необходимости незамедлительного улучшения неблагоприятных условий в которых трудятся данные работники.
1.5 Технические средства и мероприятия по снижению воздействия опасных и вредных производственных факторов на человека.
Анализ информации по исследуемому предприятию показал что условия труда в которых находятся выбранные работники не всегда соответствуют нормативным.
Вредные вещества в воздухе рабочей зоны электрогазосварщика (примеси марганца диоксида азота и углерода) можно попытаться заменить менее токсичными веществами перейти на холодные способы сварки металла.
Для уменьшения воздействия этих примесей на рабочего нужно использовать более совершенные средства индивидуальной защиты – респираторы противогазы защитные пасты и мази. Сократить время работы с этими веществами.
При борьбе с пылью и аэрозолем образующимися на месте работы пекаря целесообразно применение наиболее рациональных средств и способов уборки помещений (пылесосы уборочные машины и т.п.); озеленение производственных помещений; запрещение очистки оборудования сжатым воздухом и осаждение пыли с помощью распыления воды использование противопылевых респираторов.
Борьбе с вибрацией и шумом на сегодняшний день придаётся наиболее важное значение. Для уменьшения шума и вибраций на рабочих местах участках необходимо прежде всего устранить причины шумообразования и вибраций в самом их источнике. С этой целью на предприятии проводится модернизация имеющегося оборудование (применения пружинных амортизаторов точной подгонки всех деталей и отладки их работы) и технологических процессов. Установка новых итальянских линий.
Дляснижение интенсивности шума и вибрации можно порекомендовать провести облицовку стен потолков звукопоглощающими и звукоизолирующими покрытиями которые широко применяются на западе применения глушителей и индивидуальных средств защиты. Сократить время воздействия шума на человека. При шуме в 80— 90 дБ — не более 4 ч с перерывами на отдых через каждые 30—45 мин. Следует применять виброгасящие рукавицы настилы спецобувь.
Для создания благоприятного микроклимата на рабочих местах и в производственных помещениях необходимо герметизировать оборудование укрыть и изолировать поверхность испарения жидкостей теплоизолировать источники тепла а также автоматизировать и механизировать процессы с избыточным выделением тепла и влаги.
Работающим в «горячих» производствах следует устанавливать защитные экраны воздушные завесы охлаждать стены и потолки устанавливать приточно-вытяжные вентиляционные системы (как в общих помещениях так и особенно в местах выделения тепла и влаги) обеспечивать кондиционирование воздуха применять специальный питьевой режим и индивидуальные средства защиты. В холодный период года когда особенно растет число простудных заболеваний для защиты рабочих мест в производственных помещениях рекомендуется делать шлюзы воздушные завесы в проемах дверей. При контакте работающих с водой и другими жидкостями необходимо применять специальные влагозащитные одежду и обувь. Усиление или уменьшение влияния температуры и влажности воздуха зависит от его движения: при пониженной температуре более благоприятно незначительное а при высокой — более быстрое движение воздуха. [6]
Освещение производственных помещений особенно рабочих мест является существенным фактором внешней среды.
Известно что до 90% всей информации человек воспринимает с помощью своего зрительного аппарата.
Скорость восприятия во многом зависит от источника света и степени освещенности. Улучшение освещения на производстве повышает тонус разгружает нервную систему сохраняет работоспособность увеличивает производительность труда способствует повышению качества продукции и
безопасности работы. Освещенность измеряется в люксах.
Наиболее благоприятно для организма естественное освещение. Однако естественное освещение непостоянно в течение суток года и т.д. Поэтому естественное освещение дополняется а в ряде случаев заменяется искусственным.
2 Безопасность при чрезвычайных ситуациях
2.1 Классификация ЧС в Украине.
Приказом Госпотребстандарта от 11 октября 2010 года № 457 был утвержден Классификатор чрезвычайных ситуаций ДК 019:2010 который вступил в силу с начала 2011 года.
Этот Классификатор предназначен для сбора административных данных и организации взаимодействия органов центральной исполнительной власти ведомств организаций предприятий во время решения вопросов связанных с чрезвычайными ситуациями.
Согласно Классификатору чрезвычайная ситуация - это нарушение нормальных условий жизни и деятельности людей на отдельной территории или объекте причиненное аварией катастрофой стихийным бедствием или иным опасным событием в частности эпидемией эпифитотией пожаром что привело (может привести) к большому количеству пострадавших угрозе жизни и здоровью людей их гибели значительным материальным потерям а также к невозможности проживания населения на этой территории объекте ведению там хозяйственной деятельности.
В связи с остротой проблемы чрезвычайных ситуаций в Украине 15 июля 1998г. Постановлением Кабинета Министров Украины № 1099 «О порядке классификации чрезвычайных ситуаций» утверждено «Положение о классификации чрезвычайных ситуаций» согласно которому в зависимости от территориального распространения объема причиненного или ожидаемого экономического ущерба количества людей которые погиблиразличают четыре уровня чрезвычайных ситуаций: общегосударственный; региональный; местный; объектовый.
Чрезвычайные ситуации в Украине классифицируются по следующим основным признакам: в сфере возникновения; по отраслевым признакам; по масштабам возможных последствий (рисунке 4.1)
Рисунок 4.1 Классификация ЧС в Украине
Характеристика и классификация ЧС природного характера
Рисунок 4.2 Классификация ЧС природного характера
Чрезвычайные ситуации природного характера (стихийные бедствия) в последние годы имеют тенденцию к росту. Учащаются случаи землетрясений возрастает их разрушительная сила. Почти регулярными стали наводнения нередки оползни вдоль рек и в горных районах снежные лавины. Гололед снежные заносы бури ураганы и смерчи ежегодно навещают наш регион.Сами по себе ЧС природного характера весьма разнообразны поэтому исходя из причин (условий) возникновения их делят на группы: геологические метеорологические гидрологические (гидрометеорологические) природные пожары массовые заболевания.
– Стихийные бедствия геологического характера. Стихийные бедствия связанные с геологическими природными явлениями подразделяются на вызванные землетрясениями извержениями вулканов оползнями обвалами просадками земной поверхности в результате карстовых явлений. Некоторые классификации относят в эту группу сели и снежные лавины.
– Cтихийные бедствия метеорологического характера. Все они подразделяются на бедствия вызываемые:
ветром в том числе бурей ураганом смерчем (при скорости 25 мс и более)
сильным дождем (при количестве осадков 50 мм и более)
крупным градом (при диаметре градом 20 мм и более)
сильным снегопадом метелями пыльными бурями заморозками или сильной жарой.
Эти природные явления (кроме смерчей града) приводят к стихийным бедствиям как правило в трех случаях когда они происходят на одной трети территории области (края республики) охватывают несколько административных районов и продолжаются не менее 6 часов.
– Cтихийные бедствия гидрологического характера.Эти природные явления вызываются:
Высокимуровнемводы - наводнениями при которыхпроисходитзатоплениепониженныхчастейгородов и других населенныхпунктов.
Низкимуровнемводы когданарушаетсясудоходство водоснабжениегородов и объектов.
Селями (при прорывеморенных озер угрожающихнаселенным пунктам)
Снежными лавинами ( при угрозенаселенным пунктам автомобильным и жд дорогам линиямиэлектропередачи и т.д.)
Раннимледоставом и появлениемльда на судоходныхводоемах.
Сюда же несколько условно мы отнесем и морские гидрологические явления: цунами сильные волнения на морях и океанах тропические циклоны (тайфуны) напор льдов и их интенсивный дрейф.
– Природные пожары.В это понятие входят лесные пожары пожары степных и хлебных массивов торфяные и подземные пожары горючих ископаемых. Мы остановимся только на лесных пожарах как наиболее распространенном явлении приносящем колоссальные убытки и приводящие порой к человеческим жертвам.
2.2 Оценка устойчивости при воздействии поражающих факторов.
ЗАДАЧА 1. ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЕ (Классифицируется как ЧС природного характера в соответствии с Классификатором чрезвычайных ситуацій от 11 октября 2010 года № 457)
Ожидаемая интенсивность землетрясения на территории объекта — 6 баллов по шкале Рихтера. На объекте имеются многоэтажные железобетонные здания краны и крановое оборудование наземные металлические резервуары. Определить характер разрушения элементов объекта при землетрясении.
По таблице 1.2 [1] для интенсивности землетрясения 7 баллов по шкале Рихтера будет соответствовать интенсивности VIII баллов по шкале МSК-64. По таблице 1.3 [1] определяем что интенсивности землетрясения VIII баллов по шкале МSК-64 будет соответствовать избыточному давлению 50 кПа. По таблице 1.4 [1] для ΔРФ = 50 кПа находим что многоэтажные железобетонные здания краны и крановое оборудование - сильные разрушения наземные металлические резервуары — средние разрушения.
Таким образом все элементы рассматриваемого объекта не будут устойчивы к воздействию сейсмической волны.
ЗАДАЧА 2. ЯДЕРНЫЙ ВЗРЫВ (Классифицируется как ЧС техногенного характера в соответствии с Классификатором чрезвычайных ситуацій от 11 октября 2010 года № 457)
Оценить устойчивость объекта к воздействию ударной волны ядерного взрыва если оно расположено на расстоянии R=32 км от вероятной точки прицеливания; ожидаемая мощность боеприпаса g = 200кт = 02 млн. т; взрыв наземный; вероятное максимальное отклонение ядерного боеприпаса от точки прицеливания rотк= 08 км; здание объекта - многоэтажные железобетонные здания; технологическое оборудование включает краны и крановое оборудование; коммунальноэнергетические сети (КЭС) состоят из наземных металлических резервуаров.
Определяем минимальное расстояние до возможного эпицентра взрыва:
Rx=rотк= 32-08 =24 км (1)
По таблице 1.1 [1] находим ожидаемое максимальное значение избыточного давления на расстоянии 24 км для боеприпаса мощностью 02 млн. т при воздушном взрыве: ΔРФ max= 40 кПа.
По таблице 1.4 [1] находим для каждого элемента цеха избыточные давления вызывающие слабые средние сильные и полные разрушения. Эти данные сводим в таблицу 2.
Определяем предел устойчивости каждого элемента цеха к воздействию ударной волны (по нижней границе диапазона средних разрушений или верхней границе для слабых разрушений): многоэтажные железобетонные здания - 20 кПа краны и крановое оборудование - 30 кПа наземные металлические резервуары - 40 кПа. Результаты записываем в таблицу 2.
Находим предел устойчивости объекта в целом по минимальному пределу устойчивости входящих в его состав элементов: ΔРфlim= 20 кПа.
Сравниваем найденный предел устойчивости цеха ΔРфlim с ожидаемым максимальным значением избыточного давления на территории завода ΔРФmax. Поскольку
ΔРфlimΔРФmax(2040 кПа) то значит объект не устойчив к воздействию ударной волны.
По таблице 1.4 [1] для ΔРф = 40 кПа находим что многоэтажные железобетонные здания получат сильные разрушения краны и крановое оборудование наземные металлические резервуары - средние разрушения.
ЗАДАЧА 3. ВЗРЫВ СЖИЖЕННОГО ГАЗА (Классифицируется как ЧС техногенного характера в соответствии с Классификатором чрезвычайных ситуацій от 11 октября 2010 года № 457)
а)Сущность чрезвычайной ситуации:
На территории промышленного объекта произошел взрыв ёмкости Q = 175 т
сжиженного газа расстояние до объекта R = 155 м.
Характеристика объекта:
- многоэтажные железобетонные здания.
Технологическое оборудование:
краны и крановое оборудование.
Коммунально-энергетические сооружения и сети:
наземные металлические резервуары.
Оценить устойчивость объекта и выработать предложения по защите от последствий подобных аварий.
Определяется радиус детонационной волны (зоны I):
rI=17.5QT=17.51.75=23.15
Находим радиус зоны действия продуктов взрыва (зоны II):
rII = 17 rI= 17 2315 = 3936 м
R>rI>rII следовательно мы находимся в зоне III.
Определяем относительную величину :
=0.24RrI=0.2415523.15=1.6
Определяем избыточное давление в зоне воздушной волны на расстоянии 155 м от точки взрыва.
ΔPII=7003(1+29.83-1)=7003(1+29.81.63-1)=23.12 кПа
Оценка устойчивости объекта:
По таблице 1.4 [1] находим для объекта и оборудования избыточное давление вызывающие слабые средние сильные и полные разрушения.
Находим предел устойчивости объекта и всех видов оборудования. Пределом устойчивости любого элемента является нижняя граница средних разрушений - верхняя граница слабых разрушений. Таким образом предел устойчивости ΔРФ:
многоэтажные железобетонные здания - 20 кПа;
краны и крановое оборудование - 30 кПа;
наземные металлические резервуары - 40 кПа;
Определяем предел устойчивости цеха как предел устойчивости самого слабого элемента в данном случае - многоэтажные железобетонные здания 20 кПа.
Производство устойчиво если расчетное ΔРФменьше предела устойчивости производства и неустойчиво если ΔРФравно или больше предела устойчивости. В данном случае производство неустойчиво т.к. ΔРФlimΔРФmax-Для удобства оценки полученных результатов эти данные сводятся в таблицу 2.
Таблица 2 — Результаты оценки устойчивости объекта к воздействию воздушной ударной волны.
Элементы объекта и их краткая характеристика
Степень разрушения прикПа
Макс. расчетные данные
Железобетонные здания
Открытые распределительные устройства
Наземные кабельные линии
- слабые разрушения; - сильные разрушения;
- средние разрушения;- полные разрушения.
Определяем степень разрушения всех элементов производства оказавшихся в зоне II на удалении 155 м:
a) многоэтажные железобетонные здания - среднее разрушение;
b) краны и крановое оборудование - слабое разрушение;
c) наземные металлические резервуары - нет разрушения.
Здания объекта оказавшееся в зоне II получат средние разрушения находившиеся в них краны и крановое оборудование - слабые разрушения наземные металлические резервуары не получат разрушений.
Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта
Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта проводимые в мирное время предусматривают:
- защиту персонала объекта и инженерно-технического комплекса от последствий стихийных бедствий аварий катастроф;
- от первичных и вторичных поражающих факторов оружия массового поражения;
- обеспечение надежности управления и материально-технического снабжения;
- подготовку объекта к восстановлению нарушенной работоспособности и переводу на режим работы в условиях чрезвычайной ситуации.
Надежная защита персонала является важнейшим фактором повышения устойчивости работы объекта. С этой целью возводятся защитные сооружения для укрытия персонала.
Проводятся подготовительные мероприятия к рассредоточению и эвакуации в загородную зону персонала и членов семей накопление хранение и поддержание в готовности средств индивидуальной защиты.
Важным элементом подготовке к защите является обучение персонала объекта умелому применению средств и способов защиты действиям в чрезвычайной обстановке а также в составе формирований при проведении спасательных и других неотложных работ (СиДНР).
Защита инженерно-технического комплекса предусматривает сохранение материальной основы объекта: зданий и сооружений оборудования коммунальных и энергетических сетей.
Надежность материально-технического снабжения обеспечивается созданием на объекте заблаговременно подготовленных запасов продовольствия топлива материалов и оборудования; организацией маневра запасами в пределах объекта. Подготовка объекта к восстановлению жизнедеятельности предусматривает планирование первоочередных восстановительных работ по нескольким вариантам возможного повреждения и разрушения участков.
На участках с непрерывным производственным процессом строятся индивидуальные убежища с дистанционным управлением технологическим процессом.
Здания и сооружения на объекте необходимо размещать рассредоточено. Между зданиями должны быть противопожарный проезд шириной не менее суммарной высоты двух соседних зданий.
Наиболее важные производственные здания необходимо строить заглубленными или пониженной высоты по конструкции — лучше железобетонные с металлическим каркасом.
В каменных зданиях перекрытия должны быть из армированного бетона или из бетонных плит. Большие здания следует разделять на секции несгораемыми стенами (брандмауэрами). Складские помещения для хранения легковоспламеняющихся веществ (бензин керосин нефть мазут) должны размещаться в отдельных блоках заглубленного или полузаглубленного типа у границ территории объекта или за ее пределами.
От устойчивости зданий и сооружений зависит в основном устойчивость всего объекта. Повышение их устойчивости достигается устройством каркасов рам подкосов контрфорсов промежуточных опор для уменьшения пролета несущих конструкций.
Невысокие сооружения для повышения их прочности частично обсыпаются грунтом.
Высокие сооружения для повышения их прочности (трубы вышки башни колонны) закрепляются оттяжками рассчитанными на воздействие скоростного напора ударной волны.
Защита емкостей со СДЯВ и легковоспламеняющимися жидкостями осуществляется путем их обвалования - устройства земляного вала вокруг емкости рассчитанного на удержание полного объема жидкости.
Основные мероприятия по повышению устойчивости технологического оборудования ввиду его более высокой прочности по сравнению со зданиями в которых оно размещается заключаются в сооружении над ним специальных устройств (в виде кожухов шатров зонтов и т. п.) защищающих его от повреждения обломками разрушающихся конструкций.
При недостаточной устойчивости самого оборудования от действия скоростного напора ударной волны оно должно быть прочно закреплено на фундаментах анкерными болтами.
При реконструкции и расширении промышленных объектов наиболее ценное и уникальное оборудование необходимо размещать в нижних этажах и подвальных помещениях или в специальных защитных сооружениях. Целесообразно также размещать его в отдельно стоящих зданиях павильонного типа имеющих облегченные и несгораемые ограждающие конструкции разрушение которых не повлияет на сохранность оборудования.
Подготовка объектов к восстановлению должна предусматривать планы первоочередных восстановительных работ по нескольким вариантам возможного повреждения разрушения объекта с использованием сил самих объектов имеющихся строительных материалов с учетом при необходимости размещения оборудования на открытых площадках перераспределения рабочей силы помещений и оборудования.

главная схема1111.dwg

Главная схемаnэлектрической части nпроектируемой подстанции

Паульс.docx

TOC o "1-3" h z u Задание PAGEREF _Toc311158229 h 3
Введение PAGEREF _Toc311158230 h 4
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции PAGEREF _Toc311158231 h 5
1.Структурные схемы трансформаторных подстанций PAGEREF _Toc311158232 h 5
2.Выбор схемы выдачи мощности PAGEREF _Toc311158233 h 5
3.Распределительные устройства напряжением 10 – 220 кВ PAGEREF _Toc311158234 h 9
4.Расчет мощности подстанции PAGEREF _Toc311158235 h 12
5.Выбор силовых трансформаторов. PAGEREF _Toc311158236 h 13
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции PAGEREF _Toc311158237 h 17
1.Расчет мощности подстанции PAGEREF _Toc311158238 h 17
2.Выбор трансформатора собственных нужд PAGEREF _Toc311158239 h 18
3.Выбор проводов подходящей линии электропередач PAGEREF _Toc311158240 h 18
4.Проверка проводов по падению напряжения PAGEREF _Toc311158241 h 19
Расчет токов короткого замыкания в схеме подстанции PAGEREF _Toc311158242 h 20
1.Расчет тока КЗ в точке 1. PAGEREF _Toc311158243 h 22
2.Расчет тока КЗ в остальных точках. PAGEREF _Toc311158244 h 24
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы электроснабжения собственных нужд PAGEREF _Toc311158245 h 25
1.Выбор выключателей PAGEREF _Toc311158246 h 25
2.Выбор разъединителей PAGEREF _Toc311158247 h 28
3.Выбор трансформаторов тока PAGEREF _Toc311158248 h 29
4.Выбор трансформаторов напряжения PAGEREF _Toc311158249 h 30
Выбор и расчет шин PAGEREF _Toc311158250 h 32
1.Выбор жестких шин PAGEREF _Toc311158251 h 32
2.Выбор гибких шин и токопроводов PAGEREF _Toc311158252 h 33
Заключение PAGEREF _Toc311158253 h 39
Список использованной литературы PAGEREF _Toc311158254 h 40
по дисциплине «Электрические станции и подстанции»
Максимальная мощность получаемая подстанцией от энергосистемы:
Мощность короткого замыкания на сборных шинах:
Схема электроснабжения собственных нужд должна обеспечивать выполнение требований надёжности работы подстанции
В ПРОЕКТЕ НЕОБХОДИМО ВЫПОЛНИТЬ:
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции.
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Расчет токов короткого замыкания в схеме подстанции.
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы электроснабжения собственных нужд.
Выбор устройств корректирующих ток и напряжение.
Выбор шин и токопроводов.
ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА:
Главная схема электрической части подстанции.
Схема электроснабжения собственных нужд подстанции.
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
выбор основного оборудования;
выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схем РУ;
выбор коммутационных аппаратов и защитных приборов;
выбор токоведущих шин и кабелей;
выбор измерительных приборов;
выбор конструкции РУ.
Основные цели и задачи проектирования:
Производство передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
Выбор схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения.
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 330 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 2
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1). Эта схема применяется в РУ 110 330 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 330 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё время ремонта секции.
Распределительные устройства напряжением 10 – 220 кВ
Распределительные устройства всех напряжений осуществляющие прием и распределение электрической энергии выполняются со сборными шинами. Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций предназначенные только для приема электрической энергии (без ее распределения) выполняются без сборных шин по блочным мостиковым и другим схемам.
Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:
питающие линии (ввод);
трансформаторы напряжения;
трансформаторы для собственного обслуживания;
заземляющие разъединители сборных шин и др.
Сборными шинами - называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции обладающие малым электрическим сопротивлением предназначенные для подключения присоединений.
По своему назначению сборные шины делятся на рабочие резервные и обходные. Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений. Резервная система шин служит для питания присоединений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напряжением. Обходная система шин применяется при повышенных требованиях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения потребителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.
На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключателей предохранителей трансформаторов напряжения и т. п. а также на участках где возможна подача напряжения от других источников напряжения обязательно устанавливаются разъединители обеспечивающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками высокочастотные заградители и конденсаторы связи трансформаторы напряжения устанавливаемые на отходящих линиях разрядники устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.
Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель один или два шинных разъединителя (в зависимости от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъединитель (а б). Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя а также при двух системах шин — для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе. Линейный разъединитель предусматривается в присоединениях где при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.
При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы.
В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей ошибочные действия с разъединителями выключателями заземляющими ножами и т. д.
На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока на воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше — высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если система шин делится на части (секции) то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6—35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше.
При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы для собственного обслуживания которые служат для питания оперативных цепей а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для питания оперативных цепей и на сборные шины если ТСН не используются для питания оперативных цепей.
Схемы распределительных устройств напряжением 10—220 кВ со сборными шинами
Применяются следующие схемы распределительных устройств:
с одной несекционированной системой шин;
с одной секционированной системой шин;
с двумя одиночными секционированными системами шин1;
с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
с одной секционированной и обходной системами шин;
с двумя системами шин;
с двумя секционированными системами шин;
с двумя системами шин и обходной;
с двумя секционированными системами шин и обходной.
Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая схема которая применяется в сетях 6—35 кВ В сетях 10(6) кВ схему называют- одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель один шинный и один линейный разъединители
Схема с одной системой шин
Недостатки данной схемы:
в схеме используется один источник питания;
профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Схема с одной секционированной выключателем системой шин
позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование как правило выполняется так чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста наглядна экономична обладает достаточно высокой надежностью широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—330 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией а также в РУ 11О кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин вторая остается в работе.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 3 Схема с одной секционированной системой шин
Недостатки схемы с одной секционированной выключателем системы шин:
на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий подключенных к этой секции шин;
повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема состоящая из восьми секций шин которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин»
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» применяется в тех же случаях что и блочные схемы с отделителями.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 4 Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов»
Схема «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» может применяться на тупиковых ответвитель-ных и проходных подстанциях напряжением 35—330 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
В схеме «мостик» линии или трансформаторы на двух- трехтрансформаторных подстанциях соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35—330 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MBА включительно. На напряжениях 110 и 330 кВ схема мостика применяется как правило с ремонтной перемычкой которая при соответствующем обосновании может не пересматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохранении в работе линий и трансформаторов.
Расчет мощности подстанции
Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжением 220 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85 . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
Полная мощность подстанции задаётся в условии и в данном случае она равна 260 МВА.
На напряжении 110 кВ: по 5 ЛЭП: S1=P1maxcosφ=1800.85=21176(МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S2=P2maxcosφ=650.85=7647 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 2 ЛЭП: S3=P3maxcosφ=150.85=1765 (МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 21176+7647+1765=30588 (МВА)
Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС. Часть обмотки заключённая между В и С называется последовательной а между С и О общей.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 5 Схема трехфазного автотрансформатора
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной обмотки I складывается из тока Iв проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток и тока Iо созданного магнитной связью этих обмоток:
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки ВО или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки СВ.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток:
Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7306=2142 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 6 Параметры автотрансформатора
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =3062250=0.612
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =306250=1.224
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 30619 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 21176 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 7647 МВА.
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (306 кВА).
Так как по заданию необходимо спроектировать подстанцию на которой будет присутствовать шина 10 кВ выберем дополнительный трансформатор позволяющий получить напряжение 10 кВ. Таким образом выбираем трансформатор ТД - 4000011010. Его данные приведём в таблице.
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 1
Суммарная мощность (кВА)
Блокировка разъединителей
Зарядное устройствоАБДЭС
Теплоэнергонагреватели
Вентиляторы обдува АТ
Вентиляторы обдува РПН
Контр. соединен. проводов
Таким образом Sс.н.= 306 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=30588 + 0.306=30619(МВА)
Выбор трансформатора собственных нужд
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 306 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-320350.4.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 7 Параметры двухобмоточного трансформатора
Выбор проводов подходящей линии электропередач
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=3061903220=80354 А
где Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 803542=4017 (A)
Выберем сечение провода по расчетному току:
Исходя из справочных таблиц минальным выбираем сталеалюминевый провод носечением S = 240 мм2 т.е. провод марки АС 24032.
Омкм х Омкм (на 100км)
Проверка проводов по падению напряжения
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч=SптсUн(Rлcosφ+Xлsinφ)100%
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 190 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =(12.1100) 190 = 229 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-24032).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = (43.5100) 190 = 8265 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-24032)
Uрасч1=3066220000229085+8265052=0087 В
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 110 км.:
Rл = r0 l =12.1100 110= 13.31 (Ом)
Xл = x0 l = 43.5100 110= 4785 (Ом)
Uрасч2=30662200001331085+4785052=005 В
Значение падения напряжения удовлетворют допустимому интервалу значений падений напряжений.
Расчет токов короткого замыкания в схеме подстанции
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Выберем в качестве расчетной точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Считаем что выключатель соединяющее линии отключен.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 8 Расчетная схема токов КЗ
Состовляем схему замещения.
В схему замещения входят все элементы расчетной схемы (система генератор трансформатор линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 8.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 9 Схема замещения проектируемой подстанции.
Выбор параметров схемы замещения
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы
где Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Принимаем за базисную мощность Sб=300 МВА
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 220 кВ
Xc1=Uc2Sкз1=(220103)213109=372 Ом
Xc2=Uc2Sкз2=(220103)28109=605 Ом
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны выше.
Зададимся базисными напряжениями по ступеням:
UбI=220 кВ UбII=115 кВ UбIII=37 кВ UбIV=10.5 кВUбV=0.4 кВ
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=3.723002202=0.023
xс2=Xс2SбUбI2=6.053002202=0.038
xл1=Xл1SбUбI2=82653002202=0.51
xл2=Xл2SбUбI2=47853002202=0.29
АТДЦТН – 25000022011035
xТВ=255SбSтр=255300250=306
xТС=0SбSтр=0300250=0
xТН=451SбSтр=451300250=5412
Определяем аналогично для трансформаторов ТД-4000011010 и ТМ – 400350.4 и соответственно получим:
ТД – 4000011010 xтвн=xтсн=288
ТМ – 250350.4 xтвн=xтсн=298
Расчет тока КЗ в точке 1.
Расчет тока КЗ в точке 1Упростим схему замещения:
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 10 Упрощение схемы замещения
x1 = xс1 + xл1 = 0.023 + 0.51 = 0.533
x2 = xс2 + xл2 = 0.038 + 0.29 = 0.328
Uс = Uс Uб1 = 220220=1
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 10.028 = 35.71
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2003330=0.35
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =0.3535.71=12.5 (кА)
Определим ударный ток:
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания: для конкретного случая короткого замыкания соотношение (для воздушных линий) xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.00580.00880.0058+0.0088= 0.00349
Та1 = x R = 0.028 314 0.00349 = 0025 (c)
Определим ударный коэффициент:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 167 12.5 = 294 (кА)
Расчет тока КЗ в остальных точках.
Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 2
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы электроснабжения собственных нужд
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 358.7610323 220 = 470.8 (А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 276 10323 110 = 725.4 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 5 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 725.4.5 = 120.9 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 82.751 10323 35 =682.5 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 682.54 = 136.5 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 23.5 10323 10 =452.3 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 2 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 452.32 = 226 (А)
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= 4.48^2 (0.1 + 0.065 + 0.0376) = 4.07 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (01с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 3
I2тер. tтер=7500кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 35 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 4
I2тер. tтер=4800 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 10.61 2 (01 + 0.0657 + 0.00301) = 19.2(кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 10 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 5
I2тер. tтер=1200 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 7.013 2 (01 + 0.015 + 0.05) = 8.1(кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 220 кВ
I2тер. tтер=1875кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 6
I2тер. tтер=4800кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 7
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 10 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 8
I2тер. tтер=8100кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов тока на 220 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 9
I2тер. tтер=1200кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 10
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 11
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 12
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 13
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 14
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 15
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ.
Таблица SEQ Таблица * ARABIC 16
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины трехполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины (рисунок 10). Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы чтобы усилие возникающие при температурных удлинениях шин не передавались на аппарат.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 11Схема крепления компенсатора нагрева шин.
Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий.
Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации окрашивают: при переменном токе – фаза А в желтый фаза В – в зеленый и фаза С – красный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный отрицательная – синий цвет.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
где: Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С).
В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С Т0 ном=250С тогда:
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха; Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 240 32.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 500 26.
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по .
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м 500 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м 500 кВ– 12 м 750 кВ – 15 м.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .1=1.26(м)
В настоящем курсовом проекте был произведен расчет электрической части понизительной подстанции с параметрами указанными в задании на проектирование.
При выполнении курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
Выбор основного оборудования;
Выбор принципиальной схемы соединений ГПП;
Выбор обеспечения питания собственных нужд;
Расчет токов короткого замыкания;
Выбор коммутационной аппаратуры;
Выбор токоведущих частей;
Выбор измерительных трансформаторов;
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа АТДЦТН-2500022011035. При выборе принципиальной схемы для стороны 110 кВ предпочтение было отдано схеме с двумя рабочими и обходной системами шин для стороны 35 кВ – одна секционированная система шин. Собственные нужды ГПП запитываются от двух трансформатора собственных нужд типа ТМ-16035.
Выбор коммутационной аппаратуры заключался в выборе выключателей. На стороне 220 кВ были выбраны выключатели типа ВГБУ-220-502000 У1. На стороне 110 кВ были выбраны выключатели типа ВЭБ-110-402500 У1. На стороне 35 кВ были выбраны выключатели типа ВВУ-35А-402000У1 и ВВУ-35А-402000У1.
Выбор разъединителей сводился к выбору разъединителей на высокой стороне РДЗ-2201000 У1 средней стороне РДЗ-1101000 У1 низкой стороне РЛНД 2– 351000 У1.
Выбор токоведущих частей:
на стороне 220 кВ были выбраны сборные шины на основе проводов АС-24032 а гибкие токопроводы на основе проводов АС-30039.
На стороне 110 кВ были выбраны гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-50072.
На стороне 35 кВ - гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-50072.
При выборе измерительных приборов были выбраны:
на стороне 220 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-15005 ТФЗМ-220-III-12005 У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-220-58-У1;
на стороне 110 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-10005 ТФЗМ-110Б-III-15005 ТФЗМ-110Б-I-2005 и трансформаторы напряжения типа ТН-110-5;
на стороне 35 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-35-I-50005 ТПОЛ-35-У3 ТПОЛ-35-У3 и трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35.
Для регулирования напряжения был выбран линейный вольтодобавочный трансформатор ЛТДН-10000035.
Список использованной литературы
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь: СНИЯЭиП 2004 – 216 с.: ил.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец. вузов
-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-383 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-312с.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник. М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под ред.Рокотяна С.С.и
Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 750 кВ. 4-е изд.перераб. и доп. НТО Минэнерго. - М. 1991. 86 с.
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций : Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов . Под ред. Васильева А.А. 2-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1990. 734 с.

Курсач ВОВАН (2).docx

Севастопольский Национальный Университет Ядерной Энергии и Промышленности
По дисциплине: «Электрические станции и подстанции»
На тему: «Расчет трансформаторной подстанции»
студентка 245 класса
старший преподаватель
Выбор главной схемы выдачи мощности 6
Расчет мощности подстанции 17
Выбор силовых трансформаторов 18
Выбор трансформаторов собственных нужд23
Выбор проводов подходящей линии электропередач 24
Выбор сечения провода по допустимой нагрузки24
Выбор сечения провода по максимальному расчетному току24
Выбор сечения провода по экономической плотности тока24
Проверка проводов по падению напряжения24
Выбор схемы РУ ВН 25
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд26
Расчет токов короткого замыкания на шинах главной схемы подстанции27
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы подстанции32
Выбор выключателей33
Выбор разъединителей36
Выбор трансформаторов тока37
Выбор трансформаторов напряжения39
Выбор и расчет шин40
Выбор гибких шин и токопроводов46
Список использованной литературы52
Трансформаторные подстанции предназначены для приема преобразования (тока и напряжения) и распределения электрической энергии.
Проектирование подстанций регламентируется нормативными документами. Проект подстанции разрабатывается на 5 лет с момента предполагаемого ввода ее в эксплуатацию и с перспективой развития на последующее время (не менее 5 лет).
Проектирование подстанций ведется на основе следующих утвержденных схем:
схемы развития энергосистемы или электрических сетей города;
схемы внешнего электроснабжения объекта (промышленного предприятия микрорайона города и т. д.);
схемы организации ремонта технического и оперативного обслуживания;
схемы развития средств управления общесистемного назначения (СУОН) включающие в себя релейную защиту и автоматику аварийного режима (РЗА) противоаварийную автоматику а также схемы развития автоматизированных систем диспетчерского управления.
Исходными данными для проектирования служат:
район размещения подстанции;
нагрузки на расчетный период и их перспективное развитие с указанием распределения по напряжениям и категориям;
число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше их нагрузки;
число линий 10(6) кВ и их нагрузки;
расчетные значения токов однофазного и трехфазного короткого замыкания с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок не менее пяти лет считая от предполагаемого ввода в эксплуатацию;
уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии;
режимы заземления нейтралей трансформаторов;
границы раздела обслуживания объектов различными энергообъединениями и энергопредприятиями и т. д.
При проектировании подстанций решаются следующие задачи:
выбор площадки для строительства подстанции;
выбор типа и исполнения подстанций и распределительных устройств (закрытого или открытого типа комплектная сборная и т. д.);
определение схемы электрических соединений распределительных устройств высокого среднего и низшего напряжений;
ограничение токов короткого замыкания;
выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей;
ограничение перенапряжений выбор места установки числа ограничителей перенапряжений или вентильных разрядников и других защитных средств для ограничения перенапряжений;
заземление подстанций;
выбор источников оперативного тока и источников питания собственных нужд подстанции;
управление релейная защита автоматика сигнализация.
Для трансформаторных подстанций дополнительно решаются следующие задачи:
выбор числа трансформаторов определение их мощности номинальных напряжений соотношения мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;
выбор режимов заземления нейтралей трансформаторов; при необходимости решается вопрос компенсации емкостных токов в электрических сетях 6—35 кВ (выбор места установки числа и мощности дугогасящих реакторов);
определение уровней и пределов регулирования напряжения на шинах подстанции необходимости установки дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии.
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рис. 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
Выбор главной схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 220 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1). Эта схема применяется в РУ 110 330 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 220 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё время ремонта секции.
Распределительные устройства напряжением 35—220 кВ
Основные элементы распределительных устройств
Распределительные устройства всех напряжений осуществляющие прием и распределение электрической энергии выполняются со сборными шинами. Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций предназначенные только для приема электрической энергии (без ее распределения) выполняются без сборных шин по блочным мостиковым и другим схемам.
Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:
питающие линии (ввод);
трансформаторы напряжения;
трансформаторы для собственного обслуживания;
заземляющие разъединители сборных шин и др.
Сборными шинами называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции обладающие малым электрическим сопротивлением предназначенные для подключения присоединений.
По своему назначению сборные шины делятся на рабочие резервные и обходные. Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений. Резервная система шин служит для питания присоединений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напряжением. Обходная система шин применяется при повышенных требованиях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения потребителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.
На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключателей
предохранителей трансформаторов напряжения и т. п. а также на участках где возможна подача напряжения от других источников напряжения обязательно устанавливаются разъединители обеспечивающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками высокочастотные заградители и конденсаторы связи трансформаторы напряжения устанавливаемые на отходящих линиях разрядники устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.
Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель один или два шинных разъединителя (в зависимости от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъединитель (а б). Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя а также при двух системах шин — для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе. Линейный разъединитель предусматривается в присоединениях где при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.
При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы
В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей ошибочные действия с разъединителями выключателями заземляющими ножами и т. д.
Присоединения выключателей к сборным шинам: а — с одной системой шин; б — с двумя системами шин; в — с одной системой шин выкатного исполнения
На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока на воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше — высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если система шин делится на части (секции) то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6—35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше.
При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы для собственного обслуживания которые служат для питания оперативных цепей а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для питания оперативных цепей и на сборные шины если ТСН не используются для питания оперативных цепей.
Схемы распределительных устройств напряжением 35—220 кВ со сборными шинами
Применяются следующие схемы распределительных устройств [26]:
с одной несекционированной системой шин;
с одной секционированной системой шин;
с двумя одиночными секционированными системами шин1;
с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
с одной секционированной и обходной системами шин;
с двумя системами шин;
с двумя секционированными системами шин;
с двумя системами шин и обходной;
с двумя секционированными системами шин и обходной. Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая
схема которая применяется в сетях 6—35 кВ В сетях 10(6) кВ схему называют одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель один шинный и один линейный разъединители.
Схема с одной системой шин
Недостатки данной схемы:
в схеме используется один источник питания;
профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Схема с одной секционированной выключателем системой шин
позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование как правило выполняется так чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста наглядна экономична обладает достаточно высокой надежностью широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—220 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией а также в РУ 11О кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин вторая остается в работе.
Схема с одной секционированной системой шин
Недостатки схемы с одной секционированной выключателем системы шин:
на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий подключенных к этой секции шин;
повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема состоящая из восьми секций шин которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин»
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» применяется в тех же случаях что и блочные схемы с отделителями.
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в целях трансформаторов»:
— трансформаторы тока установка которых должна быть обоснована (индекс схемы — 5 по [26])
Схема «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» может применяться на тупиковых ответвитель-ных и проходных подстанциях напряжением 35—220 кВ (рис. 4.14). На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
На проходных подстанциях перемычка с выключателем нормально замкнута через нее осуществляется транзит мощности.
3385-2540Схема «блок линия—трансформатор»: а — с отделителем; б — два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии; в — с выключателем; г — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии; 12— трансформа-горы тока и напряжения установка которых должна быть обоснована; 3 — разъединители которые устанавливаются при напряжениях 110 220 кВ и наличии собственного питания
Схема «блок линия—трансформатор с выключателем» применяется на подстанциях напряжением 35—220 и 500 кВ в тех случаях когда нельзя использовать более простые и дешевые схемы первичной коммутации подстанций в. На двухтрансформаторных подстанциях напряжением 35—220 кВ применяется схема «блок линия—трансформатор» с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии г. Блочные схемы просты экономичны но при повреждениях в линии или в трансформаторе автоматически отключаются линия и трансформатор.
В схеме «мостик» линии или трансформаторы на двух- трехтрансформаторных подстанциях соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35—220 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MB А включительно. На напряжениях 110 и 220 кВ схема мостика применяется как правило с ремонтной перемычкой которая при соответствующем обосновании может не пересматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохранении в работе линий и трансформаторов.
Расчёт мощности подстанции.
Полная мощность подстанции задаётся в условии и в данном случае она равна 220 МВА. Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 330 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85 . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=2100.85=247 (МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=700.85=82.35 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 2 ЛЭП: S=Pcosφ=250.85=29.41(МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 247+8235+2941=35876 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Суммарная мощность (кВА)
Блокировка разъединителей
Зарядное устройство АБ
Теплоэнергонагреватели
Вентиляторы обдува АТ
Вентиляторы обдува РПН
Контр. соединен. Проводов
Мощность подстанции:
Sпс=35876 + 031732 =35908(МВА)
Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС. Часть обмотки заключённая между В и С называется последовательной а между С и О общей.
Схема трехфазного автотрансформатора
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной обмотки I складывается из тока Iв проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток и тока Iо созданного магнитной связью этих обмоток:
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более
° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Номинальный (линейный) ток Iл А каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному напряжению:
где Sном - мощность обмотки кВА;
Uном - номинальное линейное напряжение обмотки кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току Iф = Iл а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки ВО или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки СВ.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток: IСН = IВН + Iо. Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой
автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Типовой мощностью автотрансформатора называют ту часть номинальной мощности которая передается электромагнитным путем. Типовая мощность в α раз меньше номинальной:
где - коэффициент выгодности автотрансформатора.
Чем ближе друг к другу значения (UСН и UВН тем меньше α и тем меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Магнитопровод и обмотки автотрансформатора выбираются по типовой (расчетной) мощности. В этом и заключается экономическая целесообразность автотрансформаторных конструкций. Однако отсюда должен быть сделан очень важный вывод:
Загружать последовательную и общую обмотки автотрансформатора в номинальном режиме работы более чем на Sтип нельзя.
Контролируют нагрузку в общей обмотке амперметром. Одним из способов включения амперметра может быть следующий: у трехфазного автотрансформатора - в одну фазу на сумму линейных токов IВН и IСН через трансформаторы тока с одинаковым коэффициентом трансформации а у однофазных автотрансформаторов - через трансформатор тока установленный непосредственно на выводе нейтрали одного из автотрансформаторов группы.
Обмотка НН понижающего автотрансформатора помимо своего основного назначения - создавать цепь с малым сопротивлением для прохождения токов третьих гармоник и тем самым избегать искажения синусоидального напряжения - используется для питания нагрузки а также для подключения
компенсирующих устройств и последовательно-регулировочных трансформаторов. Ее мощность выбирается не более типовой мощности SИН ≤ Sтип иначе размеры автотрансформатора определялись бы мощностью этой обмотки.
Отметим и некоторые трудности возникающие в эксплуатации в связи с широким применением автотрансформаторов.
Автотрансформаторы не пригодны для использования в сетях с раззем-ленной нейтралью. Объясняется это недопустимым увеличением напряжения проводов относительно земли в сети СН при замыкании на землю в сети ВН
В свою очередь обязательное заземление нейтралей автотрансформаторов приводит к чрезмерному увеличению токов однофазного КЗ в сетях что требует в ряде случаев принятия соответствующих мер для ограничения токов КЗ.
Наличие электрической связи между обмотками и сетями СН и ВН создает возможность перехода перенапряжений появляющихся в сети одного напряжения на выводы обмоток другого напряжения. Опасность перенапряжений для изоляции возрастает при отключении автотрансформатора с одной стороны. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию автотрансформаторы со стороны СН и ВН защищают разрядниками которые жестко (без разъединителей) присоединяют к шинам отходящим от вводов.
Режим работы. Для автотрансформатора характерны три рабочих режима:
автотрансформаторный трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. Согласно для потребителя первой категории необходимо два независимых источника а для третьей категории – достаточно одного.
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 358.76 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 247+29.41=276.41 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 82.35+0.31732=82.751 МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 23.5 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (469 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.735908=251356 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦТН – 250000220110
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =359082250=0.7
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =35908250=1.44
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Для питания потребителей 10 кВ выбираем трансформатор ТРНДЦН -4000011010. Его данные приведём в таблице 3.
Выбор трансформатора собственных нужд.
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 317.32 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-250350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач.
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=35908 1033220=94234 А
где Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 94234 2=47117(A)
2 Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 500 мм2 т.е. провод марки АС 50064.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iрjэк= 471171.1=42834 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 500 мм2 (АС 50064).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 50064.
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 220 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =006 2202 = 6.6 (Ом км)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-50064 – 006Ом).Линия шестипроводная.
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = 0413 2202 = 45.4 (Ом км)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-50064 – 0413 Ом)
Uрасч. 1 =100 %(6.6085+45.4052) =9 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 90 км.:
Rл = r0 l =0075 90 = 525 (Ом км)
Xл = x0 l = 042 90 = 294 (Ом км)
Условие падения напряжения не выполняется. Значит марка провода подобрана не правильно. Чтобы падение напряжение было в рамках нормы мы можем поставить вольтодобавочный трансформатор или батарею статических конденсаторов или поднять класс напряжения.
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Выберем в качестве расчетных точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Составим схему замещения:
Рисунок 5.1 Схема замещения проектируемой подстанции.
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы
где Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 220 кВ
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл.
АТДЦТН – 25000022011035
Активное сопротивление обмотки ВН RТВ Ом
Активное сопротивление обмотки СН RТС Ом
Активное сопротивление обмотки НН RТН Ом
Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ Ом
Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС Ом
Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН Ом
Зададимся базисной мощностью и базисными напряжениями по ступеням:
Sб=247 МВА UбI=220 кВ UбII=110кВ UбIII=35 кВ UбIIII=10 кВ
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=4.22472202=0.0214
xс2=Xс2SбUбI2=5.42472202=0.0276
xл1=Xл1SбUбI2=58.82472202=0.232
xл2=Xл2SбUбI2=29.42472202=0.15
xтвн=12ukBC+ukCH-ukHHSбSтр=0.50.115+0.334-0.208247250=0.12
xтсн=12ukсн+ukнн-ukвнSбSтр=0.50.334+0.208-0.115247250=0.21
xтнн=12ukНН+ukВН-ukHСНSбSтр=0.50.208+0.115-0.334247250=0
Определяем аналогично для трансформаторов ТРДН – 6300011010 и
ТМ – 400350.4 и соответственно получим:
ТРДН – 6300011010 xтвн=xтсн=0.168
ТМ – 400350.4 xтвн=xтсн=0.065
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 1. Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Упростим схему замещения:
x1 = xс1 + xл1 = 0.0214 + 0.232 = 0.253 (Ом)
x2 = xс2 + xл2 = 0.0276 + 0.15 = 0.178 (Ом)
Uс = Uс Uб = 220247=0.89
x = x1 x2 x1+x2 =0.2530.178 0.253+0.178 = 0.104(Ом)
Рисунок 5.2 Преобразование схемы замещения
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 0.890.104 = 8.56 (кА)
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2473220=0.65 (кА)
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =0.658.56=5.56 (А)
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.0420.02970.042+0.0297= 0.017(Ом)
Та1 = x R = 0.104 314 0.017 = 00195 (c)
Определим ударный коэффициент:
Определим ударный ток:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 163 8.56 = 19.73 (кА)
Расчет токов короткого замыкания
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 358.7610323 220 = 470.8 (А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 276 10323 110 = 725.4 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 6 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 725.4.6 = 120.9 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 82.751 10323 35 =682.5 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 5 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 682.55 = 136.5 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 23.5 10323 10 =452.3 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 2 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 452.32 = 226 (А)
Выбор силовых выключателей
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший
промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= 4.48^2 (0.1 + 0.065 + 0.0376) = 4.07 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (01с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
I2тер. tтер=7500кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер=4800 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 10.61 2 (01 + 0.0657 + 0.00301) = 19.2(кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 10 кВ.
Iоткл. н. = 12.5 кА
I2тер. tтер=1200 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 7.013 2 (01 + 0.015 + 0.05) = 8.1(кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
2 Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 220 кВ
I2тер. tтер=1875кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
I2тер. tтер=4800кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 10 кВ
I2тер. tтер=8100кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов тока на 220 кВ
I2тер. tтер=1200кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины трехполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины (рисунок 10). Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы чтобы усилие возникающие при температурных удлинениях шин не передавались на аппарат.
Рисунок 7.1 Схема крепления компенсатора нагрева шин.
Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий.
Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации окрашивают: при переменном токе – фаза А в желтый фаза В – в зеленый и фаза С – красный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный отрицательная – синий цвет.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
где: Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С). В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С Т0 ном=250С тогда:
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха; Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил.
В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебаний системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкциях шин эти условия соблюдаются поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
В частных случаях например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний:
где – длина пролета между изоляторами м;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси
перпендикулярной направлению изгибающей силы см2
q – поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. чтобы f0>200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе возникающей при КЗ. Если f0200Гц то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Принимая что f0200Гц найдём длину пролёта между изоляторами.
J=hb36=80.636=0.288 (см4)
Длина пролёта между изоляторами:
lпи2=0.866Jq=0.8660.2889.6=1.5 (м)
Механический расчет двухполосных шин.
Если каждая фаза выполняется из двух полос то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки.
Пролет между прокладками n выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос .
где: an – расстояние между осями полос an =1.6 см;
Kф – коэффициент формы (рисунок 12) Kф =0.35;
E – модуль упругости материала (таблица 25) Е=1010 Па.
Механическая система две полосы – изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.
Рисунок 7. 2 Рисунок 7.3
Схема крепления двухполосных шин. График изменения коэффициента формы
Исходя из этого величина n выбирается еще по одному условию:
где mn – масса полосы на единицу длины mn =1.295 кгм;
Разрушающее напряжение разр МПа
Допустимое напряжение
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно найти по формуле:
где b – товщина полос.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа:
где Wn – момент сопротивления одной полосы см3;
– расстояние между прокладками м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где пи – длина пролета между изоляторами м;
Wф – момент сопротивления пакета шин см3;
аф – расстояние между осями фаз.
Шины механически прочны если:
2 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 300 39.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 500 26.
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .1=1.26(м)
В данном курсовом проекте рассматривается расчёт и проектирование трансформаторной подстанции 22011035 10 кВ. Подстанция является составной частью электроэнергетической системы. Трансформаторная подстанция выполняет функции преобразование одного класса напряжений и токов в другой распределение электрической энергии и повышение качества передаваемой электроэнергии. При выборе электрических соединений подстанции существенную роль играет местоположение подстанции в схеме сети. Расчёт и проектирование трансформаторной подстанции включает в себя следующие вопросы и разделы: выбор главной схемы подстанции выбор схемы собственных нужд подстанции выбор трансформаторов выбор коммутационных аппаратов (выключателей разъединителей трансформаторов тока и напряжения) выбор проводов ЛЭП выбор и расчёт шин и токопроводов.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь: СНИЯЭиП
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец. вузов
-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-383 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-312с.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник.
– М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под ред.Рокотяна С.С.и Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 750 кВ. 4-е изд.перераб. и доп. НТО Минэнерго. - М. 1991. 86 с.
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций : Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов . Под ред. Васильева А.А. 2-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1990. 734 с.

кп(Эсип 2011)Сорокотяга А.С. 243.doc

Севастопольский Национальный Университет Ядерной Энергии и Промышленности
По дисциплине: «Электрические станции и подстанции»
На тему: «Расчет трансформаторной подстанции»
В данной курсовой работе рассматривается расчет трансформаторной
подстанции 2201103510 кВ. Подстанция является составной
частью схемы электрической системы. При выборе электрических
соединений подстанции существенную роль играет месторасположение
подстанции в схеме сети.
Расчет трансформаторной подстанции включает в себя вопросы:
- выбор главной схемы и схемы электрических соединений
- проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции;
- расчет токов короткого замыкания в схеме подстанции;
- выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы
электроснабжения собственных нужд;
- выбор шин и токопроводов.
Трансформаторные подстанции предназначены для приема
преобразования тока и напряжения распределения электрической
Распределительные подстанции предназначены для приема и
распределения электрической энергии без ее преобразования.
Трансформаторные подстанции по значению в системе
электроснабжения делятся на главные понизительные подстанции
подстанции глубокого ввода трансформаторные подстанции 10 (6)
Трансформаторные подстанции называют цеховыми подстанциями в
промышленных сетях городскими - в городских сетях.
Распределительные подстанции напряжением 110 кВ и выше:
- центральные распределительные подстанции 10(6) кВ и выше.
В зависимости от способа присоединения подстанции и
питающей линии трансформаторные подстанции делятся на
тупиковые проходные ответвительные. Если линия питает только
одну подстанцию то подстанция называется тупиковой. К
тупиковой подстанции относятся подстанции получающие питание
по распределительным схемам и последние подстанции в
магистральной схеме с односторонним питанием. Проходная
подстанция включается в
рассечку питающей магистральной линии . т. е. имеется вход и
выход питающей линии. Если подстанция подключается через
ответвления от питающей линии она называется
ответвительной . По типу подстанции делятся на открытые и
закрытые. Открытой подстанцией называется подстанция с открытой
установкой трансформаторов закрытой - подстанция все элементы
которой (распределительные устройства и трансформаторы)
устанавливаются в специальном помещении.
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-
экономических показателей простоты и удобства работы схемы
приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости
электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности
электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение
нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН
их связь с распределительными устройствами высокого напряжения
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и
может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения
потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим
для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность
электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без
нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность
установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней
продолжительностью отключения потребителей и источников питания для
ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы -
приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и
проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы
обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются
автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и
продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории
потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории:
Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения
которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный
ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса.
Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух
независимых источников перерыв допускается на время автоматического
восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется
особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного
останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и
пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий
независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты
бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2
категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к
массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и
промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого
количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать
питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания
на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного
персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники
непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с
учётом возможного увеличения количества присоединений для развития
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений
электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу
присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с
учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом
← повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или
шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению
более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо
по условию устойчивости работы энергосистемы;
← при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного
выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного
выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных
блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости
← повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило
приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита
напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных
← отключение линии как правило должно осуществляться не более чем
двумя выключателями;
← отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных
нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
← ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть
возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть
также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора
питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в
схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно
влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд.
Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой
аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть
исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или
отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае
ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного
напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого
напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни
напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке
среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при
повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог присоединяться
на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических
подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 220 кВ и с большим количеством присоединений
использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных
шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема
с двумя рабочими и обходной системой шин:
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1). Эта схема
применяется в РУ 110 220 кВ с большим числом присоединений и с одним
выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин
находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех
присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой
системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе
шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение
присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах
отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина
присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 220 кВ на
электростанциях при числе присоединений до 12.
Расчет мощности подстанции
где Sср - полная средняя мощность подстации
Sсн - полная мощность собственных нужд
Принимаем cos φ = 085
Максимальная мощность получаемая от энергосистемы
связь с энергосистемой осуществляется по 2 ЛЕП на
На напряжении 110 кВ: по 7 ЛЭП: [pic]
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: [pic]
На напряжении 10 кВ: по 4 ЛЭП: [pic]
Суммарная мощность передаваемая в систему
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей
всех потребителей собственных нужд
№ Потребитель Мощность Кол-во Суммарная мощность
ед. (кВА) (шт) (кВА)
Блокировка разъединителей 3 1 3
Зарядное устройство АБ 10 1 10
Теплоэнергонагреватели 30 2 60
Вентиляторы обдува АТ 40 2 80
Вентиляторы обдува РПН 30 2 60
Сварочные установки 5 3 15
Сверлильный станок 6 1 6
Контр. соединен. проводов 3 1 3
Суммарная мощность 370
Мощность собственных нужд подстанции
Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается
по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется
нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это
обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с
необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных
сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны
квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение
до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до
значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется
нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют
трансформаторами и автотрансформаторами .
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150
кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям
активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же
мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по
сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие
реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и
автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности
предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой
протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких
напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным
обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В
эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие
реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки
используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на
продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения
токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При
номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго
если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими
номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более
° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С
при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или
° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько
градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается
мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-
амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются
как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной
мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Номинальный (линейный) ток Iл А каждой обмотки определяется по ее
номинальной мощности и соответствующему номинальному напряжению:
где Sном - мощность обмотки кВА;
Uном - номинальное линейное напряжение обмотки кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току Iф =
Iл а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
Режим работы. Для автотрансформатора характерны три рабочих режима:
автотрансформаторный трансформаторный и комбинированный
трансформаторно-автотрансформаторный.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется
категорией потребителя. Согласно для потребителя первой категории
необходимо два независимых источника а для третьей категории –
Номинальная мощность автотрансформатора
Распределение мощностей по обмоткам
ВН- обмотка высшего напряжения 220 кВ
СН – обмотка среднего напряжения 110 кВ.
НН- обмотка низшего напряжения 35 кВ
Номинальная мощность одного автотрансформатора
Исходя из найденных значений выбираем два трехобмоточных
автотрансформатора одного типа и их данные заносим в таблицу
пп Параметры Величина
Марка АТДЦТН -200000220110
Номинальная мощность 200
Напряжение ВН Uн вн 210
Напряжение СН Uн нн 121
Напряжение НН Uн нн 385
Потери короткого замыкания 500
Ток холостого хода I[pic]04
Мощность н. н. Sн.н. 100
Для питания потребителей на напряжение 10 кВ выбираем два
дополнитедьных трансформатора 11010 кВ
Номинальная мощность одного трансформатора
Коэффициент загрузки для выбранных автотрансформаторов
Коэффициент загрузки в аварийном режиме при отключении
одной пары автотрансформаторов
пп Параметри Величина
Марка ТРДН-4000011010
Номинальная мощность 40 МВА
Напряжение ВН Uн вн 115 кВ
Напряжение НН Uн нн 105 кВ
Потери х.х. Pх 34 кВт
Потери короткого замыкания Pк 170 кВт
Напряжение к.з. Uк % 105 %
Ток холостого хода I[pic] 055 %
Коэффициент загрузки для выбранных трансформаторов
одного трансформатора
Выбор трансформатора собственных нужд.
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее
мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 370 кВА то выбераем
трансформаторы ТМ-250350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Марка трансформатора ТМ-250350.4
Номинальная мощность Sном кВА 250
Напряжение ВН Uном вн кВ 35
Напряжение НН Uном нн кВ 0.4
Потери мощности холостого хода 2
Потери при коротком замыкании 12.2
Ток холостого хода I0 % 1.4
Напряжение короткого замыкания 6.5
Выбираем сечение провода по допустимой нагрузке
Максимальный допустимый ток
т.к. до подстанции подходят две линии рабочий ток
По таблице выбираем сечение провода АС 24032
Выбор сечения провода по экономической плотности тока
Экомически целесообразное сечение
[pic] где jэк = 11Амм[pic] - нормированое значение
Выбираем сечение провода АС 30039
[pic] Омкм х[pic] Омкм
Проверка по падению напряжения
Падение напряжения не должно превышать 5%
Рассчитываем падение напряжения
где [pic]- активное сопротивление ЛЕП
[pic]- индуктивное сопротивление ЛЕП
где [pic] - удельное сопротивление провода
Падение напряжения для первой линии
Падение напряжения для второй линии
Условие падения напряжения выполняется.
Выбор электрической схемы распределительных устройств
высокого напряжения.
Главная схема подстанции при U > 35кВ как правило является частью
электрической системы и потому она не может выбираться без учета режимов
и особенностей ЭЭС в целом. Поэтому не существует универсальной схемы
электрических соединений при напряжении на высоковольтной стороне станции
или подстанции выше 35кВ.
Среди большого набора вариантов главных схем наибольшее
распространение получили: кольцевые схемы; схемы с одной рабочей и
обходной системами шин; схемы с двумя рабочими и обходной системами шин;
схемы с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи; схемы с
двумя системами шин и четырьмя выключателями на три цепи.
Рисунок 3.1 Кольцевая схема с четырьмя присоединениями.
В кольцевых схемах (рисунок 2) выключатели соединяются между собой
образуя кольцо. Каждый элемент – линия трансформатор – присоединяется
между двумя выключателями. В кольцевых схемах ревизия любого выключателя
производится без перерыва электроснабжения какого-либо элемента. Так при
ревизии выключателя Q1 отключают его и разъединители установленные по
обе стороны выключателя. При этом обе линии и трансформаторы остаются в
работе однако схема становится менее надежной из-за разрыва кольца. В
кольцевых схемах надежность работы выключателей выше чем в схемах с
одинарной и двойной системой сборных шин так как имеется возможность
опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы.
Опробование выключателя путем его отключения не нарушает работу
присоединения и не требует никаких переключений в схеме.
В цепях присоединения линий разъединители не устанавливают что
упрощает схему ОРУ. Вместе с тем отказ от установки разъединителей в
цепях линий приводит к сложным работам по реконструкции ОРУ в случае
добавления хотя бы одной линии. На рисунке 2. приведена схема с
четырехугольником но может быть с трех- и шестиугольником и их
Достоинства кольцевых схем:
- высокая надежность электроснабжения. Отключение всех присоединений
маловероятно. Оно может произойти при ревизии одного из выключателей
например Q1 коротком замыкании на линии W2 и одновременном отказе
- использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество
операций разъединителями в таких схемах невелико.
Недостатки кольцевых схем:
- более сложный выбор трансформаторов тока выключателей разъединителей
устанавливаемых в кольце так как в зависимости от режима работы схемы
ток протекающий по аппаратам меняется. Например при ревизии Q1 в цепи
Q2 ток возрастает в два раза;
- релейная защита должна выбираться в этих схемах с учетом возможных
режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.
Область применения: схема четырехугольника применяется в РУ 330
кВ и выше на электростанциях как один из этапов развития схем. Например
по схеме 4-х угольника включен блок №4 на РАЭС.
Схемы с одной рабочей и обходной системами шин
В схеме предусмотрен обходной выключатель QО который может быть
присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей QS5
Выключатель QО может заменить любой другой выключатель. Для
этого надо провести следующие операции (например для замены выключателя
Q1 если он включен и включены QS1 QS2 как на рисунке 3):
включить обходной выключатель QО при включённых QS6 и QS5 для проверки
исправности обходной системы шин;
отключить QS1 и QS2.
После этих операций линия W1 получает питание через обходную систему
шин через QО от секции В1. Все операции производятся без перерыва питания
С целью экономии стоимости ОРУ схема может выполняться таким
образом что функции обходного и секционного выключателей в ней могут
быть совмещены. Для этого в схеме может устанавливаться перемычка с
разъединителями QS8 и QS9 (см. рисунок 4) В нормальном режиме работы QS8
и QS9 включены выключатель QО включен и присоединен разъединителем QS7 к
секции В2. Секции В1 и В2 соединяются между собой через QО QS6 QS7
QS8 QS9 а выключатель QО выполняет функции секционного. При замене
линейного выключателя обходным выключатель QО отключается затем
отключают разъединители QS8 QS9 и поступают далее как и в ранее
описанном случае по пп. 3-6. При большом числе присоединений (7-15)
рекомендуется схема с отдельным обходным QО и секционным QВ
выключателями. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при
ремонтах выключателей.
Достоинства схем с одной рабочей и обходной системами шин:
- малое число выключателей (один на одно – два присоединения);
- относительно малые массы габариты и стоимость РУ.
- на все время ремонта секционного выключателя параллельная работа секций
(и линий) нарушается;
- ремонт одной из секций связан с отключением всех линий присоединенных к
этой секции и одного трансформатора.
Область применения схем с одной рабочей и обходной системами шин:
рекомендуется для ВН подстанций 110 кВ при числе присоединений до шести
включительно (с учетом трансформаторов) когда нарушение параллельной
работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего расширения
подстанции. Если ожидается расширение РУ то в цепях трансформаторов
устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями
могут применяться для напряжений 110кВ и 220кВ на стороне высокого
напряжения и с.н. подстанций.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
Для РУ 110кВ 220кВ с большим числом присоединений применяются
схемы с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на
Как правило обе системы шин находятся под питанием при
фиксированном распределении присоединений: линия W1 и трансформатор Т1
присоединены к первой системе шин А1 линия W2 и трансформатор Т2
присоединены к системе шин А2; шиносоединительный выключатель QА включен.
Такое соединение значительно увеличивает надежность схемы так как при
замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель QА и только
половина присоединений потеряет питание. Если замыкание устойчивое то
присоединения потерявшие питание переводятся на исправную систему шин.
Перерыв электроснабжения этой половины присоединений определяется
длительностью переключения присоединений.
- малое количество выключателей (один на одно присоединение);
- достаточно высокая надежность схемы;
- относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной
- повреждение шиносоединительного выключателя QА равносильно короткому
замыканию на обеих системах шин;
- усложняется эксплуатация РУ так как при выводе в ревизию и ремонт
выключателей требуется большое число операций разъединителями;
- увеличены затраты на сооружение ОРУ в связи с установкой
шиносоединительного обходного выключателей и большого количества
Область применения: рекомендуется для ВН и СН РУ 110 220кВ
электростанций при числе присоединений до 12 и подстанций при 7 15
присоединениях. При числе присоединений 12 16 секционируется одна система
шин при большем количестве присоединений секционируются обе системы шин.
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд
В схеме подстанции предусматривается питание собственных
нужд. Трансформаторы собственных нужд устанавливается в
распределительном устройстве 10 кВ. Они подключаются через
предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для
питания оперативных цепей и на сборных шинах если ТСН не
используется для питания оперативных цепей
Схема собственных нужд подстанции должна выполнять следующие
- питание оперативных цепей;
- охлаждение основных трансформаторов и автотрансформаторов;
- освещение подстанции;
- подготовка сжатого воздуха;
- питание устройств связи;
- зарядка аккумуляторных батарей;
- питание устройств регулирования напряжения автотрансформаторов и
Схема собственных нужд должны иметь две секции шин 04 кВ
соединенных секционным выключателем. Для резерва должны быть
предусмотрены дизель-генераторы.
Выбор трансформаторов собственных нужд
Выбираем два трансформатора ТМ 2501004
[pic] МВА [pic] кВ [pic] кВ [pic]
Расчет токов короткого замыкания в схеме подстанции
Коротким замыканием называется нарушение нормальной работы
электрической установки вызванное замыканием фаз на землю в
сетях с глухозаземленной нейтралью.
Составляем расчетную
схему подстанции (рисунок 1)
Выберем в качестве расчетной точки при включенном положении
секционных выключателей на ВН СН НН. Считаем что выключатель
соединяющее линии отключен. Составляем схему замещения подстанции
Выбор параметров схемы замещения
Внутренее сопротивление системы
[pic] - мощность короткого замыкания
Сопротивление системы в относительных единицах можно определить
[pic]- базисная мощность МВА
Принимаем за базисную мощность расчетную мощность
Принимаем базисное напряжение по ступеням трансформации
[p [p [p [p [pic] кВ.
Определяем индуктивное сопротивление системы в именованных
Составляем схему замещения (рисунок 2)
Определяем сопротивление системы в о. е.
Рассчитываем индуктивное сопротивление линии в о. е.
Расчет индуктивных сопротивлений автотрансформаторов
Расчет токов короткого замыкания в точке к-1
Активным сопротивлением линии пренебрегаем получаем две
Определяем результирующие сопротивление
Определяем напряжение системы
Ток короткого замыкания в точке к1
Определяем базисный ток короткого замыкания
Трехфазный ток в именованных единицах
Произведем расчет ударных токов
[pic] отсюда получаем [pic]
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
где [pic] и [pic] - индуктивная и активная составляющая
результирующего сопротивления расчетной схемы относительно
точки короткого замыкания.
[pic] угловая частота напряжения сети
Определяем ударный коэффициент
Ударный ток в точке к1
Расчет тока короткого замыкания для точки к2 на шинах
Схема замещения для точки к2 (рисунок 4)
Преобразуем параллельные ветви автотрансформаторов
Активным сопротивлением пренебрегаем тогда схема примет вид
Cсуммарное сопротивление первой ветви
Суммарное сопротивление второй ветви
Результирующее сопротивление до точки к2.
Ток короткого замыкания в точке к2.
Базисный ток в точке к2
Расчет ударного тока для точки к2.
Активные и индуктивные сопротивления обмоток автотрансформатора.
Для автотрансформатора
Активное сопротивление в относительных единицах для обмотки
Результирующее сопротивление вервей
Результирующее активное сопротивление до точки к2.
Расчет токов короткого замыкания на шинах 35кВ в точке
Индуктивное сопротивление первой ветви
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к3.
Ток короткого замыкания в точке к3.
Ток короткого замыкания в именованных единицах в точке
Расчет ударного тока в точке к3.
для автотрансформатора
Активное сопротивление для обмотки НН
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к3.
[pic] [pic] [pic][pic]
Суммарное активное сопротивление до точки к3 второй ветви
Результирующе активное сопротивление до точки к3.
Ударный коэффициент для точки к3
Ударный ток в точке к3.
Расчет токов короткого замыкания в точке к4 на шинах 10
Определим активные и индуктивные сопротивления
Данные трансформатора ТРДН-4000011010
[pic] Ом [pic] Ом [pic]
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к4 первой ветви
Результирующее сопротивление до точки к4.
Напряжение на шинах 10 кВ.
Базисный ток на стороне 10 кВ.
Ток короткого замыкания в именованных единицах
Рассчитываем ударный ток в точке к4
Суммарное активное сопротивление первой ветви
Cуммарное активное сопротивление второй ветви
Результирующее активное сопротивление до точки к4.
Постоянная времени апериодической составляющей тока к3.
Ударный коэффициент для точки к4
Ударный ток в точке к4.
Расчёт токов К З в точке К5 на шинах 04 кВ
Схема замещения для точки К5 на шинах 0.4 кВ собственных нужд
Суммарное сопротивление для точки к5 первой ветви
Трансформатор ТМ 250 1004
Сумарное сопротивление второй ветви до точки к5
Результирующее сопротивление до точки к5
Определяем ударный ток
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к5
Суммарное активное сопротивление второй ветви
Результирующее активное сопротивление до точки к5
Данные расчётов токов КЗ заносим в таблицу
Точка [pic] [pic]о.е[pic] [pic]кА[pic]c [pic] [pic]
К1 220 00053 0019 1205 0024 166 282
К2 110 00055 0066 1468 0038 172 356
К3 35 0006 0121 2421 0064 16 546
К4 10 0047 0374 275 0025 176 6824
К5 04 644 186 1473 0009 13 268
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы
электроснабжения собственных нужд
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН НН.
Расчетный максимальный ток на отходящих линях 7 шт.
Расчетный максимальный ток
Максимальный ток по отходящим 4 линиям
Расчетный максимальный ток на стороне 10 кВ
Расчетный ток по линиям 10 кВ
Расчетный максимальный ток на стороне 04 кВ собственных
Расчетный ток по секциям 04 кВ
Выбор выключателей на стороне 220 кВ
Данные выбора заносим в таблицу
Место Тип оборудования Условия Данные Данные сети
Q1..Q5 ВЭК-220Б-402000У1 [pic] 220 220
элегазовый [pic] 2000 318
[pic] 7500 [pic] 137 [pic]
[pic]- ток термической устойчивости
[pic] - эффективное время отключение тока к.з.
[pic]- время срабатывания релейной защиты c
[pic] - время отключения выключателя c
Выбор выключателя на стороне 110 кВ.
Q6 Q16 ВЭК-110-40-2000У1 [pic] 220 кВ 110 кВ
элегазовый [pic] 2000 А 340 А
[pic] 40 кА 1468 кА
[pic] 7500 [pic] 30 [pic]
Выбор выключателя на стороне 35 кВ
Данные заносим в таблицу
Q17 ВВ 35-160025 [pic] 35 кВ 35 кВ
Q25. вакуумный [pic] 1600 А 680 А
[pic] 25 кА 2421 кА
[pic] 1200 [pic] 128 [pic]
Выбор выключателя на стороне 10 кВ
Q26 .. ВВTEL-10-160032 [pic] 10 кВ 10 кВ
Q32 вакуумный [pic] 1600 А 1220 А
[pic] 1200 [pic] 215 [pic]
Выбор выключателя на стороне 04 кВ
Секции ВА 51-35 [pic] 660 кВ 380 кВ
4 кВ выключатель [pic] 250 А 289 А
[pic] 250 кА 250 кА
[pic] 675 [pic] 66 [pic]
Выбор разьединителей на стороне 220 кВ
QS1 .QS РНД-220-2000 [pic] 220 кВ 220 кВ
[pic] 100 кА 1205 кА
[pic] 7040 [pic] 67 [pic]
Выбор разьединителей на стороне 110 кВ
Место Тип оборудования Условия Данные Данные сети
QS15 QS68 РНД-110-2000 [pic] 110 кВ 110 кВ
[pic] 100 кА 1468 кА
[pic] 7040 [pic] 1416
Выбор разьединителей на стороне 35 кВ
Место Тип оборудованияУсловия Данные Данные сети
QS85 QS104 РНД-(3)-35-1000 [pic] 35 кВ 35 кВ
[pic] 7500 [pic] 566 [pic]
Выбор разьединителей на стороне 10 кВ
QS_69 РВР-(3)-10-2000 [pic] 10 кВ 10 кВ
QS 84 внутренней установки[pic] 2000 А 1220 А
[pic] 3969 [pic] 900 [pic]
Выбор устройств корректирующих ток и напряжение
Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ
Место Тип Условия выбора Данные аппаратаДанные сети
TA1 ТФНД-2001 Класс точности Класс точности
[pic] 2000 А 1205 кА
[pic] 85 кА 900 [pic]
Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ
Место Тип Условия выбора Данные Данные сети
оборудования аппарата
TA3 .TA ТФНД-110 Класс точности Классточности
[pic] 8005 А 1468 кА
[pic] 3600 [pic] [pic]
Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ
TA 25..ТФН-35 Класс точности Класс точности
[pic] 6005 А 2421 кА
Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ
TA41 TA52ТПЛ-10 Класс точности Класс точности
[pic] 10005 А 1220 А
[pic] 6005 кА 275 кА
[pic] 3600 [pic] 900 [pic]
Выбор трансформаторов тока на стороне 0.4 кВ
ячейки ТСНТНШ-066 Класс точности Класс точности
управления [pic] 660 кВ 283 А
собственных [pic] 3005 А
[pic] 675 [pic] 268 кА
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ
Место Тип Условия Данные Данные сети
установки оборудования выбора аппарата
TV1 TV2 НКФ-220-58 [pic] 220 кВ 220 кВ
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
TV3 TV6 НКФ-110-57 [pic] 110 кВ 110 кВ
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 35 кВ
TV7 TV8 ЗНОМ-35-65 [pic] 37 кВ 35 кВ
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ
TV9 TV10 НТМИ-10 [pic] 10 кВ 10 кВ
Выбор ограничителей перенапряжений на стороне 220 кВ
FV1 FV4 ОПН-220 [pic] 220 кВ 220 кВ
Выбор ограничителей перенапряжений на стороне 110 кВ
Место Тип Условия Данные Данные сети
FV5.FV122526 ОПН-110 [pic] 110 110 кВ
Выбор ограничителей перенапряжений на стороне 35 кВ
FV13 FV18 ОПН-35 [pic] 35 кВ 35 кВ
Выбор ограничителей перенапряжений на стороне 10 кВ
FV19..FV24 ОПН-10 [pic] 10 кВ 10 кВ
Выбор ограничителей перенапряжений на стороне 04 кВ
FV24 FV25 ОПН-04 [pic] 04 кВ 04 кВ
Выбор предохранителей. Блок конденсаторных установок.
Для продольной компенсации реактивной мощности применяются
комплектные конденсаторные установки КСП -105-7-У1 с блоком
автоматического управления. Для обеспечения емкосной святи по
ВЛ переменного тока частотой 50 ГЦ и для телемеханики
применяются конденсаторы связи. Выбираем конденсаторы для ВЛ
0 кВ CМР 220[pic] для ВЛ 110 кВ CМР 110[pic].
Выбор предохранителей.
На стороне 35 кВ для защиты трансформаторов напряжение
На стороне 10 кВ для защиты трансформаторов напряжение
Для защиты трансформаторов ТМ-2501004
Выбираем предохранитель ПК-10-832-20 У1
Выбор шин и токопроводов.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми
шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при
больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и
двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого
сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и
поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при
токе 2650А необходимы алюминиевые шины трехполосные размером 3(60х10)мм или
коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее
сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно
допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка)
-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на
опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины
закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их
удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются
компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины (рисунок 10).
Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные
отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам
изгибают шины или устанавливают компенсаторы чтобы усилие возникающие при
температурных удлинениях шин не передавались на аппарат.
Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение
шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных
зажимов предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий.
Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации окрашивают: при
переменном токе – фаза А в желтый фаза В – в зеленый и фаза С – красный
цвет; при постоянном токе положительная шина в красный отрицательная –
Выбор сечения шин по нагреву
[pic]- допустимый ток на шины выбранного сечения
Выбираем алюминиевые шины двухполюсные прямоугольного сечения
Допустимый ток для шин
где [pic] - допустимый ток по таблицам при температуре
[pic] - действительная температура воздуха
[pic] - допустимая температура нагрева шин продолжительного
Проверка шин на термическую стойкость
При коротком замыкании проверяется по условию
где [pic]- температура шин при нагреве током
[pic]- допустимая температура нагрева при коротком замыкании
[pic] минимальное сечение по термической стойкости
где С - функция для алюминиевих шин [pic]
Проверка шин на электродинамическую устойчивость.
Определяем длину пролета между изоляторами
Механический расчет двухполюсных шин
[pic]- частота собственных колебаний
где [pic]- длина пролета между изоляторами.
[pic]- момент инерции поперечного сечения шины относительно
оси перпендикулярной направлению изгибающей силы
[pic]- поперечное сечение шины [pic].
Пролет между прокладками [pic] выбирается таким образом
чтобы электродинамические силы взаимодействия при коротком
замыкании не вызывали соприкосновения полос.
[pic]- коэффициент формы принимаем [pic]=035
[pic]- маса одного метра шины
Е- модуль упру гости материала [pic]
Qп - расстояние между осями полос Qп=16 см.
Определяем расстояние между изоляторными прокладками
Принимаем из двух расстояний [pic]
Определяем силу взаимодействия между полосами в пакете из
где в- толщина полос
Определяем в материала или от взаимодествия полос МПа
где [pic]- момент сопротивления одной полосы [pic]
Определяем напряжение в материале шин от взаимодествия фаз
где [pic]момент сопротивления пакета шин
[pic]- расстояние между осями фаз равно 1-2 м для
шины механически прочны если
Выбранные шины проходят по механической прочности для
Гибкие токопроводы в ОРУ 35 110 220 0.4 кВ проверяется по
экономической плотности тока.
Определяем экономическое сечение токопровода для напряжения 35 кВ.
где [pic]- расчетный ток в нормальном режиме без перегрузки
[pic]- экономическая плотность тока 1 кАмм[pic]
Определяем найденное сечение до ближайшего стандартного
Выбираем провод АС-40022
Принимаем стандартное сечение АС 65079.
Принимаем провод АС 400 22
Проверка проводов на нагрев
[pic] принимаем токопровод АС-50026
[pic] Принимаем провод АС- 400 22
кВ [pic] Условие выполняется
Выбранные токопроводы проверям по термической стойкости при
[pic] Условие выполняется
При больших токах короткого замыкания провода в фазах в
результате динамического взаимодействия могут настолько
что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном коротком
замыкании между соединенными фазами.
Cближение проводом определяется следующим способом
Определяем условие от длительного протекания тока
двухфазного короткого замыкания.
где [pic] расстояние между фазами м.
[pic]- среднеквадратичное значение (за время прохождения тока
двухфазного короткого замыкания).
Определяем токи короткого замыкания для напряжения 35 кВ
Для ОРУ 110 и 220 кВ
Определяем силу тяжести 1м токопровода
где [pic] - маса одного метра токопровода [pic]
Определяем отношение [pic]
где [pic]- максимальная стрела провеса провода в каждом
пролете при максимальной расчетной температуре м.
[pic] - время срабатывания защиты
где [pic]- действительная выдержка времени защиты от
токов короткого замыкания
5 – время учитывающее влияние апериодической составляющей
тока короткого замыкания
По диаграме взависимости от [pic] и [pic]
Определяем отклонение провода [pic]
Наименьшее допустимое расстояние в свете
где Д- расстояние между проводами м
d- диаметр токопровода м
[pic]- наименьшее допустимое расстояние между проводами в свете
в момент их наибольшего сближения
Проверка токопроводов по условиям короны
Проверка по условиям короны необходима для гибких
токопроводов напряжением 35 кВ и више. Разряд в виде короны
возникает около провода при высоких напряженностях
электрического поля и сопровождается потрескиванием и
свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации
воздуха с образованиям озона врено влияющего на контактные
соединения. Кроме того электрические разряды приводят к
дополнительным потерям электроэнергии к возникновению
электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Определяем максимальное значение начальной критической
где [pic]коэффициент учитывающий шороховатость провода
[pic] радиус провода см
Напряженность электрического поля около повехности не
расчепленного провода
где [pic] линейное напряжение кВ
[pic]среднегеометрическое расстояние между проводами фаз м
При горизонтальном расположении фаз
[pic]коэффициент учитывающий число проводов в фазе
[pic] при числе проводов в фазе [pic]
Выбранные токопроводы проходят по условиям короны.
В данной курсовой работе был произведён расчёт трансформаторной
подстанции 2201103510 кВ. выбранная схема подстанции схема собственных
нужд подстанции. Произведён расчёт и выбор количество трансформаторов и
автотрансформаторов произведён расчёт токов к.з. для шин различного
напряжения выбрано оборудование для всех классов напряжения произведена
проверка оборудования на динамичную и термическую устойчивость при к.з.
Произведён расчёт и выбранное сечение проводов питающих линий выбраны
токопроводы и шинопроводы подстанции.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть
тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь:
СНИЯЭиП 2004 – 216 с.: ил.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических
специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец.
вузов 2-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб.
Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н.
Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник.
– М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических
системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое
действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.:
Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под
Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и
указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Спецификация оборудование
Главная схема подстанции 2201103510 кВ
Обозначение Наименование Кол прим
QSG12 Разьединитель РНД -220 2
2 CШ 10 кВ Шинопровод алюминевый 2А 100х8мм 200м
2 CШ 35 кВ Токопровод АС-40022 200м
2 CШ 220 кВТокопровод АС-40022 250м
A III I[pic]Токопровод АС-50026 100м
FU4 5 Предохранитель ПК-1-10-832-20 У1 6
FU3 6 Предохранитель ПКТН-10-У3 6
FU1 2 Предохранитель ПКТН-35-У1 6
QS85 104 Разьединитель РНД (3)-35-1000 20
QS69 84 Разьединитель РНД (3)-10-2000 15
QS15 68 Разьединитель РНД (3)-110-2000 53
QS1 14 Разьединитель РНД (3)-220-2000 14
TA 41 52 Трансформатор тока ТПЛ -10Л 36
TA25 40 Трансформатор тока ТФН-35 48
TA3 24 Трансформатор тока ТФНД-110м 66
TA1 2 Трансформатор тока ТФНД-220-1 6
Q26 32 Выключатель ВВ-ТЕL-160030 7
Q17 25 Выключатель ВВ-35-10- 160025 9
Q6 16 Выключатель ВЭК-110-40-2000 У1 11
Q1 5 Выключатель ВЭК-220-Б-40-2000 У1 5
FV19 24 Ограниничель перенапряжения ОПН-10 кВ 18
FV13 18 Ограниничель перенапряжения ОПН-35 кВ 18
FV5 12 Ограниничель перенапряжения ОПН-110 кВ 30
FV1 4 Ограниничель перенапряжения ОПН-220 кВ 12
КСП 12 Конденсаторные установки КСП-105-75 У1 2
TV9 10 Трансформатор напряжения НТМИ-10 2
TV7 8 Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 6
TV3 6 Трансформатор напряжения НКФ-110-57 12
TV1 2 Трансформатор напряжения НКФ-220-58 6
C1 2 Конденсаторы связи СРМ 220[pic] 2
C3 6 Конденсаторы связи СРМ 110[pic] 4
L3 6 Заградитель ВЧ- 110 кВ 4
L1 2 Заградитель ВЧ- 220 кВ 2
T5 6 Трансформатор ТРДН-4000011010 2
FV1 4 Автотрансформатор 4
АТДЦТН-25000022011035
Cхема собственных нужд подстанции 2201103510 кВ
Спецификация сетей 04 кВ
ОбозначениеНаименование Примечание
Стенд релейного зала
Обогрев клемного ящика ТН-35 ТН
-110 ТН 220 I 220 II
Контроль соединений проводов САОН
Контроль блокировок № 1 разьединителей
19 Охлаждение трансформатора Т6
20 Охлаждение автотрансформатора T4
8 Охлаждение трансформатора Т5
Рубильники сварочных постов
22 Охлаждение автотрансформатора Т3
42 Охлаждение автотрансформатора Т2
21 Охлаждение автотрансформатора Т1
Освещение ОРУ 35 кВ
РПН автотрансформатора Т1
РПН автотрансформатора Т2
РПН автотрансфоматора Т3
РПН автотрансфоматора Т4
РПН трансфоматора Т5
РПН трансфоматора Т6
Щит электрообогрева №1
Щит электрообогрева №2
Освещение ОРУ-110 кВ
Освещение ОРУ-220 кВ
Питание блокировки № 2
Питание блокировки № 3разьединителей
Помещение пункта управления
Выбор главной схемы и схемы электрический соединений
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд ..16
Расчёт токов короткого замыкания в схеме подстанции .17
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы элекроснабжения
собственных нужд .30
Выбор шин и токопроводов .37
Список литературы 45
Рисунок 3.4 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Рисунок 3.2. Схема с одной рабочей и обходной системами шин
Рисунок 7.1 Схема крепления компенсатора нагрева шин.
Рисунок 3.3 Часть схемы с одной рабочей и обходной системами шин.

Тихонова КП ЭСИП.docx

Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции . .3
1 Структурные схемы трансформаторных подстанций ..3
Выбор схемы выдачи мощности 5
Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ .9
Выбор силовых трансформаторов 14
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд и расчет мощности подстанции .. 17
1 Расчёт мощности подстанции ..17
2 Выбор трансформатора собственных нужд 21
Выбор проводов подходящей линии электропередач ..21
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции 23
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы 38
1Выбор силовых выключателей ..39
Выбор разъединителей .42
Выбор трансформаторов тока ..44
4 Выбор трансформаторов напряжения 46
Выбор и расчет схемы заземления и грозозащиты 43
1 Выбор жестких шин . 47
2 Выбор гибких шин и токопроводов 52
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
- выбор основного оборудования;
- выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схем РУ;
- расчет токов к.з.;
- выбор коммутационных аппаратов и защитных приборов;
- выбор токоведущих шин и кабелей;
- выбор измерительных приборов;
- выбор конструкции РУ.
Основные цели и задачи проектирования:
Производство передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рис. 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
2 Выбор схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения.
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 330 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1). Эта схема применяется в РУ 110 330 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 330 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё время ремонта секции.
3 Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ
Распределительные устройства всех напряжений осуществляющие прием и распределение электрической энергии выполняются со сборными шинами. Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций предназначенные только для приема электрической энергии (без ее распределения) выполняются без сборных шин по блочным мостиковым и другим схемам.
Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:
питающие линии (ввод);
трансформаторы напряжения;
трансформаторы для собственного обслуживания;
заземляющие разъединители сборных шин и др.
Сборными шинами - называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции обладающие малым электрическим сопротивлением предназначенные для подключения присоединений.
По своему назначению сборные шины делятся на рабочие резервные и обходные. Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений. Резервная система шин служит для питания присоединений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напряжением. Обходная система шин применяется при повышенных требованиях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения потребителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.
На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключателей
предохранителей трансформаторов напряжения и т. п. а также на участках где возможна подача напряжения от других источников напряжения обязательно устанавливаются разъединители обеспечивающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками высокочастотные заградители и конденсаторы связи трансформаторы напряжения устанавливаемые на отходящих линиях разрядники устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.
Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель один или два шинных разъединителя (в зависимости от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъединитель (а б). Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя а также при двух системах шин — для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе. Линейный разъединитель предусматривается в присоединениях где при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.
При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы.
В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей ошибочные действия с разъединителями выключателями заземляющими ножами и т. д.
Присоединения выключателей к сборным шинам: а — с одной системой шин; б — с двумя системами шин; в — с одной системой шин выкатного исполнения
На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока на воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше — высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если система шин делится на части (секции) то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6—35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше.
При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы для собственного обслуживания которые служат для питания оперативных цепей а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для питания оперативных цепей и на сборные шины если ТСН не используются для питания оперативных цепей.
Схемы распределительных устройств напряжением 35—330 кВ со сборными шинами
Применяются следующие схемы распределительных устройств:
с одной несекционированной системой шин;
с одной секционированной системой шин;
с двумя одиночными секционированными системами шин1;
с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
с одной секционированной и обходной системами шин;
с двумя системами шин;
с двумя секционированными системами шин;
с двумя системами шин и обходной;
с двумя секционированными системами шин и обходной.
Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая
схема которая применяется в сетях 6—35 кВ В сетях 10(6) кВ схему называют- одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель один шинный и один линейный разъединители
Схема с одной системой шин
Недостатки данной схемы:
в схеме используется один источник питания;
профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Схема с одной секционированной выключателем системой шин
позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование как правило выполняется так чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста наглядна экономична обладает достаточно высокой надежностью широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—330 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией а также в РУ 11О кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин вторая остается в работе.
Схема с одной секционированной системой шин
Недостатки схемы с одной секционированной выключателем системы шин:
на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий подключенных к этой секции шин;
повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема состоящая из восьми секций шин которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин»
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» применяется в тех же случаях что и блочные схемы с отделителями.
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов»:
— трансформаторы тока установка которых должна быть обоснована
Схема «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» может применяться на тупиковых ответвитель-ных и проходных подстанциях напряжением 35—330 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
В схеме «мостик» линии или трансформаторы на двух- трехтрансформаторных подстанциях соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35—330 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MBА включительно. На напряжениях 110 и 330 кВ схема мостика применяется как правило с ремонтной перемычкой которая при соответствующем обосновании может не пересматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохранении в работе линий и трансформаторов.
4 Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС. Часть обмотки заключённая между В и С называется последовательной а между С и О общей.
Схема трехфазного автотрансформатора
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной обмотки I складывается из тока Iв проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток и тока Iо созданного магнитной связью этих обмоток:
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки ВО или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки СВ.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток: IСН = IВН + Iо. Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
1 Расчёт мощности подстанции.
Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 330 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным QUOTE . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 8 ЛЭП: QUOTE
На напряжении 35 кВ: по 6 ЛЭП: QUOTE
Полная средняя мощность подстанции:
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Суммарная мощность (кВА)
Блокировка разъединителей
Зарядное устройствоАБДЭС
Теплоэнергонагреватели
Вентиляторы обдува АТ
Вентиляторы обдува РПН
Контр. соединен. проводов
Таким образом Sс.н.= 306 кВА.
Мощность подстанции:
ВН – обмотка высшего напряжения (330 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 236 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 1942 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 412 МВА.
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (306 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦНТ – 20000033011035
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
2 Выбор трансформатора собственных нужд
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 306 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-250350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач.
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
где Uн – номинальное напряжение (330 кВ).
Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 240 мм2 т.е. провод марки АС 24032.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 240 мм2 (АС 24032).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 24032.
Омкм х Омкм (на 100км)
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 QUOTE sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 400 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =(12.1100) 400 = 484 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-24032).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = (43.5100) 400 = 174 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-24032)
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 200 км.:
Rл = r0 l =12.1 200100 = 242 (Ом)
Xл = x0 l = 43.5 200100 = 87 (Ом)
Uрасч. 2 = = 712 % .
Потеря напряжения в первой и во второй линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 330 кВ для первой провод АС 3Х 24032а для второй провод АС 2Х 24032
Тогда: Rл2 = r0 l2 =2422=121 (Ом)
Xл2 = x0 l2=872=435 (Ом)
Rл1 = r0 l3 =4843=161 (Ом)
Xл1 = x0 l3=1743=58 (Ом)
Uрасч. 2 = = 356 % .
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Выберем в качестве расчетной точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Считаем что выключатель соединяющее линии отключен.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции.
Рисунок 5.1Расчетная схема токов кз
Состовляем схему замещения.
В схему замещения входят все элементы расчетной схемы (система генератор трансформатор линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 5.2
Рисунок 5.2 Схема замещения проектируемой подстанции.
Выбор параметров схемы замещения
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы
где Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Принимаем за базисную мощность МВА
Xc1= QUOTE = QUOTE 1146 Ом
Xc2= QUOTE = QUOTE 1815 Ом
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 330 кВ
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл.
АТДЦТН – 20000033011035
Активное сопротивление обмотки ВН RТВ Ом
Активное сопротивление обмотки СН RТС Ом
Активное сопротивление обмотки НН RТН Ом
Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ Ом
Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС Ом
Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН Ом
Зададимся базисными напряжениями по ступеням:
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
Определяем аналогично для трансформатора
ТМ – 250350.4 и соответственно получим:
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 1.
Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Упростим схему замещения:
x1 = xс1 + xл1 = 0.021 + 0.11 = 0.131
x2 = xс2 + xл2 = 0.033 + 0.079 = 0.112
Uс = Uс Uб1 = 330330=1
x = x1 x2 x1+x2 =0.1310.112 0.131+0.112 = 0.06
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 10.06 = 1658
Определим базисный ток:
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
QUOTE Iк1(3) = QUOTE
Определим ударный ток:
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение (для воздушных линий) QUOTE . Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.0220.0190.022+0.019= 0.01
Та1 = x R = 0.06 314 0.01 = 002 (c)
Определим ударный коэффициент:
kуд1 = 1 + QUOTE =1+ QUOTE =161
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 161 58 = 1321 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 2.
Преобразуем параллельные ветви автотрансформаторов
Cсуммарное сопротивление первой ветви
Суммарное сопротивление второй ветви
Результирующее сопротивление до точки к2.
Определим ток короткого замыкания в точке 2:
Для автотрансформатора
Активное сопротивление в относительных единицах для обмотки ВН.
Результирующее сопротивление веетвей
Результирующее активное сопротивление до точки к2.
R = R1 R2 R1+R2 =00230020023+002= 0011
Та2 = x R = 0.089 314 0.011 = 0026 (c)
kуд2 = 1 + QUOTE =1+ QUOTE =168
iуд2 = kуд2 Iк2(3) = 168 1079 = 2564 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 3.
Индуктивное сопротивление первой ветви
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к3.
Напряжение на стороне 35 кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 3:
Iк3(3) = U3 x = 0.940.221 = 425
QUOTE Iк3(3) = QUOTE
для автотрансформатора
Активное сопротивление для обмотки НН
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к3.
Суммарное активное сопротивление до точки к3 второй ветви
Результирующе активное сопротивление до точки к3.
Та3 = x R = 0.221 314 0.014 = 005 (c)
kуд3 = 1 + QUOTE =1+ QUOTE =182
iуд3 = kуд3 Iк3(3) = 182 1328 = 342 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 4.
Суммарное сопротивление для точки к5:
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к5:
Напряжение на стороне 04кВ:
Iк4(3) = U5 x = 0.952612 = 00364
QUOTE Iк5(3) = QUOTE
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к5
Суммарное активное сопротивление второй ветви
Результирующее активное сопротивление до точки к5
kуд4 = 1 + QUOTE =1+ QUOTE =124
iуд4 = kуд4 Iк4(3) = 124 1051 = 1837 (кА)
Данные расчётов токов КЗ заносим в таблицу:
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Расчетный максимальный ток на отходящих 8 ЛЭП:
Расчетный максимальный ток на отходящих 6 ЛЭП:
1Выбор силовых выключателей
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший
промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Выбор выключателей на 330 кВ
I2тер.tтер=10000кА2 с
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= QUOTE 2 (0.1 + 0.0657 + 002) = 625 (кА2с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
Bк = (Iк2(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа2)= QUOTE 2 (0.1 + 0.0657 + 0.026) = 2232 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (01с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер=4800 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 1328 2 (01 + 0.0657 + 0.05) = 3804 (кА2с)
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
2 Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 330 кВ
I2тер. tтер=1875кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
I2тер. tтер=4800кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
I2тер. tтер=7500кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединител
3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы
Выбор трансформаторов тока на 330 кВ
I2тер. tтер=1200кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 330 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
Выбираем алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм с допустимым током 2670А
где: I доп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С). В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха
Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха;
Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Проверка шин на электродинамическую стойкость:
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил.
В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебаний системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкциях шин эти условия соблюдаются поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
В частных случаях например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний:
где – длина пролета между изоляторами м;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси
перпендикулярной направлению изгибающей силы см2
q –поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. чтобы f0>200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе возникающей при КЗ. Если f0200Гц то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Принимая что f0200Гц найдём длину пролёта между изоляторами.
Длина пролёта между изоляторами:
Механический расчет двухполосных шин.
Если каждая фаза выполняется из двух полос то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки.
Пролет между прокладками n выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос .
где: an – расстояние между осями полос an =1.6 см;
Kф – коэффициент формы Kф =0.35;
E – модуль упругости материала (таблица 25) Е=1010 Па.
Механическая система две полосы – изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.
Рисунок 7. 2 Рисунок 7.3
Схема крепления двухполосных шин. График изменения коэффициента формы
Исходя из этого величина n выбирается еще по одному условию:
где mn – масса полосы на единицу длины mn =1.295 кгм;
Разрушающее напряжение разр МПа
Допустимое напряжение
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно найти по формуле:
где b – толщина полос.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа:
где Wn – момент сопротивления одной полосы см3;
– расстояние между прокладками м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где пи – длина пролета между изоляторами м;
Wф – момент сопротивления пакета шин см3;
аф – расстояние между осями фаз.
Шины механически прочны если:
2 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 240 32.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 560 38.7
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник АС 450 31.1
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
В настоящем курсовом проекте был произведен расчет электрической части понизительной подстанции с параметрами указанными в задании на проектирование.
При выполнении курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
Выбор основного оборудования;
Выбор принципиальной схемы соединений ГПП;
Выбор обеспечения питания собственных нужд;
Расчет токов короткого замыкания;
Выбор коммутационной аппаратуры;
Выбор токоведущих частей;
Выбор измерительных трансформаторов;
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа АТДЦТН-2000022011035. При выборе принципиальной схемы для стороны 110 кВ предпочтение было отдано схеме с двумя рабочими и обходной системами шин для стороны 35 кВ – одна секционированная система шин. Собственные нужды ГПП запитываются от двух трансформатора собственных нужд типа ТМ-16035.
Выбор коммутационной аппаратуры заключался в выборе выключателей. На стороне 220 кВ были выбраны выключатели типа ВГБУ-220-502000 У1. На стороне 110 кВ были выбраны выключатели типа ВЭБ-110-402500 У1. На стороне 35 кВ были выбраны выключатели типа ВВУ-35А-402000У1 и ВВУ-35А-402000У1.
Выбор разъединителей сводился к выбору разъединителей на высокой стороне РДЗ-2201000 У1 средней стороне РДЗ-1101000 У1 низкой стороне РЛНД 2– 351000 У1.
Выбор токоведущих частей:
на стороне 220 кВ были выбраны сборные шины на основе проводов АС-24032 а гибкие токопроводы на основе проводов АС-30039. На стороне 110 кВ были выбраны гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-50072. На стороне 35 кВ - гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-50072.
При выборе измерительных приборов были выбраны:
на стороне 220 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-15005 ТФЗМ-220-III-12005 У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-220-58-У1;
на стороне 110 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-10005 ТФЗМ-110Б-III-15005 ТФЗМ-110Б-I-2005 и трансформаторы напряжения типа ТН-110-5;
на стороне 35 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-35-I-50005 ТПОЛ-35-У3 ТПОЛ-35-У3 и трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35.
Для регулирования напряжения был выбран линейный вольтодобавочный трансформатор ЛТДН-10000035.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь: СНИЯЭиП
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец. вузов
-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-383 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-312с.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник.
– М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под ред.Рокотяна С.С.и Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 750 кВ. 4-е изд.перераб. и доп. НТО Минэнерго. - М. 1991. 86 с.
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций : Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов . Под ред. Васильева А.А. 2-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1990. 734 с.

Дьяконова 245.docx

Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции . .4
1 Структурные схемы трансформаторных подстанций ..4
Выбор схемы выдачи мощности 5
Распределительные устройства напряжением 35—220 кВ 9
Выбор силовых трансформаторов 14
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд и расчет мощности подстанции .. 17
1 Расчёт мощности подстанции ..17
2 Выбор трансформатора собственных нужд 20
Выбор проводов подходящей линии электропередач ..22
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции ..23
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы .39
1Выбор силовых выключателей .40
Выбор разъединителей .43
Выбор трансформаторов тока ..45
4 Выбор трансформаторов напряжения 46
Выбор и расчет шин ..48
1 Выбор жестких шин . .48
2 Выбор гибких шин и токопроводов 52
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
- выбор основного оборудования;
- выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схем РУ;
- расчет токов к.з.;
- выбор коммутационных аппаратов и защитных приборов;
- выбор токоведущих шин и кабелей;
- выбор измерительных приборов;
- выбор конструкции РУ.
Основные цели и задачи проектирования:
Производство передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рисунок 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
2 Выбор схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 330 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Рисунок 2 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин.
Эта схема применяется в РУ 110 330 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 330 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё время ремонта секции.
3 Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ
Распределительные устройства всех напряжений осуществляющие прием и распределение электрической энергии выполняются со сборными шинами. Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций предназначенные только для приема электрической энергии (без ее распределения) выполняются без сборных шин по блочным мостиковым и другим схемам.
Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:
питающие линии (ввод);
трансформаторы напряжения;
трансформаторы для собственного обслуживания;
заземляющие разъединители сборных шин и др.
Сборными шинами - называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции обладающие малым электрическим сопротивлением предназначенные для подключения присоединений.
По своему назначению сборные шины делятся на рабочие резервные и обходные. Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений. Резервная система шин служит для питания присоединений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напряжением. Обходная система шин применяется при повышенных требованиях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения потребителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.
На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключателей
предохранителей трансформаторов напряжения и т. п. а также на участках где возможна подача напряжения от других источников напряжения обязательно устанавливаются разъединители обеспечивающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками высокочастотные заградители и конденсаторы связи трансформаторы напряжения устанавливаемые на отходящих линиях разрядники устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.
Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель один или два шинных разъединителя (в зависимости от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъединитель (а б). Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя а также при двух системах шин — для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе. Линейный разъединитель предусматривается в присоединениях где при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.
При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы
В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей ошибочные действия с разъединителями выключателями заземляющими ножами и т. д.
Рисунок 3 Присоединения выключателей к сборным шинам
а — с одной системой шин; б — с двумя системами шин; в — с одной системой
шин выкатного исполнения;
На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока на воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше — высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если система шин делится на части (секции) то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6—35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше.
При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы для собственного обслуживания которые служат для питания оперативных цепей а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для питания оперативных цепей и на сборные шины если ТСН не используются для питания оперативных цепей.
Схемы распределительных устройств напряжением 35—330 кВ со сборными шинами
Применяются следующие схемы распределительных устройств:
с одной несекционированной системой шин;
с одной секционированной системой шин;
с двумя одиночными секционированными системами шин1;
с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
с одной секционированной и обходной системами шин;
с двумя системами шин;
с двумя секционированными системами шин;
с двумя системами шин и обходной;
с двумя секционированными системами шин и обходной.
Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая
схема которая применяется в сетях 6—35 кВ В сетях 10(6) кВ схему называют- одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель один шинный и один линейный разъединители
Схема с одной системой шин
Недостатки данной схемы:
в схеме используется один источник питания;
профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Схема с одной секционированной выключателем системой шин
позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование как правило выполняется так чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста наглядна экономична обладает достаточно высокой надежностью широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—330 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией а также в РУ 11О кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин вторая остается в работе.
Рисунок 4 Схема с одной секционированной системой шин
Недостатки схемы с одной секционированной выключателем системы шин:
на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий подключенных к этой секции шин;
повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема состоящая из восьми секций шин которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин»
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» применяется в тех же случаях что и блочные схемы с отделителями.
Рисунок 5 Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях
— трансформаторы тока
Схема «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» может применяться на тупиковых ответвительных и проходных подстанциях напряжением 35—330 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
В схеме «мостик» линии или трансформаторы на 2 трехтрансформаторных подстанциях соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35—330 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MBА включительно. На напряжениях 110 и 330 кВ схема мостика применяется как правило с ремонтной перемычкой которая при соответствующем обосновании может не пересматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохранении в работе линий и трансформаторов.
4 Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС. Часть обмотки заключённая между В и С называется последовательной а между С и О общей.
Рисунок 6 Схема трехфазного автотрансформатора
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной обмотки I складывается из тока Iв проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток и тока Iо созданного магнитной связью этих обмоток:
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки ВО или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки СВ.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток: IСН = IВН + Iо. Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
1 Расчёт мощности подстанции.
Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 330 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85 . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 5 ЛЭП: S1=Pcosφ=1700.85=200(МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S2=Pcosφ=350.85=41.176 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 2 ЛЭП: S3=Pcosφ=150.85=17.647(МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 200+100+41.176=258.823 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Потребители 1-й секции
Рабочее освещение ОПУ№1
Наружное освещение ОП №6
Питание блокирующих разъединителей №2
Зарядное устройство №1
Освещение релейного зала №2
Зарядное устройство №2
Наружное освещение ОП №1
Суммарная мощность потребителей
Потребители 2-й секции
Таким образом Sс.н.= 501 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=258.823 + 0.501=259.324(МВА)
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 258.823 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 200 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 41.176 МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 17.647 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (501 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7259.324=185.23 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦНТ – 25000022011035
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =259.3242250=0.52
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =259.324250=1.037
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Так как по заданию необходимо спроектировать подстанцию на которой будет присутствовать шина 10 кВ выберем дополнительный трансформатор позволяющий получить напряжение 10 кВ.
Таким образом выбераем трансформатор ТРДН -2500011010. Его данные приведём в таблице 3.
2 Выбор трансформатора собственных нужд
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 501 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-250350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач.
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=259.3241033220=680.549А
где Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 680.5492=340.27 (A)
Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 400 мм2 т.е. провод марки АС 40039.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iрjэк= 340.27 1.1= 309.34 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 500 мм2 (АС 50064).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 50064.
Омкм х Омкм (на 100км)
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 150 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =(6100) 150 = 9 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-30039).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = (41.3100) 150 = 61.95 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039)
Uрасч. 1 = =10.67 % .
Потеря напряжения в первой линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 220 кВ провод АС 3Х 50064
Тогда: Rл1 = r0 l2 =0.061503=3 (Ом)
Xл1 = x0 l2=0.4131503=20.65(Ом)
. Uрасч. 1 = = 3.56 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 85 км.:
Rл = r0 l =6 85100 = 5.1 (Ом)
Xл = x0 l = 41.3 85100 = 35.105 (Ом)
Uрасч. 2 = = 6.02 % .
Потеря напряжения во второй линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 330 кВ провод АС 2Х 50064
Тогда: Rл2 = r0 l2 =0.06852=2.55 (Ом)
Xл2 = x0 l2=0.413852=35.105 (Ом)
. Uрасч. 2 = = 3.025 % .
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Выберем в качестве расчетной точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Считаем что выключатель соединяющее линии отключен.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции.
Рисунок 7 Расчетная схема токов кз
Состовляем схему замещения.
В схему замещения входят все элементы расчетной схемы (система генератор трансформатор линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 5.2
Рисунок 8 Схема замещения проектируемой подстанции.
Выбор параметров схемы замещения
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы
где Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Принимаем за базисную мощность МВА
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 220 кВ
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл.
АТДЦТН – 250000220011035
Активное сопротивление обмотки ВН RТВ Ом
Активное сопротивление обмотки СН RТС Ом
Активное сопротивление обмотки НН RТН Ом
Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ Ом
Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС Ом
Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН Ом
Зададимся базисными напряжениями по ступеням:
UбI=220 кВ UбII=115 кВ UбIII=37 кВ UбIIII=10.5 кВUб5=0.4 кВ
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=442502202=0.0227
xс2=Xс2SбUбI2=53782502202=0.0278
xл1=Xл1SбUбI2=20652502202=0.106
xл2=Xл2SбUбI2=17552502202=0.0906
АТДЦТН – 25000022011035
xтвн=12ukBC+ukCH-ukHHSбSтр=0.50.115+0.334-0.208250250=0.1205
xтсн=12ukсн+ukнн-ukвнSбSтр=0.50.208+0.115-0.334250250=0
xтнн=12ukНН+ukВН-ukСНSбSтр=0.50.334+0.208-0.115250250=0.427
Определяем аналогично для трансформаторов ТМ – 250350.4 и ТРДН-2500011010
ТМ – 250350.4 xтвн=xтсн=0.65
ТРДН – 2500011010 xтвн=xтсн=0.11
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 1.
Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Упростим схему замещения:
Рисунок 8 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в точке 1.
x1 = xс1 + xл1 = 0.0227 + 0.106 = 0.1287
x2 = xс2 + xл2 = 0.0278 + 0.0906 = 0.1184
Uс = Uс Uб1 = 220220=1
x = x1 x2 x1+x2 =0.1287 0.11840.1287 +0.1184= 0.062
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 10.062= 16.13
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2503220=0.656 кА
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =06561613=1058 (кА)
Определим ударный ток:
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение (для воздушных линий) xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.01760.01510.0176+0.0151= 0.008127
Та1 = x R = 0.062 314 0.0081= 00242 (c)
Определим ударный коэффициент:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 166 1058 = 2484 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 2.
Рисунок 9 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 2
Cуммарное сопротивление первой ветви
Суммарное сопротивление второй ветви
Результирующее сопротивление до точки к2.
Определим ток короткого замыкания в точке 2:
Iб=Sб3UбII=2503115=1.255
Iк2(3) =12551045=1311 (кА)
Для автотрансформатора
Активное сопротивление в относительных единицах для обмотки
Результирующее сопротивление веетвей
Результирующее активное сопротивление до точки к2.
R = R1 R2 R1+R2 = + =
Та2 = x R = 00919 314 = 0034 (c)
iуд2 = kуд2 Iк2(3) = 1745 1045 =3236 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 3.
Рисунок 10 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 3
Индуктивное сопротивление первой ветви
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к3.
Напряжение на стороне 35 кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 3:
Iб=Sб3UбIII=250337=3.9
для автотрансформатора
Активное сопротивление для обмотки НН
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к3.
Суммарное активное сопротивление до точки к3 второй ветви
Результирующе активное сопротивление до точки к3.
iуд3 = kуд3 Iк3(3) = 1898 10.96 = 2942 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 4.
Рисунок 11 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 4
Определим активные и индуктивные сопротивления
Данные трансформатора ТРДН-2500011010
Cуммарное сопротивление ветвей
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к4:
Напряжение на шинах 10 кВ.
Iб=Sб3UбIIII=2503105=13.746(кА)
Результирующее активное сопротивление до точки к4.
iуд4 = kуд4 Iк4(3) = 198 1113 = 3116 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 5.
Рисунок 12 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 5
Суммарное сопротивление для точки к5:
хтр4*=Uк100SбS4=6.51002500.4=40.625
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к5:
Напряжение на стороне 04кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 5:
Iб=Sб3UбIIIII=250304=360.84
Iк5(3) =360.840046=1751(кА)
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к5
Суммарное активное сопротивление второй ветви
Результирующее активное сопротивление до точки к5
iуд5 = kуд5 Iк5(3) = 126 1751 = 312(кА)
Данные расчётов токов КЗ заносим в таблицу:
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 25932410323 220 =34027(А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 20010323 110 =52486 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 5 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 524865 = 10497 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 41176 10323 35 =3396 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 33964 = 849 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 1764710323 10 =50942 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 2 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 509422 = 25471 (А)
1Выбор силовых выключателей
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший
промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= 10582 (0.1 + 0.0657 + 0.0242) = 2157 (кА2с)
Выбор выключателей на 220 кВ
I2тер.tтер= 4800 кА2 с
Bк = (Iк2(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа2)= 10452 (0.1 + 0.0657 + 0.034) = 218 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (01с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
I2тер. tтер=7500 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 1096 2 (01 + 0.065 + 0.093) = 31 (кА2с)
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер= 4800 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 10 кВ.
Bк = (Iк4(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа4)= 1113 2 (01 + 0.065 + 0.75) = 11334 (кА2с)
I2тер. tтер=1600 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателя 04 кВ
2 Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 220 кВ
I2тер. tтер= 4800кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
I2тер. tтер= 39690кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
I2тер. tтер=1600кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 10 кВ
I2тер. tтер=3969кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы
Выбор трансформаторов тока на 220 кВ
I2тер. tтер=1323кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
Выбираем алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм с допустимым током 2670А
где: I доп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С). В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха
Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха;
Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Проверка шин на электродинамическую стойкость:
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил.
В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебаний системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкциях шин эти условия соблюдаются поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
В частных случаях например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний:
где – длина пролета между изоляторами м;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси
перпендикулярной направлению изгибающей силы см2
q –поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. чтобы f0>200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе возникающей при КЗ. Если f0200Гц то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Принимая что f0200Гц найдём длину пролёта между изоляторами.
J=hb36=80.636=0.288 (см4)
Длина пролёта между изоляторами:
lпи2=0.866Jq=0.8660.2889.6=1.5 (м)
Механический расчет двухполосных шин.
Если каждая фаза выполняется из двух полос то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки.
Пролет между прокладками n выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос .
где: an – расстояние между осями полос an =1.6 см;
Kф – коэффициент формы Kф =0.35;
E – модуль упругости материала (таблица 25) Е=1010 Па.
Механическая система две полосы – изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.
Рисунок 13 Рисунок 14
Схема крепления двухполосных шин.График изменения коэффициента формы
Исходя из этого величина n выбирается еще по одному условию:
где mn – масса полосы на единицу длины mn =1.295 кгм;
Разрушающее напряжение разр МПа
Допустимое напряжение
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно найти по формуле:
где b – толщина полос.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа:
где Wn – момент сопротивления одной полосы см3;
– расстояние между прокладками м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где пи – длина пролета между изоляторами м;
Wф – момент сопротивления пакета шин см3;
аф – расстояние между осями фаз.
Шины механически прочны если:
2 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 330 43.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 600 72
Таким образом принимаем проводник марки АС 400 22
Таким образом принимаем проводник марки АС 600 72
Проверка по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по
Imax=Smax3Uн=2593241033220=68055 А
Imax=Smax3Uн=2001033110=104873 А
Imax=Smax3Uн=41176103335=67922А
Imax=Smax3Uн=317647103310=101885 А
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
В настоящем курсовом проекте был произведен расчет электрической части понизительной подстанции с параметрами указанными в задании на проектирование.
При выполнении курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
Выбор основного оборудования;
Выбор принципиальной схемы соединений ГПП;
Выбор обеспечения питания собственных нужд;
Расчет токов короткого замыкания;
Выбор коммутационной аппаратуры;
Выбор токоведущих частей;
Выбор измерительных трансформаторов;
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа АТДЦТН-25000033011035. При выборе принципиальной схемы для стороны 110 кВ предпочтение было отдано схеме с двумя рабочими и обходной системами шин для стороны 35 кВ – одна секционированная система шин. Собственные нужды ГПП запитываются от двух трансформатора собственных нужд типа ТМ-25035.
Выбор коммутационной аппаратуры заключался в выборе выключателей.
На стороне 330 кВ были выбраны выключатели типа ВГУ-330Б-403150У1
На стороне 110 кВ были выбраны выключатели типа ЯЭ-110Л-23У4.
На стороне 35 кВ были выбраны выключатели типа ВВУ-35А-402000У1
Выбор разъединителей сводился к выбору разъединителей на высокой стороне РДЗ-3301000 У1 средней стороне РДЗ-1101000 У1 низкой стороне РДЗ-351000 Выбор токоведущих частей:
на стороне 330 кВ были выбраны сборные шины на основе проводов АС-30039
На стороне 110 кВ были выбраны гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-56038.7 На стороне 35 кВ - гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-45031.1
При выборе измерительных приборов были выбраны:
на стороне 220 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-330-У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-330-58-У1;
на стороне 110 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-110-У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-110-58;
на стороне 35 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-35-У1 и трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ-35.
Для регулирования напряжения был выбран линейный вольтодобавочный трансформатор ЛТДН-10000035.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь: СНИЯЭиП
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец. вузов
-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-383 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-312с.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник.
– М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под ред.Рокотяна С.С.и Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 750 кВ. 4-е изд.перераб. и доп. НТО Минэнерго. - М. 1991. 86 с.
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций : Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов . Под ред. Васильева А.А. 2-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1990. 734 с.

схема курсач.dwg

Главная схемаnэлектрической части nпроектируемой подстанции

4 5 ОТ и ГО.doc

Рассмотрим меры безопасности при эксплуатации электрооборудования
подстанции напряжением 11010 кВ. Подстанция напряжением 11010 кВ является
объектом повышенной опасности поражения электрическим током. Для
обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала на подстанциях
применяются следующие меры:
- устройство защитного заземления;
- выравнивание потенциалов;
- устройство защиты от атмосферных перенапряжений (молниезащита);
- контроль изоляции электрооборудования;
- ограждение токоведущих частей или расположение их на высоте не-
доступной для случайного прикосновения;
- блокировки безопасности;
- методы ориентации в электроустановках;
- применение электрозащитных средств при производстве работ в
- выполнение организационных и технических мероприятий обеспечивающих
безопасность производства работ в электроустановках.
Вкратце рассмотрим основные меры по обеспечению электробезопасности на
Для контроля состояния изоляции электрооборудования применяют
устройства обеспечивающие постоянный контроль за состоянием изоляции.
Кроме того в сроки устанавливаемые ПТЭ и местной системой планово-
предупредительных ремонтов (ППР) производятся испытания изоляции
повышенным напряжением и замеры ее сопротивления.
Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 2 м с
размером ячейки не более 25х25 мм. Токоведущие части открытого
распределительного устройства (ОРУ) напряжением 11010 кВ находящиеся
на открытом воздухе расположены на высоте 36 м что обеспечивает
безопасность производства осмотров и обслуживания электрооборудования в
порядке текущей эксплуатации. Токоведущие части напряжением 10 кВ находятся
в закрытом распределительном устройстве (ЗРУ-10 кВ) на высоте 25 м от
пола что обеспечивает их недоступность от случайного прикосновения. Ширина
коридора обслуживания составляет 2 м. ЗРУ–10 кВ комплектуется шкафами КРУ
(комплектными распределительными устройствами) конструкция которых
исключает возможность доступа к токоведущим частям во время нормального
Электромагнитные и механические блокировки применяемые на подстанции
предусмотрены для исключения возможности:
- включения разъединителей на заземляющие ножи;
- включения заземляющих ножей на ошиновку не отделенную
разъединителями от ошиновки находящейся под напряжением;
- отключения и включения разъединителями тока нагрузки;
- проникновения обслуживающего персонала в части электроустановки
находящиеся под напряжением.
Методы ориентации позволяют лицам из числа обслуживающего персонала
четко ориентироваться в электроустановках при выполнении работ и
предостерегают их от ошибочных действий. Ориентация в электроустановках
подстанции обеспечивается:
- маркировкой частей электрооборудования;
- предупредительными сигналами надписями и плакатами;
- предупреждающими знаками безопасности которые наносятся на корпуса
электрооборудования двери шкафов КРУ и опоры;
- расположением и окраской неизолированных частей;
- световой сигнализацией.
Для обеспечения безопасности при производстве работ в электроустановках
подстанции необходимо применять электрозащитные средства. Нормы
комплектования электроустановок электрозащитными средствами приведены в
Таблица 13 – Нормы комплектования подстанции электрозащитными
Напряжение электрооборудования
Тип Кол-во Тип Кол-во
Оперативная штанга ШОУ-110 2шт. ШО-10У1 2шт.
Изолирующая штанга ШИ-110-У1 2шт.
Изолирующие клещи 2шт.
Указатель напряжения УВН-90 2шт. УВН-10 2шт.
Защитные очки 2шт. 2шт.
Диэлектрические перчатки 2пары 2пары
Диэлектрические боты 2пары 2 пары
Переносное заземление ШЗП-110 2 компл. ШЗП-10У4 2шт.
Шланговый противогаз ПШ-1 2шт. ПШ-1 2шт.
Временные ограждения 2шт. 2шт.
Плакаты безопасности 5 комплектов
Безопасность производства работ в электроустановках достигается
выполнением организационных и технических мероприятий. К организационным
мероприятиям относятся:
- утверждение перечней работ выполняемых по нарядам распоряжениям и в
порядке текущей эксплуатации;
- назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;
- оформление работ нарядом распоряжением или утверждением перечня
работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- подготовка рабочих мест;
- надзор во время ведения работ;
- перевод на другое рабочее место;
- оформление перерывов в работе и ее окончание.
Техническими мероприятиями являются:
- снятие напряжения с места работы и принятие мер препятствующих
ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;
- вывешивание запрещающих плакатов на приводах и ключах управления
коммутационной аппаратурой;
- проверка отсутствия напряжения;
- установка заземлений;
- ограждение рабочих мест оставшегося под напряжением оборудования
вывешивание плакатов безопасности.
2 Расчет защитного заземления
В электроустановках напряжением до и выше 1000 В для обеспечения
безопасности людей должны быть сооружены заземляющие устройства и заземлены
корпуса электрооборудования. При этом должны быть использованы естественные
заземлители: металлические конструкции арматура железобетонных
конструкций в случаях допущенных ПУЭ трубопроводы и оборудование имеющие
надежное соединение с землей. Если сопротивление этих заземлителей не
удовлетворяет нормам необходимо устройство искусственных заземлителей.
При расчете заземляющего устройства определяются тип заземлителей их
количество и место размещения а также сечение заземляющих проводников.
Этот расчет производится для ожидаемого сопротивления заземляющего
устройства в соответствии с требованиями ПУЭ.
Выполним расчет контура заземления рассматриваемой подстанции
напряжением 11010 кВ с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.
Исходные данные для расчета заземления:
) а = 90 м. – длина подстанции b = 50 м. – ширина подстанции.
) напряжение заземляемого оборудования 110 и 10 кВ;
) ток однофазного замыкания на землю в сети 110 кВ - [p
) грунт двухслойный. Верхний слой - суглинок нижний – глина
удельное сопротивление верхнего слоя – ρ = 110 Ом·м; нижнего – ρ1 = 60
Ом·м толщина верхнего слоя земли h = 2 м.
В качестве естественного заземлителя используем систему трос-опоры
двух подходящих к подстанции воздушных линий U = 110 кВ на металлических
опорах с длиной пролета между опорами lпр = 250 м. Каждая линия имеет один
стальной горизонтальный трос сечением Fг = 50 мм2. Расчетное сопротивление
заземления одной опоры Rоп = 10 Ом так как число опор с тросами на каждой
Территория подстанции занимает площадь:
S = a · b = 90 · 50= 5400 м2;
где а = 90 м. – длина подстанции;
b = 50 м. – ширина подстанции.
Расчет заземляющего устройства:
Согласно ПУЭ заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше с
током замыкания на землю более 500 А должно иметь сопротивление
Определяем сопротивление естественного заземлителя двух линий:
Сопоставляем Rе с Rд: Rе> Rд т.е. 15 Ом >05 Ом следовательно
параллельно с естественным заземлителем необходимо сооружать искусственный
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя будет составлять:
Наносим ее на план подстанции приняв контурный (распределенный) тип
заземлителя то есть в виде сетки из горизонтальных полосовых и
вертикальных стержневых (длиной lВ = 5 м) электродов. Вертикальные
электроды размещаем по периметру заземлителя. По предварительной схеме
определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных
электродов: LГ = 1050 м; n - 58 шт.
Составляем расчетную модель (Рис. 12 ) в виде квадратной сетки
площадьюS=5400 м2 [pic]
Рисунок 12 - Расчетная модель
Длина одной стороны ее будет [pic] = 74 м. Количество ячеек (m) по одной
стороне модели согласно формуле
Принимаем m = 6 (целое число).
Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов
LГ = 2(m + 1)[pic] = 2(6 + 1)74 = 1036 м
Длина стороны ячейки в модели м
b = [pic] = 746 = 12.33м
Расстояние между вертикальными электродами
Суммарная длина вертикальных электродов:
LВ = nlВ = 585 = 290 м
Относительная глубина погружения вертикальных электродов:
tотн = (lВ + lВ)[pic] = (5 + 08)74
Относительная длина:
lотн = (h1 – tВ) lВ = (2– 08)5 =
Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта. Предварительно
находим значение [pic] и k :
Поскольку 1 [pic] ρ1ρ2 [pic] 10 значение К находим по формуле :
К = 043(04 + 0272 [pic]) = 0126.
Определяем ρЭ по формуле
ρЭ = 65202 = 1313 Ом.м.
Вычисляем расчетное сопротивление R рассматриваемого заземлителя.
Предварительно находим коэффициент А поскольку 0 tотн 01
А = 0444 – 084 tотн = 0444 – 0840784 = 0378
Это значение R практически совпадает с требуемым сопротивлением
искусственного заземлителя (079 Ом); некоторая разница допустима тем
более что в данном случае она повышает условия электробезопасности.
Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления
естественного заземлителя)
RЗ = R Rе(R + Rе) = 077137(077 + 137) = 049 Ом
Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период:
φзу = IЗ RЗ = 5000049 = 2450 В
Повышение напряжения до значения опасного для изоляции
электроустановки рассчитанной на рабочее напряжение называется
перенапряжением. Перенапряжения в электроустановках делятся на две группы:
коммутационные (внутренние) и атмосферные (внешние).
Коммутационные перенапряжения возникают в электроустановках при
изменении режима их работы например при отключении короткого замыкания
включении или отключении нагрузки внезапном значительном изменении
нагрузки. При этом выделяется запасенная в установке энергия определяющая
кратность перенапряжения.
Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздействия на
электроустановки грозовых разрядов. В отличие от коммутационных они не
зависят от рабочего напряжения электроустановки. Атмосферные перенапряжения
подразделяют на индуцированные и от прямого удара молнии.
Перенапряжения от прямого удара молнии наиболее опасны. Измерения
показывают что токи молнии изменяются от 10 до 250 кА чаще всего их
значения порядка 25 кА. Скорость изменения тока молнии (крутизна фронта
волны тока) различна. Обычно для расчетов принимают 50 кАмкс при амплитуде
Для защиты электроустановок от атмосферных перенапряжений применяют
молниеотводы защитные тросы разрядники и защитные промежутки.
Молниеотвод принимающий на себя разряд молнии представляет собой
возвышающееся над защищаемым сооружением металлическое устройство
состоящее из молниеприёмника токоотвода и заземлителя. Для защиты
электротехнических установок от прямых разрядов молнии рекомендуется
применять стержневые и тросовые молниеотводы. Стержневые молниеотводы
выполняются в виде вертикальных металлических конструкций установленных
самостоятельно или на каких-либо сооружениях ( например порталах
дымовых трубах) а тросовые – в виде горизонтально подвешенных
проводов ( тросов ).
Степень защищённости сооружения молниеотводом определяется
вероятностью прорыва молнии к защищаемому сооружению минуя молниеотвод.
Вероятность прорыва молнии равна отношению числа разрядов молнии в
защищаемое сооружение к общему числу разрядов молнии в молниеотвод и
защищаемое сооружение.
Расчёт молниезащиты ведётся по зонам защиты. Вероятность прорыва молнии
к любому объекту расположенному внутри зоны защиты не должна превышать
допускаемой величины.
Очертания и размеры зоны защиты определяются числом высотой и
взаимным расположением молниеотводов и зависят от допускаемой вероятности
прорыва молнии. Зона защиты тем меньше чем меньшую вероятность прорыва
молнии требуется обеспечить. Пространство между молниеотводами защищено
более надёжно чем с внешней стороны молниеотводов. Защитное действие
молниеотводов снижается с увеличением высоты защищаемого объекта.
Зоны защиты стержневых молниеотводов высотой до 60 м проверены многолетним
опытом эксплуатации и обеспечивают достаточную надёжность. Зоны защиты
стержневых молниеотводов высотой более 60 м по методике настоящих
Руководящих указаний определяются с расчётной вероятностью прорыва молнии в
объект не более 10-2 а тросовых молниеотводов – не более 10-2 и 10-3.
Указанная расчётная вероятность прорыва молнии установлена на основе
лабораторных испытаний на модели опыта эксплуатаций и сведений о развитии
Принимаем размеры подстанции 90×50 м.
Для обеспечения грозозащиты подстанции принимаем шесть одиночных
молниеотвода высотой 40 м два из которых соединены между собой грозотросом
по диагонали ПС. Высоту защищаемого объекта принимаем 24 м расстояние
между соседними молниеотводами принимаем 30 и 30 м.
3.1 Определяем параметры зоны А для одиночных молниеотводов.
Определяем зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов:
Определяем габаритные размеры внутренней области зоны защиты А:
3.2 Определяем параметры зоны А для одиночных молниеотводов.
Определяем параметры зоны Б для одиночных молниеотводов:
Определяем габаритные размеры внутренней области зоны защиты Б:
3.3 Определяем параметры грозотроса натянутого между молниеотводами
Определяем высоту троса в середине пролета:
Определяем параметры зоны А для грозотроса:
Определяем параметры зоны Б для грозотроса:
Для построения зон сопряжений между одиночно стоящими молниеотводами и
молниеотводами на вершинах которых закреплен грозотрос последние
рассматриваем как одиночно стоящие.
Рисунок 13 - Схема грозозащиты ПС 110 кВ
В данном разделе были рассмотрены меры безопасности при эксплуатации
электрооборудования подстанции напряжением 11010 кВ. Подстанция
напряжением 11010 кВ является объектом повышенной опасности поражения
электрическим током.
Был произведен расчет заземления подстанции при котором определили тип
заземлителей их количество и место размещения.
Так же был выполнен расчет молниезащиты этой же подстанции. Для обеспечения
грозозащиты подстанции принимаем шесть одиночных молниеотвода высотой 40 м
два из которых соединены между собой грозотросом по диагонали ПС
При проведении расчётов по оценке устойчивости объекта необходимо
задать возможные максимальные значения параметров поражающих факторов
характеристики объекта и его элементов.
Характер и степень ожидаемых разрушений на объекте могут быть
определены для различных дискретных значений интенсивности землетрясения (в
баллах) вызывающего в зданиях и сооружениях разрушения.
Целесообразным пределом повышения устойчивости считают такое значение
сейсмической волны при котором восстановление повреждённого объекта
возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении
объектом слабых и средних разрушений).
Одной из причин крупных производственных аварий и катастроф являются
взрывы которые обычно сопровождаются обрушениями и деформациями
сооружений пожарами и выходами из строя энергосистем.
Поражающим фактором любого взрыва является ударная волна. Действие
ударной волны на элементы сооружений характеризуются сложным комплексом
нагрузок: прямое давление давление отражения давление затекания давление
обтекания нагрузка от сейсмовзрывных волн. Действие ударной волны принято
оценивать избыточным давлением во фронте ударной волны (ΔРф кПа).
Избыточное давление ΔРф используется как характеристика сопротивляемости
элементов сооружения действию ударной волны и для определения степени их
разрушения и повреждения.
2 Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов
Степень и характер поражения сооружений при взрывах во время
производственных аварий зависит от:
- мощности (тротилового эквивалента) взрыва;
- технической характеристики сооружения (конструкция прочность размер
тип – капитальные временные наземные подземные и др.);
- планировки объекта характеристики застройки;
- характера местности;
- метеорологических условий.
При прогнозировании последствий возможного взрыва предусматриваются три
I – зона детонационной волны;
II – зона действия продуктов взрыва;
III – зона воздушной ударной волны.
Зона детонационной волны находится в пределах облака взрыва газо-
воздушной смеси. В пределах зоны I действует избыточное давление которое
можно принимать постоянным - Р1 = 1700 кПа.
Радиус зоны I (м) может быть определён по формуле:
где Q – количество сжиженного газа т.
Зона действия продуктов взрыва охватывает всю площадь разлета продуктов
газовоздушной смеси в результате ее детонации.
где r = R–расстояние от центра взрыва до рассматриваемой точки в зоне
В зоне действия воздушной ударной волны (зона III) формируется фронт
ударной волны распространяющийся по поверхности земли.
Одновременно с прохождением ударной волны происходит перемещение
воздуха с большой скоростью. Сопротивляемость зданий и сооружений к
воздействию ударной волны зависит от их конструкции размеров и других
параметров. При воздействии ударной волны здания сооружения оборудование
и коммунально-энергетические сети (КЭС) объекта могут быть разрушены в
различной степени. Разрушения принято делить на: полные сильные средние и
Определим устойчивость трансформаторной подстанции к взрыву.
На объекте (трансформаторной подстанции) имеются трансформаторы
кабельные подземные линии контрольно-измерительная аппаратура.
Возле ТП произошёл взрыв автоцистерны с 18 тоннами сжиженного пропана
(Q = 18 т) расстояние до ТП 500 м (R = 500 м).
Необходимо оценить устойчивость ТП и выработать предложения по защите
от последствий подобных аварий.
) Определяем радиус зоны детонационной волны (зоны I):
) Находим радиус зоны действия продуктов взрыва (зона II):
rII = 17 · r1 = 17 · 7425 = 12623 м
) R ( r1 ( r11 следовательно данная ТП находимся в зоне III.
) Определяем относительную величину (:
) Определяем избыточное давление в зоне воздушной волны (зоны III)
Рlll = [pic] = [pic]кПА (70)
) По таблице 1.4 [7] находим для ТП и оборудования избыточные давления
(Рф (кПа) вызывающие слабые средние сильные и полные разрушения:
-слабые – 25 35 кПа; средние – 80 120 кПа;
-сильные – 150 200 кПа; полные – 200 кПа;
-слабые – 30 50 кПа; средние – 50 70 кПа;
-сильные - 70 80 кПа; полные – 80 90 кПа;
в) кабельные подземные линии:
-слабые – 200 300 кПа; средние – 300 600 кПа;
-сильные – 600 1000 кПа; полные – 1500 кПа;
г) контрольно-измерительная аппаратура:
-слабые – 5 10 кПа; средние – 10 20 кПа;
-сильные – 20 30 кПа; полные – 30 кПа.
) Находим предел устойчивости ТП и всех видов оборудования. Пределом
устойчивости любого элемента является нижняя граница средних разрушений –
верхняя граница слабых разрушений. Таким образом предел устойчивости (Рф:
а) здание ТП - 50 кПа;
б) трансформаторы - 50 кПа;
в) кабельные подземные линии - 300 кПа;
г) контрольно-измерительная аппаратура - 10 кПа;
) Определяем предел устойчивости ТП как предел устойчивости самого
слабого элемента в данном случае – контрольно-измерительная аппаратура.
Объект устойчив если расчётное (Рф меньше предела устойчивости
объекта и неустойчив если (Рф равно или больше предела устойчивости. В
данном случае производство неустойчиво т.к. Рф lim Рф max. Для
удобства оценки полученных результатов эти данные сводятся в таблицу 7.1.
Таблица 20 - Результаты оценки устойчивости ТП к воздействию воздушной
№ Элементы объекта иСтепень разрушения при Предел Предел Максимал
их краткая (Рф кПа устойчивоустойчивьные
характеристика сти ости расчётны
элемента объекта е данные
Здание объекта антисейсмической конструкции
Повреждения (трещины) в стенах каменных 30 кПа
строений. Антисейсмичные а также деревянные
строения не повреждаются.
По таблице 1.4[7] для ΔРф = 30 кПа находим что здания ТП получат
слабые разрушения трансформаторы - слабые разрушения кабельные подземные
линии - без разрушений контрольно-измерительная аппаратура - полное
4 Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта
В следствии произведенных расчетов можно перечислить основные
мероприятия по повышению устойчивости работы объекта:
- электроэнергия поступающая на объект с разных трансформаторных
подстанций должна быть закольцована что позволит отключать поврежденные
участки и использовать сохранившиеся линии. Трансформаторные помещения
распределительная аппаратура и приборы должны быть надежно защищены в том
числе и от электромагнитного импульса. Кроме того электроэнергия должна
поступать на объект с двух направлений при питании с одного направления
необходимо предусматривать автономный (аварийный) источник (передвижную
- подготовка объекта к восстановлению жизнедеятельности предусматривает
планирование первоочередных восстановительных работ по нескольким вариантам
возможного повреждения и разрушения участков.
- наиболее важные производственные здания необходимо строить
заглубленными или пониженной высоты по конструкции – лучше железобетонные
с металлическим каркасом.
Повышение их устойчивости достигается устройством каркасов рам
подкосов контрфорсов промежуточных опор для уменьшения пролета несущих
конструкций. Невысокие сооружения для повышения их прочности частично
- при недостаточной устойчивости самого оборудования от действия
скоростного напора ударной волны оно должно быть прочно закреплено на
фундаментах анкерными болтами.
Защита инженерно-технического комплекса предусматривает сохранение
материальной основы объекта: зданий и сооружений оборудования
коммунальных и энергетических сетей.
- для обеспечения непрерывного управления необходимо иметь надёжно
защищенные пункты управления АТС и радиоузел устройство для зарядки
аккумуляторов АТС и питания радиоузла надежную связь с местными органами
самоуправления вышестоящим начальником ГО и его штабом с формированиями
на объекте; эффективную систему оповещения должностных лиц персонала

КП ЭСиП Обруч главная схема.dwg

АТДЦТН-25000022011035
Трансформатор напряжения НКФ-220-58
Трансформатор тока ТФРМ-220-У1
Разъединитель РДЗ-2202000УХЛ1
Заземлитель ЗР-220-4000 У1
Короткозамыкатель КЗ-220
Отделитель ОД 220 кВ
Разрядник РВМ-220 МУ1
Выключатель ЯЭ-110Л-23 У4
Трансформатор напряжения НКФ-110-58
Трансформатор собственных нужд ТМ-4003504
Трансформатор тока ТФЗМ-110-У1
Разрядник РВМ-110 У1
Разъединитель РДЗ-1101000 У1
Заземлитель ЗР-110-4000 У1
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-35
Трансформатор тока ТВТ35-1-10001
Выключатель ВВУ-35 А-402000У1
Разрядник РВМ-35 МУ1
Разъединитель РДЗ-351000
Батарея статических конденсаторов
Реактор РБ 106301.0 УЗ
Трансформатор ТРДН 4000011010
Заземлитель ЗР-35-4000 У1
Заземлитель ЗР-10-4000 У1
Трансформатор тока ТЛМ-10-У3
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-10
Разрядник РВМ-10 МУ1
Выключатель ВВЭ-10-3152500Т3
Разъединитель ЗР-10У3
АТДЦТН-20000022011035
Трансформатор ТРДН 2500011010

Документ Microsoft Office Word.docx

Расчёт мощности подстанции.
Полная мощность подстанции задаётся в условии и в данном случае она равна 190 МВт. Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 220 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85 . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 6 ЛЭП: S=Pcosφ=1100.85=129.4 (МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=500.85=58.8 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 2 ЛЭП: S=Pcosφ=200.85=23.5 (МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 129.4+58.8+23.5=211.7 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Суммарная мощность (кВА)
Питание блокировки разъединителей
Зарядное устройство АБ
Теплоэнергонагреватели
Контр. соединен. проводов
Таким образом Sс.н.= 348 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=211.7 + 0.348=212.1(МВА)
Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Номинальный (линейный) ток Iл А каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному напряжению:
где Sном - мощность обмотки кВА;
Uном - номинальное линейное напряжение обмотки кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току Iф = Iл а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Режим работы. Для автотрансформатора характерны три рабочих режима:
автотрансформаторный трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. Согласно для потребителя первой категории необходимо два независимых источника а для третьей категории – достаточно одного.
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 2121 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 1294 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 588 МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 235 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (401 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7212.1=148.47 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦТН – 200000220110
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =212.12200=0.53
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =212.1200=1.06
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки.
Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Так как по заданию необходимо спроектировать подстанцию на которой будет присутствовать шина 10 кВ выберем дополнительный трансформатор позволяющий получить напряжение 10 кВ. Таким образом выбераем трансформатор ТРДН -2500011010. Его данные приведём в таблице 3.
Выбор трансформатора собственных нужд.
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 401 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-400350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач.
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=212.11033220=556.6 А
где Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 556.62=278.3 (A)
2 Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 240 мм2 т.е. провод марки АС 24032.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iрjэк= 278.31.1= 253 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 300 мм2 (АС 30039).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 30039.
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 85 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =0096 85 = 816 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-30039 – 0096 Омкм).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = 0429 85 = 36.46 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039 – 0429 Омкм)
Uрасч. 1 = = 4.9 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 70 км.:
Rл = r0 l =0096 70 = 6.72 (Ом км)
Xл = x0 l = 0429 70 = 30.03 (Ом км)
Uрасч. 1 = = 4.67 % .
Условие падения напряжения выполняется. Значит марка провода подобрана правильно.
Выбор электрической схемы распределительных устройств
высокого напряжения.
Блочные схемы. Блочной схемой называется схема «блок линия—трансформатор» без сборных шин и связей с выключателями между двумя блоками на двухтрансформаторных подстанциях (между двумя блоками может устанавливаться неавтоматическая перемычка из разъединителей). Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых подстанций напряжением до 500 кВ включительно ответвительных и проходных подстанций присоединяемых к одной или к двум линиям до 220 кВ включительно.
Схемы «блок линия—трансформатор» могут выполняться:
без коммутационных аппаратов (схема глухого присоединения) или только с разъединителем;
Рис. 3.1. два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
На двухтрансформаторных подстанциях используется схема «два блока линия—трансформатор» с отделителем и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис. 3.1). В нормальном режиме работы один из разъединителей в перемычке должен быть разомкнут.
Схему «блок линия—трансформатор с отделителем» применяется на напряжении 220 кВ при необходимости автоматического отключения поврежденного трансформатора от линии питающей несколько подстанций (рис. 4.12 а). Отделители на стороне ВН подстанций могут применяться как с короткозамыкателями так и с передачей отключающего сигнала на выключатель головного участка магистрали.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
Для РУ 110кВ 220кВ с большим числом присоединений применяются схемы с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рисунок 5).
Рисунок 3.4 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Как правило обе системы шин находятся под питанием при фиксированном распределении присоединений: линия W1 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 линия W2 и трансформатор Т2 присоединены к системе шин А2; шиносоединительный выключатель QА включен. Такое соединение значительно увеличивает надежность схемы так как при коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель QА и только половина присоединений потеряет питание. Если замыкание устойчивое то присоединения потерявшие питание переводятся на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения этой половины присоединений определяется длительностью переключения присоединений.
- малое количество выключателей (один на одно присоединение);
достаточно высокая надежность схемы;
относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из систем шин.
повреждение шиносоединительного выключателя QА равносильно короткому замыканию на обеих системах шин;
усложняется эксплуатация РУ так как при выводе в ревизию и ремонт выключателей требуется большое число операций разъединителями;
увеличены затраты на сооружение ОРУ в связи с установкой шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей.
Область применения: рекомендуется для ВН и СН РУ 110 220кВ электростанций при числе присоединений до 12 и подстанций при 7 15 присоединениях. При числе присоединений 12 16 секционируется одна система шин при большем количестве присоединений секционируются обе системы шин.

ЭЧ.doc

Города являются крупными потребителями электроэнергии так как в них
проживает не только большая часть населения но расположено также большое
количество промышленных предприятий.
В зависимости от размера города для питания потребителей
расположенных на его территории должна предусматриваться соответствующая
система электроснабжения. Система электроснабжения охватывает всех
потребителей города включая промышленные предприятия.
Малые города часто располагаются вблизи крупных промышленных
предприятий имеющих самостоятельные системы электроснабжения.
Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего
развития распределительных электрических сетей. Для электроснабжения
основной массы потребителей используется распределительная сеть
напряжением 6–10 кВ и сеть общего пользования напряжением 038 кВ.
Для городов характерен рост электропотребления что требует
систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления
связан не только с увеличением количества жителей и развитием
промышленности но также с беспрерывным проникновением электрической
энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход
электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.
Через городские распределительные сети в настоящее время передается до
% вырабатываемой энергии. Таким образом сети становятся самостоятельной
областью энергетики и проблема их рационального сооружения приобретает
определённое народно-хозяйственное значение.
Под системой электроснабжения города понимается совокупность
электрических сетей и трансформаторных подстанций расположенных на
территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Система электроснабжения города представляет собой совокупность
электрических сетей всех применяемых напряжений. Она включает
электроснабжающие сети (линии напряжением 35 кВ и выше понижающие
подстанции 35-1106-10 кВ) распределительные сети (линии напряжением 6-
кВ и 04023 кВ) и трансформаторные подстанции 6-1004 кВ.
Основные показатели системы определяются местными условиями: размерами
города наличием источников питания характеристиками потребителей и т.п.
Городские электрические сети напряжением 6-10 кВ характерны тем что в
любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по
надёжности электроснабжения. Естественно это требует и надлежащего
построения схемы сети.
В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям размещению
оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не
разрешается встраивать в жилые здания школы больницы спальные корпуса
санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением
взрывоопасныхих не разрешается размещать под и над помещениями в которых
могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или
с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.
Подстанции не допускается размещать под помещениями производств с
мокрым технологическим процессом душевыми уборными ванными и т.д.
Исключения возможны лишь при перекрытиях из монолитного бетона и надёжной
гидроизоляции. Необходимо применять меры защиты ТП от возможных
повреждений при расположении в непосредственной близости от путей кранов и
внутрицехового транспорта.
Повышению надёжности электроснабжения потребителей способствует
применение автоматизированных разомкнутых схем сетей с резервированием на
стороне высокого или низкого напряжения. Таковы в частности двух лучевая
и многолучевая схемы нашедшие практическое применение в сетях Киева и
других городов Украины.
Электроснабжение района города на 50 тысяч человек
В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на
тыс. жителей. Расположение центра питания 3 км.
-ти этажные 7 домов по 127 квартир
домов по 381 квартире
домов по 508 квартир
-ти этажные с газовыми 23 дома по 72 квартире
дома по 108 квартир
домов по 144 квартиры
Итого 79 домов 13473 квартиры
Общественные здания
Школа 3 здания на 650 учеников
Детский сад 3 здания на 600 детей
Пром.магазин 3 здания на 200 посетителей
Прод.магазин 4 здания на 200 посетителей
Ресторан 2 здания на 95 посетителей
Кафе 3 здания на 95 посетителей
Кинотеатр 1 здание на 500 мест
Больница 1 здание на 500 мест
Гостиница 2 здания на 800 постояльцев
Поликлиника 1 здание на 1000 человек
Почта 2 здания по 150 посетителей
Химчистка 1 здание на 10 клиентов
Учебное заведение 2 здания по 2000 студентов
Парикмахерская 5 зданий на 10 посетителей
Учреждение 2 здания по 500 человек
Прачечная 1 здание на 10 клиентов
Аптека 4 здания на 10 человек
Расчёт электроснабжения такого района города осуществляется в
следующей последовательности.
1Расчёт нагрузки жилых домов
В основе расчёта нагрузок жилых зданий лежит нагрузка одного
потребителя в качестве которого выступает квартира. Для определения
нагрузки вводятся понятия коэффициента одновременности.
Значения расчётных нагрузок определяются с учётом коэффициента
одновременности в зависимости от числа квартир:
РКВ = РКВ.УД. nКВ. (1)
где РКВ.УД. – удельная расчётная нагрузка квартир определяется в
зависимости от числа квартир по таблице П.1 [1];
nКВ. – число квартир в здании.
Силовая нагрузка общественных электроприёмников включая лифты
определяется с учётом соответствующих коэффициентов спроса:
где КС – коэффициент спроса лифтов по таблице П.2 [1];
Рлi – установленная мощность электродвигателя лифтовой
В девятиэтажных домах используются электродвигатели АС–32–524
(Руст .= 7 кВт) в домах этажностью 12 и более этажей АС–32–624 (Руст. =
Суммарная нагрузка жилого дома определяется по формуле:
РЖ.Д.= РКВ. + 09 · РС (3)
где 09 – коэффициент совмещения максимумов силовой нагрузки и
Для выбора параметров электрических сетей жилых домов необходимо знать
где tg φКВ. tg φС – соответствует коэффициентам мощности
характеризующим нагрузку квартир и лифтовых установок соответственно;
tgφКВ.Г. = 029 tgφКВ.Э. = 02 и tgφС = 133 (по таблице П.4
Рассчитаем ввод №1: шестнадцатиэтажный дом имеющий одну секцию 127
квартир и 2 лифта. При n = 127 кв. Ркв.уд = 104 кВт по таблице П.1 [1].
Ркв = 104 127 = 132 кВт;
Рс = 09 11 2 = 198 кВт;
Ржд = 132 + 09 198 = 1498 кВт;
Результаты дальнейшего расчёта нагрузки жилых домов сводим в таблицу
1. В таблице 1.1 в графе «№ ввода» количество вводов соответствует
количеству таких домов. Например планируется 7 домов по 127 квартир и
следовательно в этой графе имеется 7 вводов (1234567) и т.д.
Таблица 1.1 Нагрузки жилых домов
Этаж-ность Сек-ции Кол-во№ Руд Ркв Рс Рж.д.
квартиввода кв кВт кВт кВт
Школы 808182 014 650 91 095 96 288
Детские сады 86.8788 011 200 22 09 24 72
Пром.магазин 89909192014 200 28 08 35 140
Прод.магазин 93949596015 100 15 092 16 64
Аптека 9798 09 95 665 098 68 136
Ресторан 99100101 09 95 855 098 872 262
Кафе 102103 13 50 65 097 67 134
Парикмахерская 104105 003 1000 30 09 33 66
Учеб.заведение 106 0065 10 065 08 081 081
Химчистка 107108 05 150 75 09 83 166
Почта 110 012 1000 120 092 130 130
Кинотеатр 111 22 400 880 093 9462 9462
Больница 112113 04 800 320 085 376 752
Гостиница 114 015 1000 150 092 163 163
Поликлиника 115116 05 500 250 09 277 554
Учреждение 117 0065 10 065 08 081 081
Для определения количества трансформаторных подстанций (ТП) и мощности
каждой ТП следует сложить всю электрическую нагрузку как жилую так и
общественных учреждений. В данном случае суммарная нагрузка всех жилых
домов будет составлять:
P'Σждэ = P'ждэ · N1 = 14987 =10486 кВт;
P''Σждэ = P''ждэ · N2 = 3883 · 12 = 46596 кВт;
P'''Σждэ = P'''ждэ · N3 = 491 · 5 = 2455 кВт;
P'Σждэ = P'ждэ · N4 = 6588 · 23 =151524 кВт;
P''Σждэ = P''ждэ · N5 = 8658 · 22 = 190476 кВт;
P'''Σждэ = P'''ждэ · N6 = 1052 · 10 = 1052 кВт.
где N1 - количество домов в которых квартир n1 = 127;
N2 - количество домов в которых квартир n2 = 381;
N3 - количество домов в которых квартир n3 = 508;
N4 - количество домов в которых квартир n4 = 72;
N5 - количество домов в которых квартир n5 = 108;
N6 - количество домов в которых квартир n6 = 144.
Итого максимальная суммарная жилая активная нагрузка будет равна:
ΣPЖД = P'жд.э.+ P''жд.э. + P'''Σжд.э. + P'Σждэ +
P''Σждэ + P'''Σждэ (7)
ΣPΣжд = 10486+46596+2455+151524+190476+1052 = 126352 кВт.
Максимальная активная нагрузка всех общественных учреждений после
аналогичного учёта равна:
ΣPΣо.у. = 43128 кВт.
Общая максимальная активная нагрузка:
ΣPобщ = ΣPΣжд + ΣPΣо.у. = 126352+43128 = 16948 кВт.
Полная максимальная суммарная мощность:
ΣSΣобщ max = 1811862 кВА.
При определении суммарной нагрузки следует учитывать следующие
В городских сетях учитывая неравномерный график нагрузки в течение
суток и года а также малую продолжительность максимума может быть
допущена загрузка трансформаторов в нормальном режиме до 130% а в
послеаварийном режиме до 180 % по отношению к номинальной мощности.
Тогда с учётом коэффициента одновременности к0 = 077 и допустимой
перегрузки в послеаварийном режиме до 180% полная суммарная нагрузка
3 Определение расчётных нагрузок ТП
Расчётные нагрузки ТП при наличии неоднородных потребителей опреде-
ляются с учётом коэффициентов совмещения максимумов:
где Рmax – наибольшая из нагрузок питаемых данной ТП. Нагрузка
нескольких жилых зданий с однотипным приготовлением считается как
нагрузка одного объекта;
кmi – коэффициенты участия в максимуме учитывающий совпадение
максимумов нагрузок различных объектов пределяемых относительно
наибольшей расчётной нагрузки в соответствии с приложением.
Рассмотрим в микрорайоне Г ТП-5 питающее 6 домов: 2 дома с газовыми
плитами по 72 квартиры 3 дома с газовыми плитами по 108 квартир и 1 дом с
газовыми плитами на 144 квартиры а также 1 кафе и 1 почта. Жилые дома
рассматриваются как один потребитель с суммарным числом квартир и лифтовых
где nкв – количество квартир;
nд – количество домов.
Для жилых домов с электроплитами:
n г = 272+3108+144 = 612
Ркв.г. = 612 0429 = 2626 кВт
Рс.г. = 035 11 34 = 833 кВт
Рр.г. = 2626 + 09 833 = 33757 кВт.
Расчётная нагрузка ТП-5:
РТП = 09·Рр.г. + 04 · Рр.кафе + 04 ·
где Рр.кафе = 855 кВт – расчётная нагрузка детского сада;
Рр.почта = 75 кВт – расчётная нагрузка почты;
Рр.г. – нагрузка жилых домов с газовыми плитами.
РТП = 09 · 33757+ 04 855 + 04 75= 36801 кВт.
Полная нагрузка ТП-5:
где cos φТП – коэффициент мощности cos φТП = 095.
где кЗ – коэффициент загрузки кЗ=08.
Дополнительно на ТП приходится 5% нагрузки на наружное освещение.
Установим на ТП-5 два трансформатора по 400 кВА.
Результаты дальнейших расчётов сводим в таблицу 1.3.
Таким образом предусматривается установка на ТП двух трансформаторов.
В данном случае 4 ТП трансформаторов типа ТМ-100010:
ВН = 10 кВ; ΔРх = 21 245 кВт; Iх =
НН = 04 кВ; ΔРк = 122 116 кВт; Uк =
ТП трансформаторов типа ТМ-63010:
ВН = 10 кВ; ΔРх = 142 168 кВт; Iх =
НН = 04 кВ; ΔРк = 76 85 кВт; Uк =
ТП трансформаторов типа ТМ-40010:
ВН = 10 кВ; ΔРх = 092 108 кВт; Iх =
НН = 04 кВ; ΔРк = 55 59 кВт; Uк =
Таблица 1.3 - Распределение нагрузки по ТП
Мик Кол- НаименованиеРр
Машиностроительный завод 3720 082 453658
Станкостроительный завод 5060 07 744023
5 Выбор схем построения и расчёт электрических сетей напряжением 10
5.1 Расчёт питающей сети ЦП – РП
Рисунок 1.1 - Схема построения питающей сети ЦП – РП напряжением 10кВ
Нагрузка на шинах распределительного пункта определяется как сумма
расчётных нагрузок отдельных ТП с учётом коэффициента одновременности
ко = 086 который определяется в зависимости от числа трансформаторов:
SРП=0.86·(231611+14232+10216+38738+59529+247192+239137 +
+64592+97838+58718) = 11023781 кВА.
Выбираем схему электроснабжения жилых и общественных зданий где
питание осуществляется через РП к которому подходят 4 линии и отходят 6
распределительных линий к ТП (рисунок 1.1).
Выбираем кабель для линий между ЦП и РП. Выбор сечений кабелей и
проводов напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима
по экономическим соображениям:
где jэ = 14 Амм2 - экономическая плотность тока;
Ip - расчётный ток в нормальном режиме А.
Расчётный ток определяется по формуле:
где SРП – расчётная нагрузка кВА;
Uн – номинальное напряжение кВ.
[pic][pic]11365 мм2 .
Округляем сечение до стандартного F = 120 мм2 Iдоп=240 А.
Проверяем выбранное сечение по допустимой нагрузке для условий
Iдоп.па = к1 · к2 · IТ.доп
где к1 – коэффициент учитывающий температуру окружающей среды
к2 – коэффициент учитывающий количество кабелей в траншее;
IТ.доп – допустимая токовая нагрузка кабеля при расчётных условия
Iдоп.н = 092· 240=1968 А
Проверяем сечение по допустимой нагрузке для условий послеаварийного
Iдоп.па = 13 · IТ.доп · к1 · к2 (16)
где 13 – коэффициент учитывающий перегрузку на 30%.
Iдоп.па = 13 · 240 · 092 = 28704 А.
Расчётная токовая нагрузка линий в послеаварийном режиме:
Сечение данного кабеля недостаточно так как условие не выполняется
поэтому увеличиваем до F = 150 мм2 Iдоп = 275 А.
Iдоп.п = 092 · 275 = 2255А
Iдоп.па = 13 · 092 · 275 = 3289 А
Условия выполняются поэтому окончательно выбираем кабель ААБл
5.2 Расчёт распределительной сети
Принимаем петлевую схему (рисунок 1.2) с двухтрансформаторными
подстанциями напряжением 1004 кВ и кабелями типа ААБл.
Для распределительных линий характерно произвольное распределение
нагрузки вдоль линии. При условии постоянства сечения значение плотности
тока на участках такой линии различно. В этом случае в качестве расчётной
нагрузки следует принимать значения линейно-квадратичной мощности:
где Si – мощность протекающая по i-му участку линии длина
к – суммарная длина линии от начала до места присоединения
последнего потребителя.
При определении экономического сечения распределительной линии следует
полученное значение Sлк подставить в выражение:
где U – напряжение кВ;
jэ – экономическая плотность тока Амм2.
Полученное экономическое сечение для условий нормального режима
проверяется по допустимому току по нагреву в нормальном режиме. После
этого выбранное сечение должно быть проверено по условиям
токораспределения в послеаварийном режиме.
Рассчитаем лучевую схему снабжения ТП2-ТП1-ТП3-ТП4-ТП6 соответственно
= 200 м 2 = 122 м 3 = 380 м 4 = 274 м 5 = 384 м
Расчётная нагрузка любого участка линии 10 кВ питающих ряд ТП
определяется по сумме нагрузок трансформаторов отдельных ТП с учётом
коэффициента одновременности:
Принимаем стандартное сечение F =120 мм2 Iдоп =240 А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах.
Iдоп.н = 092 · 240 = 2208 А
Iдоп па = 1 · 1 3 ·240 = 312 А
поэтому увеличиваем до F=150мм2 Iдоп=275А.
Iдоп.н = 092 · 275 = 253 А
Iдоп па = 1 · 1 3 ·275 = 3575 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААБл 3х150.
Рассчитываем лучевую схему снабжения ТП11-ТП5-ТП13-ТП12
соответственно 1 = 264 м 2 = 224 м 3 = 468 м 4 = 284 м.
Принимаем стандартное сечение F =50 мм2 Iдоп =140 А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном и после аварийном режимах.
Iдоп.н = 092 · 140 = 1288 А
Iдоп па = 1 · 13 ·140 = 182 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААБл 3х50.
Рассчитываем лучевую схему снабжения ТП8-ТП7-ТП9-ТП10 соответственно
= 200 м 2 = 244 м 3 = 162 м 4 = 200 м.
Принимаем стандартное сечение F = 95 мм2 Iдоп = 205 А.
Iдоп.н = 092 · 205 = 1886 А
Iдоп па = 1 · 13 ·205 = 2665 А
поэтому увеличиваем до F = 120 мм2 Iдоп = 240 А.
Iдоп.п = 092 · 240 = 2208 А
Iдоп.па = 13 · 1 · 240 = 312 А
Условия выполняются поэтому окончательно выбираем кабель ААБл 3х120.
5.3 Выбор сечений кабелей для промышленных предприятий
Выбираем сечение кабеля для машиностроительного завода:
Принимаем стандартное сечение F =95 мм2 Iдоп =205 А.
Iдоп.н = 092 · 205 = 1886 А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:
Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:
Условия выполняются поэтому выбираем кабель ААБл 3х95.
Выбираем сечение кабеля для станкостроительного завода:
Принимаем стандартное сечение F = 185 мм2 Iдоп = 310 А.
Iдоп.н = 092 · 310 = 2852 А
Iдоп па = 1 · 13 ·310 = 403 А
поэтому увеличиваем до F=240 мм2 Iдоп=355 А.
Iдоп.н = 092 · 355 = 3266 А
Iдоп па = 1 · 13 ·355 = 4615 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААБл 3х240.
5.4 Расчёт распределительных линий напряжением 038 кВ
Для кабельных линий 038 кВ определяем ток послеаварийного режима по
которому определяем минимально допустимое сечение Fmin. Выбранное сечение
проверяем по условиям нормального режима а также по допустимым потерям
напряжения в после аварийном режиме.
Для лучевых схем проверка по допустимым потерям напряжения проводится
вычислением сечения на минимум потерь металла:
где ΔUа доп [%] = 5% - допустимые активные потери напряжения;
ρ – удельное активное сопротивление (Оммм2км);
Р – активная передаваемая мощность кВт;
Для петлевых схем проверка по допустимым потерям напряжения проводится
где r0 – погонное сопротивление кабеля Омкм.
Рассчитываем распределительную сеть для ТП5 (рисунок 1.3).
) Рассмотрим петлевую линию ТП5-99-ТП5.
Расчётный ток для этой линии:
Минимальное сечение:
Принимаем стандартное сечение F = 50 мм2 Iдоп = 180 А.
Рисунок 1.3 - Распределительная сеть 04 кВ
- Жилой дом с газовыми плитами на 72кв;
- Жилой дом с газовыми плитами на 108кв;
Iдоп.н = 092 · 180 = 1656 А
Iдоп па = 1 · 13·180 = 234 А
Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААБл (3х50+1х25).
) Рассмотрим петлевую линию ТП5-107-ТП5.
Расчётный ток для этой линии
Принимаем стандартное сечение F = 10 мм2 Iдоп = 75 А.
Iдоп.н = 092 · 75 = 69 А
Iдоп па = 1 · 13 ·75 = 975 А
поэтому увеличиваем до F=16 мм2 Iдоп=90 А.
Iдоп.н = 092 · 90 = 855 А
Iдоп па = 1 · 13 ·90 = 117 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААБл (3х16+1х16).
) Рассмотрим линию ТП5-26-50-70-ТП5. Расчет проведем в режиме при
котором перемычка разомкнута.
Принимаем стандартное сечение F = 150 мм Iдоп = 335А.
Iдоп.н = 092 · 335 = 3082 А
где 092 – поправочный коэффициент учитывающий количество кабелей в
Iдоп па = 13 ·335 = 4355 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААБл (3х150+1х70).
ТП 5-26-50 = 52 м = 50 м.
Принимаем стандартное сечение F = 35 мм2 Iдоп = 145 А.
Iдоп.н = 092 · 145 = 1334 А
Iдоп па = 1 · 13 ·145 = 1885 А
поэтому увеличиваем до F=50 мм2 Iдоп=180 А.
Iдоп па = 1 · 13 ·180 = 234 А
) ТП5-48-49-25-ТП5. Расчет проведем в режиме при котором перемычка
ТП5-48-49 = 180 м = 66 м.
Принимаем стандартное сечение F = 150 мм2 Iдоп = 335 А.
Iдоп па = 1 · 13 ·335 = 4355 А
Условия выполняются поэтому окончательно выбираем кабель
5.5 Расчёт распределительной сети напряжением 038 кВ для
шестнадцати этажного жилого дома с электроплитами.
Выполним расчёт питающей четырёх проводной линии 16-ти этажного жилого
дома. Дом оборудован стационарными электроплитами установленной мощностью
кВт. Напряжение сети 380220В. Допустимую потерю напряжения в линии
принимаем 23 %. Защиту линии и стояков выполняем автоматическими
выключателями с комбинированными расцепителями. На каждом этаже по четыре
квартиры общей площадью по 45 м2 каждая. Провода проложены в трубах и
каналах строительных конструкций.
Определяем расчётную нагрузку на стояке. Для этого принимаем удельную
нагрузку квартиры при общем количестве квартир 64 присоединенных к
стояку Руд = 119 кВткв с учетом одновременности работы
электрооборудования. При этом учитываем что для квартир площадью до 55 м2
надбавка к удельной нагрузке не производится. Следовательно:
Р1 = 119 · 64 = 826 кВт.
Определяем расчетную нагрузку для дома со 127 квартирами где
Руд =104 кВткв. Таким образом :
Р2 =104 · 127 =1422 кВт.
Определяем расчётные токи принимая cos φ = 098:
В соответствии с условием принимаем автоматические выключатели с
комбинированными расцепителями серии А31:
Принимаем трёхполюсный автоматический выключатель типа А3130 на
номинальный ток 200 А с расцепителем на ток Ip=150 A.
Принимаем А3140 на номинальный ток 600А с расцепителем Iр=250А.
Принятые номинальные токи расцепителя отличаются друг от друга на две
ступени шкалы что согласно токовым характеристикам этих аппаратов
обеспечивает селективную работу защиты.
Выбираем предварительно сечение проводов по допустимому
нагреву. С этой целью пользуясь ПУЭ принимаем сечение проводов стояка
выполненного проводами марки АПВ сечением 50 мм2 (Iдоп = 130 А). При
сечениях более 25 мм2 сечение нулевого провода может приниматься равным
половине сечения фазного провода (принимаем сечение нулевого провода
равным 25 мм2). Поправки на температуру окружающей среды не вводим так
как температура в доме не превышает 250С.
Проверяем принятое сечение на соответствие характеристикам защитных
аппаратов. С учётом того что данная линия защищается от перегрузки
следует что к3=1 поэтому Iдоп = 150 А.
По условию соответствия току защитного аппарата приходится принять
сечение фазного провода 70 мм2 (Iдоп = 160 А) и сечение нулевого провода
мм2. То есть выбираем провод АПВ (3х70) + (1х35).
Аналогично выбираем и проверяем сечение линии для участка с 127
а) по нагреву принимаем предварительно провода марки АПВ (3х120) +
(1х50) для которых ( Iдоп = 220А);
б) Iдоп > 250 А. В данном случае по условию соответствия защитному
аппарату приходится принять АПВ (3х150)+(1х70) для которых (Iдоп =225А)
Произведем расчет линии по потере напряжения. Учитывая что
коэффициент мощности сети cos [pic]= 098 расчет ведем без учета
индуктивного сопротивления проводов.
Распределение допустимой потери напряжения между отдельными участками
линии целесообразно производить из условий максимальных затрат цветного
металла. Расчеты показали что допустимая потеря напряжения должна быть
принята с округлением на первом участке – 13% на втором –1%. Тогда :
то есть меньше допустимого по условию примера значения 23 %.
По результатам расчетов видно что определяющим фактором при выборе
сечений проводов в данном случае оказались требования по соотношениям
допустимых токовых нагрузок и номинальных токов расцепителей
автоматических выключателей.
Пользуясь допущением ПУЭ можно было бы сохранить сечение 50 мм2 и
0 мм2 так как допустимые токи этих сечений больше чем токи нагрузки.
Однако в сетях питания квартир требующих защиты не только от короткого
замыкания но и от перегрузки как правило этими допущениями не
пользуются. При этом учитываем невозможность контроля теневой нагрузки в
условиях жилого здания. Кроме того реконструкция электросети в жилых
зданиях обычно производится редко поэтому удельные нагрузки могут со
временем превысить установленные на перспективу. Столь значительное
округление в меньшую сторону может привести к недопустимому перегреву жил
5.6 Описание схемы питающих сетей жилого 16-ти этажного дома.
Схемы распределения электроэнергии внутри жилых зданий зависят от
надежности электроснабжения числа этажей секций планировочного решения
здания наличия подвального этажа и встроенных предприятий и учреждений
(магазины ателье мастерские парикмахерские и т.д.). Эти схемы имеют
общий принцип построения. В каждом многоэтажном здании устанавливается
вводно-распределительное устройство для присоединения также для
распределения электрической энергии внутри здания и защиты отходящих линий
от перегрузок и коротких замыканий. Для электроснабжения квартир от ВРУ
отходят питающие линии состоящими из горизонтальных и вертикальных
(стояков) участков. К горизонтальному участку каждой линии могут
присоединяться один или несколько стояков. Однако следует учитывать что
при коротком замыкании на одном из стояков сработает защита на ВРУ и
питающая линия отключится при этом большое количество квартир останется
без питания. Поэтому для повышения надежности питания квартир а также для
удобства выполнения ремонтных работ следует на каждом ответвлении к стояку
устанавливать отключающий и защитный аппарат. Кроме линий питающих квартир
от ВРУ отходят внутридомовые линии питающие освещение холлов лестниц
коридоров а также электродвигатели лифтов насосов вентиляторов и
электроприемников системы дымозащиты. Принципиальная схема 16-ти этажного
односекционного дома приведена на рисунке.
Как видно из схемы питания электроприемников здания осуществляется
двумя взаиморезервируемыми кабелями 1рассчитаными на питание (в аварийном
режиме) всех его нагрузок. При выходе из строя одного из питающих кабелей
все электроприемники с помощью переключателей 2 установленных на панели
ВРУ подключается к кабелю оставшемуся в работе. Для защиты панелей ВРУ от
короткого замыкания на вводах установлены плавкие предохранители 3.
Для учета расхода электроэнергии от электроприемников общественного
назначения (рабочее освещение лестничных клеток подвала чердака домовых
помещений и силовые потребители в том числе лифты и аварийное освещения
лестничных клеток) устанавливается трехфазный счетчик 5 включаемый через
трансформаторы тока 4. Для подавления радиопомех на каждой фазе вводов
устанавливают по одному помехозащитному конденсатору типа КЗ-05 ёмкостью
мкф. Конденсаторы 7 снабжены предохранителями 6 и заземлены. Отходящие
линии от ВРУ защищаются автоматическими выключателями 5. К стоякам 9
(секции III) питающим квартиры подключены этажные квартирные щитки
которые установлены в электрошкафах 10 размещенных на лестничных клетках
(ЛК). На каждую группу квартир устанавливается один трехполюсный пакетный
выключатель 11 который подключается к двум фазам и нулевому проводу
стояка. В электрошкафу устанавливают также однофазные квартирные счетчики
и групповые щитки 13 с автоматическими выключателями или
предохранителями для защиты групповых линий квартир. К специальной панели
(секции I) на которой предусмотрено устройство АВР (автоматическое
включение резерва) подключается вентиляторы системы дымозащиты 14 щитки
управления и эвакуационное освещение. Присоединение этой панели к двум
вводом до переключателей 2 с помощью устройства АВР всегда обеспечивает
бесперебойное её электроснабжение. От секции II по питающим линиям питаются
лифтовые установки 15 и эвакуационное освещение. К секции III через
автоматический выключатель 8 и приборы учета расхода электроэнергии
подключена секция IV от которой питается общедомовые помещения. От панели
V питаются штепсельные разетки для уборочных электрощитовой. В каждую
квартиру для питания осветительных и бытовых электроприемников как правило
положены две однофазные группы с алюминиевыми проводами с сечением 25 мм2
. Одна питает общее освещение другая – штепсельные разетки. Для кухонных
плит предусматривается третья групповая линия их питания.
6 Выбор числа и мощности трансформаторов в центре питания
В связи с необходимостью в проектируемом районе электроснабжения
потребителей 1-ой и 2-ой категорий подстанция 11010 кВ выполняется двух
Выбор мощности трансформаторов проведём по суммарным расчётным
нагрузкам по условиям нормального и послеаварийного режимов.
В после аварийном режиме один трансформатор отключён.
Для нормального режима должно соблюдаться следующее соотношение:
где SТР.Н – номинальная мощность трансформатора кВА;
SP – расчётная нагрузка на шинах 10 кВ кВА:
Sр=1281835+11977=24795 кВА.
Для послеаварийного режима должно выполняться условие:
где кпер – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. В
соответствии с ГОСТ 14209–69 выбирается кпер = 16.
Поэтому принимаем SТР.Н = 16 МВА. Выбираем два трансформатора типа ТНД
UНН = 11 кВ; PХХ = 21 кВт; UК = 105%;
UВН = 115 кВ; PКЗ = 90 кВт; IХ = 08%.
Выбираем подстанцию 11010 кВ так как при данной нагрузке согласно
номограмме [Федоров] для приблизительного определения рационального
напряжения на передаваемой мощности Sp.Это напряжение позволит в
дальнейшем расширить микрорайона следовательно увеличить количество
электропотребителей.
8 Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания производим при заданной номинальной
мощности системы и сверхпереходной мощности короткого замыкания. Расчёт
производим в относительных единицах.
Расчётная схема соответствующая нормальному режиму представлена на
рисунок 1.4а а схема замещения представлена на рисунок 1.4б.
За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА за базисное напряжение
принимаем Uб = 115 кВ. Система задана мощностью при трёхфазном коротком
Произведём расчёт параметров схемы замещения (рисунок 1.4).
Реактивное сопротивление системы определяется:
Реактивное сопротивление воздушной линии:
где х0=04 Омкм- индуктивное сопротивление для ВЛ напряжением выше
l=20 км – длина воздушной линии.
Рисунок 1.4 – Расчётная схема и схема замещения системы
Сопротивление двухобмоточного трансформатора:
где UK = 105% - напряжение короткого замыкания трансформатора
Реактивное сопротивление кабельной линии:
Учитывая большую электрическую удалённость когда значения
результирующего сопротивления в основном определяется сопротивлением
элементов системы электроснабжения города периодическая составляющая тока
к.з. принимается незатухающей и определяется:
где I" I - действующее значение соответственно начального
сверхпереходного тока и установившегося тока трёхфазного к.з. кА
х* - результирующее индуктивное сопротивление цепи короткого
Базисный ток (Iб) определяется:
Действующее значение тока трехфазного к.з. в точке К1:
Ударный ток к.з. определяется по формуле:
где куд – ударный коэффициент принимается куд = 18.
Ток однофазного замыкания определяется:
где I"(1)K1 - ток прямой последовательности в месте к.з.;
х*(1) = х*22 + х*02 - дополнительное сопротивление равное
сумме сопротивлений обратной и нулевой последовательности.
Ток однофазного к.з. для точки К1:
Ток однофазного к.з. для точки К2:
Ток однофазного к.з. для точки К3:
9 Выбор аппаратуры на подстанции напряжением 11010 кВ
Выбор электрических аппаратов состоит из выбора аппаратов по условиям
длительной работы в нормальном режиме и проверки аппаратов по условиям
кратковременной работы в аварийном режиме то есть в режиме короткого
замыкания. Следует отметить что все аппараты включенные в электрические
цепи последовательно должны надёжно работать не только в нормальном
режиме но и обладать необходимой устойчивостью при коротком замыкании. В
целом условия выбора выключателей высокого напряжения можно записать так:
Условия выбора разъединителей:
Условия выбора трансформаторов тока (измерительных):
Условия выбора трансформаторов напряжения:
9.1 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 и 10 кВ
Выключатели выбираются по номинальному току номинальному напряжению
типу и роду уставки. Проверяются на электрическую и термическую стойкость
отключающую способность в режиме короткого замыкания.
Сравнения расчётных и номинальных данных выключателей 110 кВ и 10 кВ
приведены в таблицах 1.5 и 1.6 соответственно где Та = 001с -
Таблица 1.5 - Расчётные и номинальные данные выключателя 110 кВ
Условия выбора Расчётные данные для Паспортные данные выключателя
точки К1 ВГТ-110 II*-401000У1
Таблица 1.6 - Расчётные и номинальные данные выключателя 10 кВ
точки К2 ВВTEL-10-20630У2
[pic] [pic][pic] [pic]
9.2 Выбор и проверка разъединителей напряжением 110 и 10 кВ
Разъединители выбираем по номинальному току номинальному напряжению и
проверяем на электрическую динамическую и термическую стойкость.
Сравнения расчётных и номинальных данных разъединителей 110 и 10 кВ
приведены в таблицах 1.7 и 1.8 соответственно.
Таблица 1.7 - Расчётные и номинальные данные разъединителя 110 кВ
Условия выбора Расчётные данные для Паспортные данные
точки К1 разъединителя РНД-110630 Т1
Таблица 1.8 - Расчётные и номинальные данные разъединителя 10 кВ
точки К2 разъединителя РВЗ-10400 1
9.3 Выбор и проверка трансформаторов тока напряжением 110 и 10 кВ
Сравнение расчётных и номинальных данных трансформаторов тока 110 и 10
кВ приведены в таблицах 1.9 и 1.10 соответственно.
Таблица 1.9 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов 110 кВ
Условия выбора Расчётные данные для Паспортные данные ТТ типа
точки К1 ТФЗМ-110Б-1-Х1
Таблица 1.10 - Расчётные и номинальные данные трансформатора тока 10 кВ
точки К2 ТЛК-10-3-У
9.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения 110 и 10 кВ
Сравнение расчётных и номинальных данных трансформаторов напряже-ния
0 и 10 кВ приведены в таблицах 1.11 и 1.12 соответственно.
Таблица 1.11 - Расчётные и номинальные данные трансформатора напряжения 110
Условия выбора Расчётные данные для Паспортные данные для
точки К1 НКФ-110-58БУ1
Uуст ≤ Uном Uуст = 110кВ Uном = 110 кВ
Таблица 1.12 - Расчётные и номинальные данные трансформатора напряжения 10
точки К2 НОМ-10-66У3
Uуст ≤ Uном Uуст = 10 кВ Uном = 10 кВ
10 Регулирование напряжения
Согласно ГОСТ 13109-87 отклонение напряжения для электроприёмников
основной части в нормальном режиме должно быть в пределах Uвдоп = +5% и
Рассмотрим регулирование напряжения на отрезке петлевой схемы
ЦП - ТП11 – ТП5 – ТП13 –ТП12 который питается в нормальном режиме
по одному кабелю сечением F = 50 мм2 (рисунок 1.5).
Рисунок 1.5 – Петлевая схема питания
Рассмотрим два режима максимальных и минимальных нагрузок. В первом
режиме коэффициент загрузки max = 10 во втором - min = 025.
Потери напряжения в сети низкого напряжения принимаем Uн = 75%.
Потери напряжения в трансформаторах определяются:
где RТ – сопротивление трансформаторов определяется:
где Sн – номинальная мощность трансформатора кВА:
хТ – реактивное сопротивление трансформатора определяется:
где Uн – номинальное напряжение кВ:
Р – активные потери трансформатора кВт;
Q – реактивные потери трансформатора кВАр;
Uн - номинальное напряжение кВ;
ΔРк – потери короткого замыкания трансформатора кВт;
Uк – напряжение короткого напряжения трансформатора %.
Потери напряжения в сети среднего напряжения определяем по формуле:
где r0 = 062 Омкм хс = 009 Омкм – погонные сопротивления;
cosφ =09 sinφ=044 – коэффициенты мощности для
распределительных сетей 10 кВ;
Si – мощность протекающая соответственно по каждому участку сети
Обеспечение указанных выше отклонений напряжения на зажимах
электроприёмников возможно в результате рационального выбора рабочих
ответвлений распределительных трансформаторов ТП и применения устройств
регулирования напряжения на трансформаторах ЦП.
В результате разработанной электрической части дипломного проекта
установлено что для электрообеспечения района города с населением 5 тыс.
жителей а также с соответствующими общественными и общественно-
коммунальными учреждениями и промышленными предприятиями необходимо в
центре питания иметь два трансформатора типа ТРДН 16000110 с общей
суммарной нагрузкой Smax=24595 кВА при коэффициенте перегрузки Кп= 16.
После понижения напряжения в ЦП со 110 кВ на 10 кВ вся электроэнергия
распределяется по 13 ТП в каждой из которых устанавливается по два
трансформатора типа ТМ .
Произведен расчет и определены сечения и типы кабелей как
подходящих к ТП так и отходящих от ТП к жилым домам общественным и
общественно- коммунальным объектам. Разработана распределительная сеть на
8 кВ для шестнадцатиэтажного жилого дома. Выполнен расчет токов
короткого замыкания согласно задания выбраны коммутационные аппараты для
всей питающей и распределительных сетей а также контрольно-измерительные
В целом все поставленные задачи в электрической части дипломного
проекта на тему «Электроснабжение района города на 50 тысяч жителей»