Разработка понижающей подстанции электропитающих систем и сетей

КП ЭПС 2013.doc

Федеральное агентство по образованию
Тверской государственный технический университет
Кафедра электроснабжения и электротехники
ЭЛЕКТРОПИТАЮЩИЕ СИСТЕМЫ
И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Методические указания к курсовому проектированию для студентов
специальности 140.400 Электроснабжение
Изложены цель содержание и требования по разделам и указания по
выполнению курсового проекта по курсу «Электропитающие системы и
электрические сети». Рассматриваются вопросы расчета и выбора
трансформаторных подстанций построения схем передачи и распределения
электроэнергии. Соответствуют требованиям программы и охватывают все
основные разделы лекционного курса. Учтены требования новых ГОСТов и
последние рекомендации по проектированию подстанций 35-750 кВ. Для
облегчения самостоятельной работы студентов приведены графики суточных
нагрузок и кривые допустимых перегрузок трансформаторов из справочной
Предназначены для студентов специальности 140.211 Электроснабжение
Обсуждены и рекомендованы к печати на заседании кафедры ЭС и
Э (протокол №8 от 20.10.08).
ЭЛЕКТРОПИТАЮЩИЕ СИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Методические указания
к курсовому проектированию для студентов
специальности 140.211 Электроснабжение
Составитель О.Ф. Мотылев
Редактор Ю.Ф. Воробьева
Технический редактор Г.В. Комарова
Подписано в печать 20.11.08
Физ.печ.л. 225 Усл.печ.л. 209
Тираж 100 экз. Заказ № 95
© Тверской государственный
технический университет 2008
Введение. Исторический обзор развития электроэнергетики в России и
перспективы дальнейшего совершенствования. Основные понятия и определения
электростанции подстанции и распредустройств. Главные и второстепенные
Главное электрооборудование электростанций и подстанций. Синхронные
генераторы. Основные параметры турбо- и гидрогенераторов. Системы
охлаждения генераторов. Назначение особенности эксплуатации системы пуска
в работу. Трансформаторы и автотрансформаторы их основные параметры
режимы работы значение в повышении экономичности работы подстанций.
Выбор трансформаторов. Режимы работы нейтралей электроустановок.
Электрические коммутационные аппараты. Дуговой разряд в отключающих
аппаратах. Характеристика дуги постоянного и переменного тока. Отключение
электрических цепей с активной индуктивной и ёмкостной нагрузкой. Методы и
средства гашения дуги. Высоковольтные выключатели: типы назначение
устройство и принцип действия каждого. Выключатели нагрузки
разъединители отделители и короткозамыкатели - область применения
назначение устройство. Плавкие предохранители: назначение токовременные
характеристики достоинства и недостатки. Методика выбора и проверки
Измерительные трансформаторы. Назначение место установки особенности
применения в сетях высокого напряжения. Трансформаторы напряжения: основные
параметры погрешности схемы включения однофазные трехфазные каскадные.
Трансформаторы тока: основные параметры погрешности схемы включения
Токоограничивающие устройства и схемные решения по уменьшению токов КЗ.
Реакторы: назначение вольтамперная характеристика устройство принцип
действия. Сдвоенный реактор расчет сопротивления при сквозном продольном
одноцепном режимах работы. Выбор реактора.
Токопроводы в распредустройствах. Конструкция шин форма жестких шин
гибкие шины комплектные шинопроводы. Выбор сечения шин. Взаимодействие
проводников с током. Проверка шин на динамическую стойкость к токам КЗ.
Контактная поверхность присоединений. Виды контактов. Особенности силовых
Главные схемы электрических станций и подстанций. Классификация схем
электрических соединений. Требования к главным схемам. Одиночная двойная
секционированные системы шин. Схема «кольцо». Одиночная секционированная с
резервной системой шин. Двойная с обходной системой шин. Дробные схемы
присоединения выключателей и линий. Схемы с малым числом выключателей
схемы треугольника четырехугольника шестиугольника
и условия их применения. Мостиковые схемы. Схема без выключателя в конце
линии блок «линия-трансформатор».
Собственные нужды и оперативные цепи на электростанциях и подстанциях.
Состав собственных нужд на электростанциях обслуживаемых и необслуживаемых
подстанциях. Варианты схем подключения источников питания собственных нужд.
Системы оперативного тока на станциях и подстанциях: переменный
постоянный выпрямленный. Их особенности и область применения каждого.
Щиты управления и оперативные переключения в сетях ВН. Блочный щит
центральный щит главный щит: назначение принципы компоновки и размещение
приборов. Вторичные цепи контроля измерения управления сигнализации
блокировки. Оперативные переключения в схемах электроснабжения.
Диспетчеризация и АСУ на станциях и подстанциях.
Конструкции распредустройств. Типовые конструкции закрытых и открытых РУ.
Сборные ячейки КСО КРУ КРУН. Комплектные ТП. Защита от перенапряжений.
Молниезащита. Заземление.
Лабораторный практикум охватывает основные разделы курса и состоит из
устройство и принцип действия основных электрических аппаратов
(лабораторные работы № 1 2 3);
исследование статических и динамических характеристик выключателей
(лабораторные работы № 4 56);
оперативные переключения в схемах электроснабжения 10-220кВ
(лабораторные работы на тренажере ТЭ-2М и на компьютере).
Расчетно-графическая работа (для ФЗВО) предусматривает разработку
схемы расчет и выбор электрооборудования столбовой трансформаторной
подстанции 1004 кВ мощностью до 250 кВА.
Практические занятия знакомят с методикой расчета и выбора
электрооборудования трансформаторных подстанций различного типа. На этих
занятиях проводятся консультации по разделам курсового проекта.
Курсовой проект предполагает разработку схемы главных электрических
соединений понизительной подстанции промышленной зоны или ТЭЦ мощностью 10
÷ 63 тыс. кВА напряжением 110-3510-6 кВ. Выбор аппаратуры всех ступеней
напряжения а также разработку плана размещения аппаратов и
распредустройств. КП выполняется по теме общей для всех: «Расчет и выбор
электрооборудования районной подстанции напряжением 35-110 кВ».
Предусмотрено 75 вариантов.
Программа составлена в соответствии с Государственным образовательным
стандартом (приказ Министерства образования № 686 от 02.03.2000 г.)
Технический проект – это изображение будущего устройства или
сооружения в виде чертежей схем таблиц и описаний созданных в результате
логического анализа исходных данных на основании расчетов и сопоставления
вариантов. На первом этапе разрабатывается технико-экономическое
обоснование строительства. В состав ТЭО проектируемого объекта входит
раздел посвященный электроснабжению: описываются источники электроэнергии
и их расположение; определяются электрическая нагрузка объекта и примерный
график потребления электроэнергии; рассчитывается стоимость электрических
Целью курсового проектирования являются приобретение навыков по
использованию методов расчета и выбора высоковольтного электрооборудования
освоение методов технико-экономического сравнения и выбора наилучшего
варианта схемы и компоновки подстанции. В проекте рассматривается
электрическая часть главной понижающей подстанции 110-3510-6 кВ.
Объем курсового проекта определяется заданием. Задание выдаётся
руководителем проекта. Некоторые вопросы задания могут быть выделены для
более глубокой проработки за счет уменьшения или исключения других.
Курсовой проект состоит из двух частей: пояснительной записки с
расчетами (объём 30 – 40 страниц формат А4) и графической части
(2 листа формат А1).
Расчетно-пояснительная записка должна оформляться по требованиям ЕСКД
и состоять: из титульного листа задания на курсовой проект полученного
варианта аналитической части из 12 разделов начиная с введения
библиографического списка и оглавления. Записка пишется чернилами или
пастой черного синего или фиолетового цвета четким разборчивым почерком.
Допускается печатать текст на компьютере. Сокращение слов за исключением
общепринятых не допускается. Расчеты оформляются сначала в виде формул в
общем виде а зятем приводится та же формула в цифрах без преобразований и
конечный результат вычисления с последующей расшифровкой величин входящих
в формулу. Все однотипные расчеты сводятся в таблицы. Рисунки выполняются
по тексту должны иметь подрисуночную подпись и сквозную нумерацию. На
первом листе графической части представляется схема главных электрических
соединений подстанции в однолинейном изображении на втором листе - план и
разрез подстанции. Чертежи выполняются в карандаше или на компьютере в
соответствии с требованиями ГОСТа.
УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ
В разделе изложены основные сведения о схемах электроснабжения
предприятий отражаются роль и назначение районных подстанций. Даны
основные требования к схемам главных электрических соединений ГПП. Дается
краткая характеристика окружающей среды которая оказывает существенное
влияние на выбор типа и мощности трансформаторов и всего
электрооборудования.
2. Графики электрических нагрузок подстанции
На основании исходных данных указанных в задании исполнитель должен
составить суточные графики активной реактивной и полной нагрузок
проектируемой подстанции.
Данные для суточных графиков нагрузок задаются в виде типовых графиков
за характерные сутки (рис. 1 варианты 1-50) или в виде таблиц (приложение
к данному описанию варианты задания 51-75).
Суточные графики Р = (t) Q = (t) S = (t) для характерных суток
строятся на миллиметровой бумаге разными цветами и вкладываются в
пояснительную записку.
При наличии на проектируемой подстанции трех напряжений на стандартный
лист миллиметровой бумаги вначале наносятся графики
P1= (t) Q1 = (t) потребителей низшего напряжения затем графики
P2 = (t) Q2 = (t) потребителей среднего напряжения.
График Р = (t) на стороне высшего напряжения будет определяться
суммой ординат Р1 = (t) и Р2 = (t) взятых для соответствующих элементов
времени. График Q = (t) на стороне высшего напряжения строится аналогично.
График полной нагрузки S = (t) на стороне высшего напряжения строится
при этом Pt и Qt берутся для соответствующих моментов времени.
По построенным суточным графикам нагрузки подстанции составляются
годовые графики нагрузок Pt и Qt по продолжительности которые также
выполняются на миллиметровой бумаге разными цветами. При составлении
годовых графиков нагрузки по продолжительности необходимо учитывать
количество характерных суток в году (зимних летних выходных дней).
Основным обычно является зимний суточный график рабочего дня. Его
максимальная нагрузка Рmах принимается за 100 % в каждом варианте и
ординаты всех остальных нагрузок задаются в процентах от этого значения.
Реактивная мощность определяется заданным коэффициентом мощности. Графики
летних суток и выходного дня в целях упрощения расчетов исключены. Все
графики приводятся в пояснительной записке.
Рис. 1. Графики электрических нагрузок
3. Выбор типа числа и мощности трансформаторов на подстанции
Выбор трансформаторов (или автотрансформаторов) для организации
электроснабжения промпредприятий производится на основании расчетов и
обоснований по изложенной ниже общей схеме:
Определяют число трансформаторов на подстанции исходя из обеспечения
надежности электроснабжения с учетом категории потребителей.
Намечают возможные варианты мощности выбираемых трансформаторов с
учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в
случае аварийного режима.
Определяют экономически целесообразное решение из намеченных
вариантов приемлемое для данных конкретных условий.
Тип и количество устанавливаемых трансформаторов определяются
количеством ступеней трансформации напряжения и категорийностью
потребителей подключаемых к проектируемой подстанции. Возможна установка
одного двух и более трансформаторов. В настоящее время обычно
проектируются одно- и двухтрансформаторные подстанции с одной и двумя
ступенями трансформации напряжения.
При выборе мощности трансформаторов необходимо руководствоваться
суточным графиком нагрузки. Нагрузка трансформатора меняется в течение
суток и если мощность выбрать по максимальной нагрузке то в периоды её
спада трансформатор будет не загружен т.е. недоиспользована его мощность.
Опыт эксплуатации показывает что трансформатор может работать часть суток
с перегрузкой если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной.
Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора.
Нагрузочная способность трансформатора - это совокупность допустимых
нагрузок и перегрузок.
Для подсчета допустимой систематической перегрузки заданный график
преобразуется в двухступенчатый эквивалентный график определяемый
коэффициентом начальной нагрузки и коэффициентом максимальной нагрузки.
Коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика определяется по
где S1 S2 S3 Sm - значения нагрузки в интервалах времени
десятичасового периода t1 t2 t3 m = 10; Sном - номинальная
мощность предварительно принятого трансформатора.
Коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика в
интервале времени tm1 tm2 и др. определяется по выражению:
Если K'2 > 09 Кmах где Кmах = 15 то принимают К2 = К2' если
К2' 09 Кmах то принимают К2 = 09Кmах т.е. К2 = 135. При наличии
двух максимумов меньший максимум учитывается в эквивалентной начальной
нагрузке. Эквивалентный график строится на отдельном листе и приводится в
пояснительной записке.
С учетом вида системы охлаждения трансформатора (М–масло Д– дутьё
ДЦ– дутьё с циркуляцией Ц– циркуляция) постоянной времени его нагрева и
эквивалентной температуры окружающей среды пользуясь табл. 1 выбирают
соответствующий номер графика нагрузочной способности зависимость К2
=(K1) приведенные в ГОСТ 14209. Для трансформаторов мощностью от 6300 до
0000 кВА группы Д графики приведены на рис.2. Под эквивалентной
температурой понимают температуру окружающей среды зависящую от
среднемесячных и среднегодовых температур климатической зоны расположения
подстанции. Эквивалентная температура определяется по справочникам. Из
табл. 1 в зависимости от типа и мощности выбранного трансформатора
определяется номер графика кривых нагрузочной способности трансформатора.
По графику с учетом коэффициентов начальной нагрузки К1 и максимальной
нагрузки К2 определяется допустимая продолжительность перегрузки в часах и
сравнивается со временем максимума заданного суточного графика. Делается
заключение о допустимости такого режима работы трансформатора в течение
зимнего и летнего периодов.
График зависимости К1 и К2 приводится в записке с указанием точки
пересечения построенной по расчетным данным.
Система Постоянная Эквивалентная температура Мощность
охлаж-денвремени нагрева охлаждающей среды С трансфор-матора
ия трансформатора кВА
М Д ДЦ М Д ДЦ Ц М Д
6. Выбор электрооборудования 11035106 кВ
Выбор электрооборудования на каждой ступени напряжения производится
методом сравнения. При этом сравниваются номинальные параметры принятого к
установке аппарата с расчетными значениями токов напряжений в местах
установки этого электрооборудования. Условием правильного выбора является
превышение номинальных параметров относительно расчетных или их равенство.
Для упрощения выбор электрооборудования представляется в таблицах по
ступеням напряжений начиная с самого высокого. В одной колонке приводятся
номинальные параметры а в другой-расчетные значения. Таблицы приводятся в
записке. Указывается выбор всего применяемого электрооборудования.
При выборе аппаратуры рекомендуется широкое применение комплектных
ячеек с указанием типа применяемых модулей и схемой первичных соединений.
Обратить внимание на выбор шинных и фидерных присоединений ячейки должны
быть разными. Схемы в [4].
При необходимости ограничения токов КЗ в первую очередь следует
рассмотреть вопрос о применении трансформаторов с расщепленными обмотками
затем - возможность группового реактирования на вводе силового
трансформатора. Предпочтение в этом случае следует отдавать сдвоенным
7. Выбор способа регулирования напряжения на подстанции
На всех понижающих подстанциях при вторичном напряжении 6 или 10 кВ
рекомендуется устанавливать трансформаторы с РПН. Регулирование напряжения
должно быть автоматизировано.
Применение вольтодобавочных трансформаторов должно быть обосновано
технико-экономическими расчетами. Привести схему и описание принятого
способа регулирования напряжения.
8. Выбор оперативного тока и трансформаторов собственных нужд
В пояснительной записке должны быть отражены общие положения по выбору
оперативного тока на проектируемой подстанции.
На подстанциях 35 кВ с приводом выключателей не требующих постоянного
тока и на подстанциях более высоких напряжений не имеющих выключателей на
стороне высшего напряжения а также на других подстанциях где управление
выключателями обеспечено при помощи выпрямительных установок как правило
используют переменный оперативный ток.
На подстанциях с первичным 110 кВ и выше а также на мощных
подстанциях 35 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд.
Мощность каждого трансформатора должна быть достаточной (с допускаемой
перегрузкой) для покрытия нормальной длительной нагрузки всех собственных
нужд подстанции. Определить место и схему подключения ТСН привести ее в
9. Основные положения по автоматизации учёту и измерениям
Система АВР и АПВ определяется схемой главных электрических
соединений и категорийностью потребителей.
Система учета и измерений должна включать необходимый минимум приборов
и соответствовать коммерческим требованиям условиям охраны труда и
Система измерений помимо контроля за соблюдением установленного
режима работы и контроля за качеством и количеством получаемой энергии
должна также обеспечивать контроль состояния изоляции в сетях с
изолированной нейтралью. Выбранные трансформаторы тока и трансформаторы
напряжения проверяются по их нагрузке и соответствующему классу точности.
Классы точности трансформаторов тока и напряжения должны быть для
включения показывающих приборов не ниже 10 для счетчиков - 05 релейной
защиты 5р или 10р. Указать место установки на схеме. Произвести выбор и
проверку ТА и ТV на каждом напряжении.
10. Молниезащита и заземление подстанций
Определить количество грозовых дней в году для заданного варианта.
Рассчитать высоту и количество молниезащитных устройств обеспечивающих
безопасную эксплуатацию подстанции. Дать схему.
При устройстве заземлений необходимо стремиться к возможно более
равномерному распределению потенциала подстанции в целях уменьшения
напряжения прикосновения и шага. В пояснительной записке необходимо
привести расчет заземляющих устройств с учетом удельного сопротивления
грунта в местах расположения подстанции согласно варианту указанному в
таблице 6. Контур заземления и зоны молниезащиты показать на плане
подстанции (лист № 2) формата А1.
11. Защита от перенапряжений
Дать классификацию возможных перенапряжений на подстанции в
зависимости от зоны расположения и количества грозовых дней в году. Выбрать
оборудование определить места установки. Привести схему подключения
разрядников в записке. В настоящее время рекомендуется применять
ограничители перенапряжений типа ОПН.
12. Определение капитальных затрат на сооружение
подстанций 35-110 кВ
В этом разделе составляется смета на сооружение проектируемой ГПП.
Смета составляется по укрупненным технико-экономическим показателям. Пример
составления сметы дан в [1 с. 576].
Эксплуатационные издержки определяются в соответствии с подпунктом 3.3
настоящих методических указаний. Необходимые нормативы приведены в
справочной литературе. Стоимость подстанции 35 - 110 кВ определяется путем
суммирования стоимостей распределительных устройств силовых
трансформаторов компенсирующих устройств и постоянных затрат. Кроме того
для подстанций без постоянного дежурного персонала необходимо добавить:
а) для подстанции с дежурством на дому один двухквартирный дом -200
б) для телеуправляемой подстанции стоимость аппаратуры
телеуправления - 30 тыс. руб. в ценах 1984 года.
В постоянную часть затрат входят затраты включающие: здание блока
управления источники постоянного тока компрессорную освещение
трансформаторное и масляное хозяйство водоснабжение канализацию дороги
гравийные покрытия теплоснабжение планировку ограждение ливнестоки и
др. В курсовом проекте эти затраты не учитывать
13 Конструктивное выполнение подстанции
Распределительные устройства 35 - 110 кВ выполняются как правило
открытыми. РУ 35 - 110 кВ расположенные вблизи цехов заводов выбросы
которых вредно действуют на оборудование РУ (металлургические химические и
др.) как правило выполняются закрытыми.
В РУ 35 - 110 кВ должны предусматриваться стационарные сблокированные
с разъединителями заземляющие ножи для всех элементов оборудования чтобы
исключить применение переносных заземлений.
Конструкция ОРУ 110 кВ должна обеспечить возможность подъезда к
крупному оборудованию автокранов. Железнодорожные подъездные пути для
подстанции как правило не предусматриваются.
РУ 6 - 10 кВ должны выполняться из комплектных ячеек заводского
изготовления (КРУ КРУН КСО К-104-КФ КМ-1КФ КМВ и др.).
Применение комплектных трансформаторных подстанций (КТП) напряжением
011010 11010 и 1103510 кВ является предпочтительным т.к. оно
повышает уровень индустриализации сооружения подстанций сокращает объем
строительно-монтажных работ и снижает эксплуатационные расходы.
При разработке конструктивной части подстанции следует учитывать
Согласно принципиальным схемам (рис. 3 4) от шин ТЭЦ по двум
воздушным одноцепным линиям электропередачи получает питание главная
понижающая подстанция предназначенная для электроснабжения различного рода
предприятий. Исходные данные для расчётов приведены в табл. 4 5 (в табл. 4
- внешних устройств а в табл. 5 – относящиеся к ГПП)
Таблица 4. Расчетные значения
Но-меSсисX 1=G1 МВт G2 МВт G3 МВт G4 МВт
450 095 122 2х50 100 20 503020
400 095 91 2х25 100 18 503020
350 095 160 2х35 100 20 404020
300 094 52 2х27 60 10 702010
250 094 35 2х27 60 18 202060
200 094 60 3х27 60 14 305020
180 093 40 3х27 60 12 255520
150 093 58 4х13 60 12 254530
120 093 46 3х13 60 10 202060
100 092 38 2х13 60 10 - 2080
170 092 42 4х27 60 12 300020
230 092 35 4х35 60 14 404020
600 095 53 2х50 100 30 503020
750 095 85 3х35 100 28 503020
700 095 140 4х35 100 26 404020
650 094 145 4х35 100 24 702010
600 094 86 3х35+1х17 100 22 202060
550 094 76 2х35+2х17 100 20 305020
400 093 67 4х27 30 18 255520
350 093 80 2х27 60 15 254530
300 093 100 2х27 60 14 202060
250 092 120 2х27+175 60 12 - 2080
200 092 130 3х175 60 10 305020
150 092 147 2х175 60 10 404020
700 095 115 4х35 100 18 503020
650 095 55 2х50 100 16 503020
600 095 66 3х35 100 24 404020
55 095 77 2х35 60 32 702010
35 094 110 3х27 60 20 305020
60 094 12322х27 100 20 253520
25 094 130 4х175 60 18 254530
20 093 143 3x175 60 16 202060
23 093 71 3x175 60 14 305020
28 092 81 4x175 60 14 404020
33 092 61 2x35 60 16 305020
38 092 74 2х35 60 20 203030
38 092 89 3x35 60 24 305020
43 095 54 4x35 60 18 503020
38 095 65 3x35 60 25 503020
33 095 75 2x35 60 23 404020
28 094 56 2x27 60 20 702010
20 094 54 2x175 60 18 305020
16 093 59 2x175 60 14 305020
’ 23 095 54 4x35 60 18 602020
’ 28 095 65 3x35 60 25 403030
’ 23 095 75 2x35 60 23 104050
’ 31 094 56 2x27 60 20 603010
’ 12 094 60 - 60 20 102070
’ 24 094 54 2x175 60 18 404020
’ 22 093 48 - 60 16 201070
’ 18 093 59 2x175 60 14 301060
’ 15 092 50 - 60 12 601030
Для расчёта ТКЗ мощности генераторов ТЭЦ С1 - С8 приведены в табл. 4
напряжение генераторов 105 кВ.
Мощности генераторов С9 и С10 - 100 МВт Uном = 1575 кВ.
Мощности силовых трансформаторов работающих в блоке с генераторами:
G= 12 МВт Sтр = 16 МВА;
G = 30 МВт Sтр = 40 МВА;
G = 50-60 МВт Sтр = 2·40 МВА;
G =100 МВт Sтр = 2·63 МВА.
Мощности нагрузки ГПП приведены в табл. 5 там же указаны
количество и мощность синхронных электродвигателей питающихся от шин
низшего напряжения ГПП.
Согласно приведенной схеме (рис. 5) ГПП питается от системы по двум
линиям 110 кВ. Графики нагрузки ГПП для каждого варианта а также все
необходимые данные для расчёта приведены в табл. 678.
Местоположение подстанции характер окружающей среды и удельное
сопротивление грунта для вариантов 51 - 75 приведены в табл. 9.
Мощность трансформатора собственных нужд подстанции (для вариантов 51
- 75) равна 100 кВт напряжение 380 В. Нагрузку отходящих от ГПП линий 6 и
кВ принять условно одинаковой за исключением линий питающих синхронные
двигатели. Стоимость электроэнергии при расчетах принимать равной 100
Ва-рГрафик нагрузки ГПП на стороне 6 и 35 кВ
ЗАПОМНИТЕ! При оперативных переключениях в сетях высокого напряжения
три заповеди: ОТКЛЮЧИ - ПРОВЕРЬ - ЗАЗЕМЛИ.
Номер Местоположение подстанции Окружающая среда Удельное
вари-ан сопротивле-ни
-5 Закавказье Нормальная 2000
-10 Урал Загрязненная 100
-20 Ростовская область Нормальная 150
-25 Московская область -"- 200
-28 Казахстан -"- 198
-30 Краснодарский край -"- 102
-33 Ставропольский край Загрязненная 148
-35 Московская область -"- 199
-38 Поволжье Нормальная 201
-40 Украина -"- 151
-43 Белоруссия -"- 202
-45 Прибалтика -"- 149
-48 Алтайский край -"- 152
-50 Новосибирская область Загрязненная 203
-52 Закарпатье Нормальная 2001
-56 Подмосковье -"- 99
-58 Ленинградская область -"- 197
-60 Оренбургская область -"- 198
-62 Горьковская область Загрязненная 199
-64 Донбасс -"- 151
-66 Север Нормальная 1000
-68 Север Загрязненная 1001
-70 Средняя Азия Нормальная 202
-72 Дальний Восток -"- 152
-74 Краснодарский край -"- 153
-80 Тверская область Нормальная 160
-85 Республика Карелия Загрязнённая 250
В перемычке устанавливают последовательно два разъединителя
для РЕМОНТА каждого из них!!!
Наименование Количество условных
ВЛ 110 - 154 кВ одноцепные на металлических и 100
железобетонных опорах на 1 км
ВЛ 35 - 60 кВ на металлических и железобетонных опорах 080
и основаниях на 1 км
То же но на деревянных опорах на 1 км 140
Кабельные линии 35 - 60 кВ (3 фазы) на 1 км 500
Вводные кабельные устройства на единицу 009
Присоединение в РУ до 20 кВ на единицу 240
То же но 35 - 60 кВ на единицу 480
То же но 110 - 154 кВ на единицу 960
Силовой трансформатор 35 - 60 кВ на единицу 1000
То же но 110 - 154 кВ на единицу 2200
Закрытые ТП с трансформаторами 100 кВА и выше на 250
Закрытые ТП с трансформатором до 100 кВА на единицу 230
ЗАЩИТА КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Защита курсового проекта (КП) проводится публично перед комиссией.
Процедура защиты включает короткий доклад студента (12 минут) и ответы на
вопросы членов комиссии. В результате защиты КП оценивается
дифференцированной отметкой. Учитываются степень самостоятельности
элементы творческого подхода к решению и ритмичность работы над проектом
качество выполнения графических работ и расчётно-пояснительной записки
правильность ответов. Студент не защитивший в назначенный срок КП
считается имеющим академическую задолженность. Для ликвидации задолженности
может быть выдано новое задание и назначен срок сдачи КП. Курсовые проекты
после защиты сдаются на кафедру а имеющие практический интерес передаются
для внедрения или на конкурс. Ответственность за правильность принятых
решений вычислений и графической части несет студент.
Рис.3. Схема электроснабжения общая
Рис. 4. Схема электроснабжения общая
Рис. 5. Схема электроснабжения общая
УСЛОВНЫЕ ГРАФИЧЕСКИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Не-
клепаев И.П. Крючков. 4-е изд. М.: Энергоатомиздат 1989.
Правила устройства электроустановок. М.: Госэнергонадзор 2010. 944 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник
для вузов Б.Н. Неклепаев. М.: Энергоатомиздат 1986. 640 с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения Г.Н. Ополева М.:Форум-
инфра-М 2006. 479 с.
Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций
Ю.Б. Гук. Л.: Ленэнергоиздат 1985.
Электрическая часть станций Под ред. С.В. Усова. Энергоатомиздат 1987.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: в 2-х кн. Под
ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербинского. М: Энергия 1973.
Федоров А.А. Попов Ю.П. Эксплуатация электрооборудования промыш-ленных
предприятий А.А. Федоров Ю.П Попов .М.: Энергоатомиздат 1986.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций Л.Д.
Рожкова [и др]. М.: АСАDEMA 2004. 447 с.
УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ КУРСОВОГО
2. Графики электрических нагрузок подстанции ..6
3. Выбор типа числа и мощности трансформаторов на подстанции ..9
4. Выбор схемы главных электрических соединений подстанции .15
5. Расчет токов короткого замыкания 16
6. Выбор электрооборудования 11035106 кВ ..17
7. Выбор способа регулирования напряжения на подстанции ..17
8. Выбор оперативного тока и трансформаторов собственных нужд 17
9. Основные положения по автоматизации учёту и измерениям .17
10. Молниезащита и заземление подстанций ..18
11. Защита от перенапряжений .18
подстанций 35-110 кВ .18
13 Конструктивное выполнение подстанции ..19
ЗАЩИТА КУРСОВОГО ПРОЕКТА 28
УСЛОВНЫЕ ГРАФИЧЕСКИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ.. 31

Схема ГПП.cdw

Ввод 6 кВ Т-2 перемычка
В 6 кВ Т-1 перемычка
Схема главных электрических соединений ГПП

Чертеж разрез.cdw

Мой КП 66.pdf

Министерство образования и науки РФ
ГОУ ВПО «Тверской государственный технический университет»
Кафедра электроснабжения и электротехники
по дисциплине: Электропитающие системы и сети.
Разработка понижающей подстанции.
РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Задание на курсовой проект 3
Графики электрических нагрузок подстанции 5
Выбор типа числа и мощности трансформаторов на подстанции 8
1. Проверка трансформатора мощностью 40 МВА 9
2. Проверка трансформатора мощностью 25 МВА 9
3. Выбор трансформаторов на основе технико-экономического сравнения 10
Выбор схемы главных электрических соединений подстанции 12
Расчет токов короткого замыкания 13
1. Составление схемы замещения 14
2. Расчет тока короткого замыкания на стороне высокого напряжения 15
3. Расчет тока короткого замыкания на стороне среднего напряжения 16
4 Расчет тока короткого замыкания на стороне низкого напряжения 17
Выбор электрооборудования 110 35 6 кВ [6] 19
1. Выбор оборудования на напряжение 110 кВ 19
Разрядники устанавливаемые в нейтраль трансформатора выбираются на класс
2. Выбор оборудования на напряжение 35 кВ 20
3. Выбор оборудования на напряжение 6 кВ 21
Выбор способа регулирования напряжения на подстанции 22
Выбор оперативного тока и трансформаторов собственных нужд 23
1. Выбор оперативного тока 24
2. Выбор трансформаторов собственных нужд 25
Основные положения по автоматизации учету и измерениям 25
Молниезащита защита от перенапряжений и заземление подстанций 27
2. Защита от перенапряжений 29
3. Расчет заземления подстанции 30
Определение капитальных затрат на сооружение подстанции 32
Список использованной литературы 34
% всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии потребляется
промышленными предприятиями. Задача электроснабжения промышленных предприятий
возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей
силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. Передача
энергии на большие расстояния к центрам потребления стала осуществляться линиями
электропередачи высокого напряжения.
Задача проектирования схем электрических соединений электроустановок
заключается в отыскании оптимального варианта в большей степени удовлетворяющего
необходимым требованиям. Выбор схем обычно производят на основании анализа
результатов упрощенных регламентированных технико-экономических расчетов и
сравнения характеристик конкурентоспособных вариантов а также на основании опыта
проектирования и эксплуатации.
С целью повышения надёжности электроснабжения потребителей и получения
определённого народнохозяйственного экономического эффекта электростанции
объединяются на параллельную работу в районные энергосистемы которые в свою
очередь при развитии объединяются в объединённые энергосистемы. Энергосистемы
являются основой электрификации страны. Объединение электростанций в
энергосистемы даёт ряд преимуществ:
) повышается надёжность электроснабжения потребителей;
) уменьшается требуемый резерв мощности в энергосистеме;
) улучшаются условия загрузки агрегатов благодаря выравниванию графика
нагрузки и снижению максимума нагрузки энергосистемы;
) появляется возможность более полного использования генерирующих мощностей
электростанций обусловленная различием в их географическом месторасположении по
) улучшаются технико-экономические показатели энергетики из-за возможности
использования более мощных и экономичных агрегатов;
) улучшаются условия эксплуатации энергохозяйства;
) создаются условия для оптимального управления развитием и режимами работы
энергетики в целом как подсистемы народного хозяйства страны для создания
автоматизированной системы диспетчерского управления энергосистемами (АСДУ) а
также для создания автоматизированной системы управления энергетикой как отраслью
народного хозяйства (АСУ Энергия)
Оперативное управление энергосистемами осуществляется их диспетчерскими
службами устанавливающими на основании соответствующих расчётов оптимальный
режим работы электростанций и сетей различного напряжения.
Целью курсового проектирования является приобретение навыков по
использованию методов расчета и выбора высоковольтного электрооборудования
освоение методов технико-экономического сравнения и выбора наилучшего варианта
схемы и компоновки подстанции 1106 кВ.
Задание на курсовой проект.
Согласно приведенной схеме ГПП питается от системы по двум линиям 110 кВ.
Графики нагрузки ГПП на стороне 6 35 кВ приведены в таблице1. Местоположение
подстанции характер окружающей среды и удельное сопротивление грунта приведены в
таблице 4. Мощность ТСН равна 100 кВт напряжение 380 В.Нагрузку отходящих от ГПП
линий 6 и 35 кВ принять условно одинаковой за исключением линий питающих
синхронные двигатели. Стоимость электроэнергии при расчетах принимать равной 100
Таблица 1. График нагрузки ГПП на стороне 6 35 кВ
Таблица 2. Параметры питающих линий и системы
Таблица 3. Параметры на стороне 6-35 кВ
Соотношение Соотношение
отходящих нагрузок 123 нагрузок 123
категорий на категорий на
стороне 6 кВ стороне 35 кВ
Таблица 4. Расположение ПС параметры грунта и окружающей среды
Удельное сопротивление
Рис.1 Схема электроснабжения общая
Графики электрических нагрузок подстанции.
На основании исходных данных составляются суточные графики активной
реактивной и полной мощности проектируемой подстанции.
Графики мощности на сторонах низкого и среднего напряжения строятся исходя из
данных представленных в таблицах 1 2 3. График мощности на высокой стороне
определяется исходя из того что мощность на высоком напряжении равна сумме
мощностей на низком и среднем напряжении. По суточным графикам составляются
годовые графики нагрузок по продолжительности.
Таблица 5. Суточные графики электрических нагрузок
График нагрузки о.е.
График нагрузки на стороне 6 кВ
График нагрузки на стороне 35 кВ
График нагрузки на стороне 110 кВ
Значения графика полной мощности рассчитываются исходя из графика полной
мощности и коэффициента мощности на каждой из сторон по напряжению: S i=
значения графика реактивной мощности определяются как геометрическая разность
полной и активной мощностей: Qi = S 2i P 2i .
Годовой график строится по полной мощности на стороне 110 кВ.
На протяжении всего года потребляются мощности длительностью:
S 1=488 МВА: 21365=730
S 2=439 МВА :22365=1460
S 3=391 МВА: 22365=1460
S 4 =342 МВА :25365=3650
S 5=293 МВА: 22365=1460
Определяем время наибольшей нагрузки Т нб :
Σ P iT i 45730+4051460+361460+3153650+271460
Определяем время наибольших потерь :
Σ P 2iT i 452730+405 21460+36 21460+31523650+2721460
Приводим графики активной реактивной полной мощностей по всем трем
напряжениям приводим годовой график.
Выбор типа числа и мощности трансформаторов на
Выбор трансформаторов для питания нагрузок промышленных предприятий
производится на основании расчетов и обосновании по изложенной ниже общей схеме.
Определяется число трансформаторов на подстанции исходя из обеспечения
надежности электроснабжения с учетом категории потребителей.
Намечают возможные варианты мощности выбираемых трансформаторов с
учетом допустимой нагрузки в нормальном режиме и допустимой перегрузке в случае
Определяют экономически целесообразное решение намеченных вариантов
приемлемое для данных конкретных условий.
При выборе мощности трансформаторов необходимо руководствоваться суточным
графиком нагрузки. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток и если мощность
выбрать по максимальной нагрузке то в периоды её спада трансформатор будет не
загружен т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает что
трансформатор может работать часть суток с перегрузкой если в другую часть суток его
нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции
трансформатора. Нагрузочная способность трансформатора - это совокупность
допустимых нагрузок и перегрузок.
Для подсчета допустимой систематической перегрузки заданный график
преобразуется в двухступенчатый эквивалентный график определяемый коэффициентом
начальной нагрузки и коэффициентом максимальной нагрузки.
При наличии электроприемников первой категории в объеме 20% на стороне 6 кВ и
% на стороне 35 кВ а также наличии электроприемников второй категории в объеме
% на стороне 6 кВ и 20% на стороне 35 кВ в соответствии с требованиями [1] на
проектируемой подстанции должно быть установлено два трансформатора.
Исходя из значения максимальной передаваемой мощности на стороне 110 кВ
S max110 =488 МВА намечаем два варианта:
Вариант №1: два трансформатора мощностью S ном т =40 МВА ;
Вариант №2: два трансформатора мощностью S ном т =25 МВА .
1. Проверка трансформатора мощностью 40 МВА.
Два трансформатора по 40 МВА недогружены в максимальном режиме до своей
номинальной мощности следовательно проверка на систематическую перегрузку не
Произведем проверку на допустимость аварийной перегрузки в соответствии с [2]
Для расчета допустимости аварийной перегрузки воспользуемся упрощенным
методом расчета не учитывающим предшествующую аварийной перегрузке нагрузку
трансформатора. Допустимые кратности перегрузок исходя из времени перегрузки
указаны в таблице 2 [10].
Исходя из типа охлаждения трансформатора — дутьевое температуры
охлаждающей среды — 0oC определяем допустимую перегрузку по мощности для
послеаварийного режима. Для 6 часов в послеаварийном режиме кратность перегрузки
составит 15 от номинальной мощности трансформатора. Фактическая загрузка
=122 . 12215; следовательно аварийная
трансформатора составит: К з=
перегрузка является допустимой.
Окончательно выбираем трансформатор ТДТН-40000110 со следующими
техническими характеристиками [9]:
Таблица 6.Технические характеристики трансформатора ТДТН-40000110
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
кВт кВт % Ом Ом Ом Ом Ом Ом квар
2. Проверка трансформатора мощностью 25 МВА.
Два трансформатора по 25 МВА недогружены в максимальном режиме до своей
=195 . 195>15; следовательно аварийная
перегрузка является недопустимой.
Для обеспечения допустимого коэффициента загрузки трансформатора по мощности
предлагается использовать графики аварийного отключения электроснабжения
Для большей наглядности сведем нагрузки потребителей по категорийности в одну
Таблица 7. Нагрузки потребителей по категорийности
На стороне 35 кВ МВА
Исходя из требований [1] делается вывод о допустимости временного отключения
потребителей III и II категорий.
Для обеспечения условия выдержки послеаварийной перегрузки на момент
возникновения аварии и до ее ликвидации и включения нормальной схемы
электроснабжения в момент пика нагрузок требуется отключение потребителей такой
мощности чтобы К з15 (исходя из таблицы 2 [10] для перегрузки в описанных в п. 3.1
условиях продолжительностью 24 часа). Таким образом максимально требуемое
=15 ; maxдоп =15 S max доп=1525=375 МВА
S откл =S maxS max доп =488375=113 МВА . Для обеспечения максимально-допустимой
мощности в размере 375 МВА необходимо произвести отключение всех потребителей III
категории — 977 МВА (9 МВт) и отключение потребителей II категории в объеме 153
Окончательно выбираем трансформатор ТДТН-25000110 со следующими
Таблица 8.Технические характеристики трансформатора ТДТН-25000110
3. Выбор трансформаторов на основе технико-экономического сравнения
Вопрос о целесообразности использовании того или иного варианта ГПП может
быть решен на основе технико-экономического сравнения.
При сравнении вариантов с различным уровнем надежности электрооборудования
рекомендуется пользоваться формулой приведенных затрат: 3 = РНОР К + И + У где К капитальные вложения (определяются по укрупненным показателям); Рнор - нормативный
коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов энергетики Рнор =
2); И - ежегодные издержки по эксплуатации; У - народнохозяйственный ущерб от
перерывов в электроснабжении за год.
В состав капитальных затрат трансформатора включаются все основные расходы
связанные с его приобретением доставкой и монтажом.
В состав ежегодных издержек по эксплуатации входят: амортизационные
отчисления на капитальный ремонт и восстановление (реновация); расходы на
эксплуатацию включающие в себя расходы на зарплату персонала текущий ремонт и
общеподстанционные расходы; стоимость потерь электроэнергии.
Формула для расчета ежегодных издержек имеет вид: И=Иа + Иэкс + Ип где Иа амортизационные отчисления на восстановление и капитальный ремонт определяются по
формуле Иа = Ра·К где К - капитальные вложения; Ра - норма амортизационных
отчислений (63 % для распределительных устройств и силового электротехнического
оборудования); Иэкс - расходы на эксплуатацию включающие в себя расходы на
заработную плату персонала подстанции общеподстанционные расходы и расходы на
текущий ремонт определяются по формуле Иэкс = γ · n у.е где γ = 35 руб.у.е. среднестатистический расход на эксплуатацию на одну условную единицу; nу.е. количество условных единиц [1]; Ип - составляющие издержек на покрытие потерь
Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии в трансформаторе
И п= 2 Р кЦ пмtP ххЦ пс 10 руб. где Smax - максимальная мощность нагрузки
кВА; Sном - номинальная мощность трансформатора при нормальной нагрузке кВА; Рк потери в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке кВт; Pхх - потери в стали
трансформатора при номинальном напряжении кВт; - годовое число часов
максимальных потерь ч; t - время работы трансформатора ч (включает работы в течение
всего года t = 8760 ч); Цпм Цпс - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии
соответственно в меди и стали трансформаторов коп.кВт·ч принимаются равными 20
Для расчета народнохозяйственного ущерба от перерывов в электроснабжении за
год воспользуемся методикой предложенной в [11].
Капитальные затраты для варианта №1 для двух трансформаторов (здесь и далее
расчет производится на основе данных [6] и поправочных коэффициентов):
- 25488 т. руб. - затраты на приобретение;
- 1800 т. руб. - затраты на доставку;
- 900 т. руб. - затраты на монтаж.
Капитальные затраты для варианта №2 :
- 19521 т. руб. - затраты на приобретение;
- 1400 т. руб. - затраты на доставку;
- 800 т. руб. - затраты на монтаж.
Ежегодные издержки для варианта №1:
=160574 т. руб.; И экс =n у.е. =3520=700 руб.;
И п = 2 Р кЦ пм tP ххЦ пс 102=
67812002087604320102=15225
- 160574 т. руб. - амортизационные отчисления;
- 700 руб. - эксплуатационные расходы;
- 15225 т. руб. - издержки на покрытие потерь электроэнергии.
Ежегодные издержки для варианта №2:
- 122982т. руб. - амортизационные отчисления;
- 19215 т. руб. - издержки на покрытие потерь электроэнергии.
Для варианта №1 народнохозяйственный ущерб не рассчитывается так как не
предполагается аварийного отключения потребителей.
Для варианта №2 народнохозяйственный ущерб составит:
Годовое потребление электроэнергии:
Э год =Р maxТ нб= Р отклТ нб=103805000=51900 т. кВт*ч где Роткл — отключаемая
мощность в послеаварийном режиме Тнб — время использования максимума нагрузки для
заданного предприятия.
Коэффициент вынужденного простоя: К в=
где тр - среднее время
восстановления для данного трансформатора Т тр - наработка на отказ.
=7143 1год где тр - параметр потока отказов принимаемый в
соответствии с [5]. К в=
Годовой объем недополученной электроэнергии:
Э год =Э годК в =51900049=25431 кВт*ч.
Математическое ожидание ущерба: У = Эгоду 0=254316=15259 т.руб. где у0 —
удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии для конкретной отрасли
Для удобства все расчеты сведем в одну таблицу:
Таблица 9. Технико-экономическое сравнение двух вариантов
1. Амортизационные отчисления
2. Эксплуатационные издержки
3. Издержки на покрытие потерь
Капитальные вложения
На основании технико-экономического сравнения делается вывод о
предпочтительности варианта №1.
Выбор схемы главных электрических соединений
Схема подстанции с трехобмоточными трансформаторами состоит из четырех
основных узлов: распределительного устройства высшего напряжения (РУВН); силовых
трансформаторов; распределительного устройства среднего напряжения (РУСН);
распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).
Полная схема главных электрических соединений приводится в приложении к
пояснительной записке на листе формата А1.
В данном курсовом проекте выбор электрической схемы подстанции производится
без технико-экономического обоснования. Выбранная схема подстанции должна
удовлетворять следующим требованиям предъявляемым к схемам электроустановок [9]:
соответствие электрической схемы условиям работы подстанции в энергосистеме
соответствие технологической схеме;
удобство эксплуатации
удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в
эксплуатацию трансформаторов линий
возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;
достаточная экономически оправданная степень надежности.
Так как разность мощностей двух систем к которым подключена данная подстанция
больше чем пиковая мощность нагрузки: S c1 S c2S пик ; 700600488
следовательно подстанция по перетокам мощностей является транзитной.
В соответствии с рекомендациями [8] для подстанции 100356 кВ выбирается
мостиковая схема. Распределительное устройство среднего напряжения выполняется
открытым низкого напряжения — комплектным.
Рассчитаем число отходящих линий на напряжениях 35 кВ и 6 кВ.
На напряжении 6 кВ произведем расчет числа ячеек КРУ с учетом категорийности
Из общего числа отходящих линии указанного в исходных данных и соотношения
категорийности потребителей мощности по категорийности определяем число ячеек:
- 3х2 ячееек для потребителей первой категории;
- 9+3 ячеек для потребителей второй и третьей категории;
- 1х2 ячеек резервных (по одной на секцию);
- 1х2 ячеек ТН (по одной на секцию);
- 1 ячейка секционный выключатель;
- 1 ячейка секционный разъединитель;
- 4 ячейки высоковольтного ввода (по две на секцию: одна вводной выключатель вторая перемычка).
Итого: 26 ячеек: по 13 ячеек на секцию шин.
На напряжении 35 кВ произведем расчет присоединений к секциям шин.
- 2х2 присоединения отходящих линии потребителей первой категории;
- 1+1 присоединения отходящих линий потребителей второй и третьей категории;
- 1х2 присоединения ТН (по одному на секцию);
- 2 присоединения секционного выключателя (по одному на секцию);
- 2 присоединения высоковольтного ввода (по одному на секцию).
Итого: 12 присоединений: по 6 присоединений на секцию шин.
Расчет токов короткого замыкания.
Расчет токов короткого замыкания на подстанциях производится для выбора и
проверки электрических аппаратов и токоведущих частей определения параметров
настройки релейной защиты и автоматики выбора заземляющих устройств и разрядников.
Расчетные точки КЗ выбираются на каждой ступени напряжения и у одного из
потребителей в конце линии. Принимается самый тяжелый режим работы оборудования
При расчете токов КЗ в сетях высокого напряжения делают следующие допущения:
все ЭДС источников питания считаются неизменными и совпадающими по фазе; не
учитывается влияние мелких нагрузок; не учитываются токи намагничивания
трансформаторов; не учитываются активные сопротивления переходных контактов
выключателей и коротких линий.
Расчет токов КЗ рекомендуется выполнять в относительных единицах. Схема
замещения выполняется в однолинейном виде с указанием порядковых номеров
сопротивлений элементов цепи и их величин выраженных в относительных единицах
приведенных к базисной мощности. Расчетная схема схема замещения и дальнейшее ее
приведение к простейшему виду выполняются на бумаге формата А4 и вкладываются в
пояснительную записку по тексту. На основании расчетов для каждой точки КЗ
определяются параметры: мгновенное значение ударного тока начальное действующее
значение периодической составляющей тока КЗ и действующее значение тока
установившегося режима КЗ. В принятых точках КЗ для каждого напряжения определить
расчетный ток с учетом перегрузочных способностей трансформатора.
1. Составление схемы замещения.
Расчет произведем в относительных единицах с учетом фактических коэффициентов
трансформации при базисных условиях: S б =100 МВА U бI =110 кВ . Тогда базисный
ток первой ступени и базисные ступени остальных ступеней равняются:
=0525 кА U бII = бI =
=1569 кА U бIII = бI =
Рассчитаем значения параметров схемы замещения.
Сопротивления эквивалентных энергосистем: х с1 =
S ном с1U 2бI 7001102
S ном с2U 2бI 6001102
Сопротивления линий электропередачи: х л1=
=0050 х л3= уд 32 б =
Сопротивление дуги на стороне высокого напряжения: х дв = 2 =
Сопротивления трехобмоточного трансформатора:
(u к вн+u к вс u к с н) 05(17+1056)
(u к в н+u к вс+u к с н) 05(17+105+6)
( uк внu к вс +uк сн ) 05(17105+6)
u квU 2ном S б 01081152 100
Сопротивление дуги на стороне среднего напряжения: х дс = 2 =
Сопротивление эквивалентной нагрузки со стороны среднего напряжения:
Сопротивление эквивалентной нагрузки со стороны низкого напряжения:
ЭДС эквивалентных энергосистем: Е с1 =1 E с2 =
ЭДС нагрузки со стороны низкого напряжения (при условии равенства нагрузок
отходящих линий на обеих секциях шин): S сш1 = нн =
E ннсш1=E ннсш2= с1 сш1 =
ЭДС нагрузки со стороны среднего напряжения (при условии равенства нагрузок
отходящих линий на обеих секциях шин): S сш1 = сн =
E снсш1 =E снсш2 = с1 сш1 =
Сопротивление дуги на стороне низкого напряжения: х дн =
2. Расчет тока короткого замыкания на стороне высокого напряжения.
Схема замещения для расчета токов короткого замыкания выглядит следующим
В данном курсовом проекте допустимо в расчетах учитывать ток короткого
замыкания только на одной из секций шин каждого напряжения. Расчет производится на
секции шин высокого напряжения которая запитывается по линии 2 сопротивление
которой в 33 меньше чем сопротивление линии 3 от которой запитана вторая секция
шин что обуславливает тот факт что ток короткого замыкания на первой секции будет
больше чем на второй.
Исходя из требования универсальности схемы оборудование прошедшее проверку
на динамическую и термическую стойкость устанавливаемое на первой секции шин
также должно быть установлено на второй секции шин.
Последовательно упрощаем данную схему путем преобразований известных из курса
«Теоретических основ электротехники» [5].
=0218 x 2= x л4+ x с2=0365 x 3= х л2 +х дв =0051 х 4 =х в
х 5= х н+х дн+ x ннг =7704 х 6= х с +х дс +х снг =8158 .
+ x 4=4257 E 1= c1 2
Ток короткого замыкания составит: I кзк1 =
I бI =(5037+0004)0525=265 кА .
Ударный ток короткого замыкания: i у = √ 2I
К уд= √ 226518=675 кА .
Ток расчетный максимальный рабочий: I расч =
3. Расчет тока короткого замыкания на стороне среднего напряжения.
x 1= x с+ x дс =0009 x 2= x л2+x дв + x в=0346 x 0= x с2+ x л4+ x в=0365
x= x с1+ x л1 2=0218
+ x 1=0135 E 2= 1 ннг
Ток короткого замыкания составит: I кзк2 = I бII =1141 кА .
Ударный ток короткого замыкания: i у = √ 2I (3)
кзк1К уд= √ 2114118=2905 кА .
4 Расчет тока короткого замыкания на стороне низкого напряжения.
x 1= x н+x дн=0185 x 2= x с +x снг +х дс =7528 x 3= x л2 +x дв +x в =0346
x 4 =x с1+ x л1 2=0218 x 5= x с2+ x л4 =0365 .
Ток короткого замыкания составит: I кзк3 = I бIII =1346 кА .
кзк1К уд= √ 2134618=3426 кА .
Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в одну таблицу:
Таблица 10. Значения токов трехфазного короткого замыкания
Выбор электрооборудования 110 35 6 кВ [6].
Выбор электрооборудования на каждой ступени напряжения производится методом
сравнения. При этом сравниваются номинальные параметры принятого к установке
аппарата с расчетными значениями токов напряжений в местах установки этого
электрооборудования. Условием правильного выбора является превышение номинальных
параметров относительно расчетных или их равенство. Указывается выбор всего
применяемого электрооборудования.
При выборе аппаратуры рекомендуется широкое применение комплектных ячеек с
указанием типа применяемых модулей и схемой первичных соединений.
Разрядники измерительные трансформаторы напряжения выбираются по условию
U номU сети . Для разъединителей измерительных трансформаторов тока должны
выполняться следующие условия: U номU сети I номI длит i динi уд i 2тt тB к .
Для высоковольтных выключателей добавляется условие: I ном откл I кз уст .
1. Выбор оборудования на напряжение 110 кВ.
Таблица 11. Выбор разъединителей и заземлителей
Параметры оборудования
РНДЗ-2- QSG1110630 У1 QSG10
Таблица 12. Выбор ограничителей перенапряжения
Таблица 13. Выбор высоковольтных выключателей
ВМК-1102000-20 Q1-Q2
Таблица 14. Выбор измерительных трансформаторов тока
Таблица 15. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
2. Выбор оборудования на напряжение 35 кВ.
При расчете считаем что нагрузка на отходящих линиях одинакова и для проверки
длительно-допустимым током принимается наиболее тяжелый режим — отключение
одной секции шин. При этом ток каждой линии делится поровну между всеми
По условию нагрева длительно-допустимым током выбираем алюминиевый
шинопровод прямоугольного сечения 40х4 с длительно-допустимым током 480 А.
Принимаем мощность измерительного трансформатора напряжения 1200 ВА.
Таблица 16. Выбор разъединителей
РНДЗ-2- QSG1235630 У1 QSG31
Таблица 17. Выбор ограничителей перенапряжения
Таблица 18. Выбор высоковольтных выключателей
Таблица 19. Выбор измерительных трансформаторов тока
Таблица 20. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Таблица 21. Выбор высоковольтных предохранителей
3. Выбор оборудования на напряжение 6 кВ.
Нагрузка отходящих линий считается одинаковой и равной 145 А.
Выбирается заземлитель ЗР-6Н У3.
Таблица 22. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Таблица 23. Выбор высоковольтных предохранителей
Таблица 24. Выбор ограничителей перенапряжения
Таблица 25. Выбор измерительных трансформаторов тока
Выбор комплектного оборудования.
КРУ выкатного исполнения К-66М производитель МЭЩ:
- климатическое исполнение: У3;
- номинальное напряжение: 6 кВ;
- номинальный ток сборных шин: 3150 А;
- номинальный ток выключателя: 630 А (ток отходящих линий) 3150 А (ввод);
- номинальный ток отключения выключателя 20 кА;
- трехсекундный ток термической стойкости: 20 кА;
- ток электродинамической стойкости: 51 кА;
- тип выключателя: ВБУП-10.
Таблица 26. Выбор комплектного оборудования
Выбор способа регулирования напряжения на подстанции.
Переход от одного ответвления к другому может осуществляться одним из двух
видов переключателей: ПБН работающим при снятом напряжении (без возбуждения) и
РПН осуществляющим регулирование под нагрузкой. На трансформаторе ТДТН40000110 установлено устройство РПН.
При встроенном РПН переключатель ответвлений размещается в самом баке
трансформатора. Устройства РПН выполняются со значительно большим диапазоном
регулирования чем ПБН и на большее число ступеней. Увеличение числа ступеней
увеличивает плавность регулирования и облегчает работу контакторов коммутирующих
ток нагрузки. Коэффициент трансформации может быть при необходимости изменен если
эксплуатационные условия потребуют этого. Для изменения коэффициента
трансформации предусматриваются ответвления у трансформаторных обмоток.
На рисунке изображена схема обмоток трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого
трансформатора состоит из двух частей; нерегулируемой а и регулируемой б. На
регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 7 4. Ответвления
2 соответствуют части витков включенных согласно с витками основной обмотки
(направление тока указано на рис стрелками). При включении ответвлений 1 2
коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3 4
соответствуют части витков соединенных встречно по отношению к виткам основной
обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации так как компенсирует
действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН
трансформатора является точка О. Число витков действующих согласно и встречно с
витками основной обмотки может быть неодинаковым. На регулируемой части обмотки
имеется переключающее устройство состоящее из подвижных контактов в и г контактов
К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью
обмотки а трансформатора. Нормально ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну
между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря
напряжения в реакторе также мала.
Допустим что требуется переключить устройство с ответвления 2 на ответвление 7.
При этом отключают контактор К1 (рис. в) переводят подвижный контакт в на контакт
ответвления и вновь включают контактор К1 (рис. г). Таким образом секция 7 2 обмотки
оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Значительная индуктивность реактора
ограничивает уравнительный ток который возникает вследствие наличия напряжения на
секции 7 2 обмотки. После этого отключают контактор К2 переводят подвижный контакт
г на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.
С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под
нагрузкой в течение суток выполняя таким образом требования встречного
регулирования. При встроенном РПН переключатель ответвлений размещается в самом
баке трансформатора.
Выбор оперативного тока и трансформаторов собственных
1. Выбор оперативного тока.
Оперативный ток служит для питания вторичных устройств к которым относятся
оперативные цепи защиты автоматики и телемеханики аппаратуры дистанционного
управления аварийная и предупреждающая сигнализация и др. При нарушениях
нормальной работы подстанции оперативный ток в некоторых случаях используется
также для аварийного освещения и для электроснабжения особо ответственных
механизмов собственных нужд.
Самым надежным источником питания оперативных цепей считаются
аккумуляторные батареи. Большим преимуществом их является независимость от
внешних условий что позволяет обеспечивать работу вторичных устройств даже при
полном исчезновении напряжения в основной сети подстанции.
Другим немаловажным достоинством этого источника является способность
выдерживать значительные кратковременные перегрузки необходимость в которых
возникает при наложении на нормальный режим работы аккумулятора толчковых токов
включения приводов выключателей.
На электрических подстанция находят применение как свинцово-кислотные так и
железоникелевые щелочные аккумуляторы однако технические характеристики
кислотных лучше чем щелочных.
Оперативный постоянный ток на электростанциях распределяется между
отдельными присоединениями централизованно. Вблизи от аккумуляторного помещения
устанавливается щит постоянного тока состоящего из нескольких панелей по одной для
каждой батареи каждого зарядного и подзарядного устройства. На панелях размещают
приборы и аппараты контроля и управления источниками постоянного тока а также
сборные шинки к которым присоединены эти источники и кабели питающие отдельные
участки сети оперативного тока.
Недостаток применения постоянного оперативного тока – большая стоимость как
самих аккумуляторных батарей так и сети которая при централизованном распределении
получается очень сложной и сильно разветвленной. Аккумуляторные батареи требуют
специально оборудованного помещения эксплуатация их достаточно сложна.
Источниками переменного оперативного тока являются трансформаторы
собственных нужд и измерительные трансформаторы тока и напряжения
осуществляющие питание вторичных устройств непосредственно или через
промежуточные звенья – конденсаторные устройства блоки питания или специальные
выпрямительные агрегаты.
Переменный оперативный ток распределяется децентрализованно и при его
использовании не требуется сложной и дорогой распределительной сети. Однако
зависимость питания вторичного оборудования от наличия напряжения в основной сети
необходимость в специальных аппаратах и приборах с мощной контактной системой
также недостаточная во многих случаях мощность самих источников (трансформаторов
тока и напряжения) ограничивает область использования оперативного переменного тока.
Другим недостатком переменного оперативного тока является отсутствие
универсальности источников каждый из которых имеет свою область применения.
Для проектируемой подстанции в соответствии с [10] выбирается постоянный
2. Выбор трансформаторов собственных нужд.
На подстанциях с первичным напряжением 110 кВ и выше а также на мощных
подстанциях 35 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд. Мощность
каждого трансформатора должна быть достаточной для покрытия нормальной длительной
нагрузки всех собственных нужд подстанции.
Выбор трансформаторов собственных нужд произведем с учетом их допустимой
=714 кВт . Выбираем два трансформатора ТМС-1006.
Таблица 27. Выбор трансформаторов собственных нужд.
Таблица 28. Выбор высоковольтных предохранителей
Таблица 29. Выбор разъединителя
Основные положения по автоматизации учету и измерениям.
В системах электроснабжения при наличии двух источников питания часто
целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены но не
связаны между собой каждый из них обеспечивает питание своей секции шин. Такой
режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток к.з. упростить релейную
защиту создать необходимый режим по напряжению уменьшить потери электроэнергии.
Однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более
низкой чем в замкнутых так как отключение единственного источника приводит к
прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжение потребителей
потерявших питание можно восстановить автоматическим подключением к другому
источнику питания с помощью устройства автоматического включения резерва.
Устанавливаем устройство АВР на секционном выключателе питания шин ГПП.
Большинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в
результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде нарушения изоляции во
время грозы падения деревьев набросов. Эти повреждения не устойчивы и при быстром
отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае при повторном
включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не
прекращается. Повторное включение осуществляется автоматически устройством
автоматического повторного включения. Согласно ПУЭ устройствами АПВ должны
оборудоваться воздушные и смешанные кабельно-воздушные линии всех типов
напряжением выше 1 кВ при наличии на них соответствующих коммутационных
аппаратов. Снабжаем устройствами АПВ выключатели всех отходящих линий
Пункты установки средств учета электроэнергии. Счетчики для расчета
электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется
устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности)
электроснабжающей организации и потребителя. Счетчики активной энергии на
подстанции энергосистемы должны устанавливаться: для каждой отходящей линии
электропередачи принадлежащей потребителю; для межсистемных линий
электропередачи – по два счетчика учитывающих отпущенную и полученную
электроэнергию; на трансформаторах собственных нужд; для каждого обходного
выключателя или для междусекционного выключателя.
Каждый устанавливаемый расчетный счетчик должен иметь на винтах крепящих
кожух счетчика пломбы с клеймом поверителя а на зажимной крышке – пломбу
электроснабжающей организации. Допустимые классы точности расчетных счетчиков
активной энергии должен быть не ниже 10 а счетчиков реактивной энергии должен
выбираться на одну ступень ниже.
Технический учет не является обязательным по закону он предназначен для учета
контроля и управления энергопотреблением по всей иерархии предприятия: корпус цех
участок энергоемкое оборудование. Количество точек учета зависит от структуры
предприятия его энергоприемников и определяется приведенной стоимостью одной
точки контроля ее окупаемостью. К техническому учету предъявляются пониженные
требования точности измерений.
В условиях рынка необходим высокоточный учет сводящий к минимуму участие
человека на этапах измерения сбора и обработки данных. Учет адаптируемый к
различным тарифным системам как со стороны поставщика энергоресурсов так и со
стороны потребителя. С этой целью и тот и другой создают на своих объектах
автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ). При наличии
АСКУЭ промышленное предприятие мощностью контролирует процесс
энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиком энергоресурсов
гибко переходить к разным тарифным системам (зонным тарифам). Зонные тарифы
позволяют через экономические рычаги влиять на график нагрузки и снижать суммарные
энергозатраты энергосистемы и потребителя.
В перспективе развитие производства будет сопровождаться удорожанием
энергоресурсов что обуславливает необходимость жесткого контроля ограничения и
снижения энергозатрат в себестоимости продукции. Это возможно выполнить только с
применением современных АСКУЭ.
Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных
счетчиков электроэнергии должен быть не более 05. Допускается использование
трансформаторов напряжения классов точности 01 для включения расчетных счетчиков
Допускается применение трансформаторов тока завышенным коэффициентом
трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости) если при
максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока
будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика а при минимальной рабочей
нагрузке – не менее 5%.
Молниезащита защита от перенапряжений и заземление
Одним из важных условий бесперебойной работы электрических подстанций
является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и ее
электрооборудования. Правильно выполненная молниезащита надежно защищает объект
и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. Необходимость
молниезащиты различных сооружений и установок связана с тем что при ударах молнии
на них оказывается определенное воздействие представляющее опасность как для самих
сооружений так и для находящихся в них людей.
Прямые воздействия тока молнии. К ним относятся тепловые и механические
воздействия. Вторичные проявления тока молнии – это возникновение при грозовых
разрядах электродвижущих сил и разностей потенциалов на различных металлических
конструкциях трубопроводах и проводах (внутри помещений или вблизи них) которые
не подверглись непосредственному удару молнии. К вторичным проявлениям относятся
электромагнитная и электростатическая индукция а также появление разности
потенциалов внутри зданий и сооружений вследствие заноса высоких потенциалов через
подземные и наземные металлические коммуникации (трубопроводы электрические
кабели подземные эстакады воздушные линии связи и сигнализации ЛЭП шинопроводы
Спроектировать молниезащиту территории ГПП. ГПП находится на территории
севера страны. Размеры территории ГПП: 90×75 м. Ленточный железобетонный
фундамент. Влажность грунта 10..15%
Среднегодовая продолжительность гроз в северном районе страны: nч 10 чгод.
Среднегодовое число ударов молнии в 1 км2 земной поверхности (удельная плотность
ударов молнии в землю): n= 1 1(км2год). Количество поражений молнией объекта в год:
N =(( S +6h)( L+6h)77h2 )n106=((75+612)(90+612)77122 )1106=0023
Тип зоны защиты здания при использовании стержневых и тросовых молниеотводов
- Б категория молниезащиты - III [3].
Требования по устройству молниезащиты: согласно [3] здания и сооружения III
категории по молниезащите должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса
высокого потенциала через наземные (надземные) металлические коммуникации:
Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений III категории с
неметаллической кровлей должна быть выполнена отдельно стоящими или
установленными на защищаемом объекте стержневыми или тросовыми молниеотводами.
При установке молниеотводов на объекте от каждого стержневого молниеприемника или
каждой стойки тросового молниеприемника должно быть обеспечено не менее 2
токоотводов. При установке молниеотводов на защищаемом объекте всюду где
возможно в качестве токоотводов следует использовать металлические конструкции
здания (арматуру жб конструкций колонны фермы рамы пожарные лестницы и т.д.)
при условии обеспечения непрерывной электрической связи соединений конструкций и
арматуры с молниеприемниками и заземлителями выполняемых сваркой.
Токоотводы прокладываемые по наружным стенам зданий следует располагать не
ближе чем на 3 м от входов или в местах недоступных для прикосновения людей.
В качестве заземления защиты от прямых ударов молнии во всех возможных случаях
следует использовать жб фундаменты зданий и сооружений при условии обеспечения
непрерывной электрической связи по их арматуре и присоединения ее к закладным
деталям с помощью сварки.
Для защиты от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным)
металлическим коммуникациям их необходимо на вводе в здание присоединять к
заземлителю электрических установок или защиты от прямых ударов молнии.
Таким образом согласно приведенным рекомендациям для защиты здания будут
использоваться стержневые молниеприемники (6 шт.) в качестве токоотводов - арматура
жб фундамента в качестве заземлителя - жб фундамент.
Расчет зон защиты стержневых молниеотводов. Зона типа Б. Молниеотводы
расположены по углам территории ГПП. Принята высота молниеотвода h=25 м.
Порядок расчета стержневых молниеотводов:
h=hа + hх – полная высота молниеотвода где hа – активная высота молниеотвода;
hх1=1135 м hх2=55 м – высота защищаемого объекта; р=1 при h ≤ 30 м
Д=121 м – диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах.
hа ≥ 1218·1 = 15125 м.
H = 1135 + 15125 = 26475 м. Принимаем высоту молниеотвода 30 м.
Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h150м
представляет собой конус с высотой
и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования:
rх = (11 – 0002h)(h – hх085);
rо = (11 – 0002·30)·30 = 312 м;
rх1 = (11 – 0002·30)·(30– 1135085)= 173 м.
rх2 = (11 – 0002·30)·(30 – 55085)= 245 м.
Два молниеотвода одинаковой высоты находящихся друг от друга на расстоянии
hL13h (27L1=903·27=90) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между
молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет
hс = hо – (017 + 3·10 -4h)(L1 – h)
hс = 255 – (017 + 3·10 –4 ·30)(90 – 30) = 1476 м
rсх1 = 312 (1476 – 1135) 1476 = 721 м
rсх2 = 312 (1476 – 55) 1476 = 196 м
hL13h (20L1=753·30=90)
hс = 255– (017 + 3·10 –4 ·30)(75 – 30) = 175 м
rсх1 = 312 (175 – 1135) 175 = 1096 м
rсх2 = 312 (175 – 55) 159 = 2355 м
Таким образом выполняется основное условие защищенности здания высотой hx=12
м с надежностью соответствующей надежности зоны типа Б – выполняется неравенство
rcx > 0 для всех попарно взятых соседних молниеотводов. Следовательно высота
молниеотвода выбрана верно. На рисунке показана схема молниезащиты ГПП.
Молниеотводы состоят из молниеприемника несущей конструкции токоотвода и
заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии.
Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока
и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной
стали любого профиля сечением не менее 100 мм2 при длине не более 25 м. Несущая
конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод объединяет все элементы
молниеотвода в единую жесткую механически прочную конструкцию. В энергетике
получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными
железобетонными и металлическими опорами.
Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для
пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он
рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия связанные с
прохождением по нему тока молнии. Токоотводы у молниеотводов с деревянными
опорами изготовляются различного профиля с сечением рассчитанным для прохождения
полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6 мм 2
угловую сталь сечением не менее 48 мм2 и толщиной стенки 4 мм.
Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из
требований грозоупорности ЭУ сопротивления заземлителей не должны превосходить 1015 Ом.
Соединение отдельных частей токоотвода между собой с молниеприемником и с
заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии
токоотводы окрашиваются.
2. Защита от перенапряжений.
Перенапряжением называется кратковременное повышение напряжения до
значения опасного для изоляции электрооборудования. Перенапряжения возникают
вследствие электромагнитных колебательных процессов вызванных изменением режима
работы электрических цепей и при разрядах молнии. Главную опасность в электрических
установках напряжением 1 220 кВ представляют возникающие при грозовых разрядах
атмосферные перенапряжения.
В настоящее время рекомендуется для защиты от перенапряжений применять
ограничители перенапряжения типа ОПН.
Ограничитель перенапряжений нелинейный (ОПН)— это элемент защиты без
искровых промежутков. Активная часть ОПН состоит из легированного металла при
подаче напряжения он ведет себя как множество последовательно соединенных
варисторов. Принцип действия ОПН основан на том что проводимость варисторов
нелинейно зависит от приложенного напряжения. При отсутствии перенапряжений ОПН
не пропускает ток но как только на участке сети возникает перенапряжение
сопротивление ОПН резко снижается чем и обуславливается эффект защиты от
перенапряжения. После окончания действия перенапряжения на выводах ОПН его
сопротивление опять возрастает. Переход из «закрытого» в «открытое» состояние
занимает единицы наносекунд (в отличие от разрядников с искровыми промежутками у
которых это время срабатывания может достигать единиц микросекунд). Кроме высокой
скорости срабатывания ОПН обладает еще рядом преимуществ. Одним из них является
стабильность характеристики варисторов после неоднократного срабатывания вплоть до
окончания указанного времени эксплуатации что кроме прочего устраняет
необходимость в эксплуатационном обслуживании.
Типы ОПН выбраны в п 6.1-6.3 места их установки показаны на прилагающемся
3. Расчет заземления подстанции.
Так как данный курсовой проект не предусматривает расчета токов однофазных
замыканий и однофазных коротких замыканий условно зададим значения этих токов.
= 189 A I э= л воз = 6200 =343 А где
На стороне 6 кВ: J з = л воз =
l воз - произвольно задаваемая длина электрически связанных ЛЭП.
На стороне 110 кВ: ток однофазного КЗ 1000 А.
Дополнительно используем в качестве заземления система тросы-опоры с
сопротивлением 11 Ом.
Для стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления 05 Ом. Для стороны 10 кВ
=3644Ом где расчетное напряжение на
заземляющем устройстве Uрасч принято равным 125 В так как заземляющее устройство
используется также и для установок подстанции напряжением до 1000 В.
Таким образом в качестве расчетного принимается сопротивление rзм = 05 Ом.
Сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается с учетом
=109 Rи = 1 =0917 Ом .
использования системы тросы-опоры:
Удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя составляет 1000 Ом м.
Повышающие коэффициенты к для горизонтальных протяженных электродов при глубине
заложения 08 м равны 45 и соответственно 18 для вертикальных стержневых электродов
длиной 2 - 3 м при глубине заложения их вершины 05 - 08 м.
Расчетные удельные сопротивления: для горизонтальных электродов ρгориз = 45х100 = 450
Ом м; для вертикальных электродов ρверт= 18х100 = 180 Ом м.
Определяется сопротивление растеканию одного вертикального электрода - уголка
длиной 25 м при погружении ниже уровня земли на 07 м по формуле:
) где d= d yэд= 095; b = 095 t =07 +
2 = 195 м; Rво =572Ом
Определяется примерное число вертикальных заземлителей при предварительно
принятом коэффициенте использования К ивзм = 06 :
Определяется сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полосы 40х4
мм ) приваренных к верхним концам уголков. Коэффициент использования
соединительной полосы в контуре К игзм при числе уголков примерно 100 и отношении
Сопротивление растеканию полосы по периметру контура (l = 330 м):
Уточненное сопротивление вертикальных электродов: Rв =
Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте
использования К и г зм = 052 : n=
Окончательно принимается 112 уголков.
Дополнительно к контуру на территории устраивается сетка из продольных полос
расположенных на расстоянии 08-1 м от оборудования с поперечными связями через
каждые 6 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и въездов а также
по краям контура прокладываются углубленные полосы. Эти неучтенные горизонтальные
электроды уменьшают общее сопротивление заземления проводимость их идет в запас
Определение капитальных затрат на сооружение
Для определения капитальных затрат на сооружение и ежегодных издержек на ее
эксплуатацию рекомендуется пользоваться формулой приведенных затрат:
Определение капитальных затрат по укрупненным показателям (смета затрат).
Таблица 30. Смета затрат
Монтажа и материалов Строительной части Полная
И а =0063794641=500624 тыс.руб. ;
И э =35(2009+24240+10480+222)=52423 тыс.руб ;
И =500624+52423+15225=104008 тыс.руб .
Приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию ГПП равны:
З=012794691+104008=199371 тыс.руб .
В ходе выполнения работы были изучены основы проектирования главной
понижающей подстанции электроснабжения промышленного предприятия. Основное
внимание было уделено технико-экономическому сравнению двух вариантов мощностей
трансформаторов установленных на подстанции и выбору подстанционного
В учебном задании допускалось использовать упрощенные методики выбора
мощности трансформаторов расчетов заземляющего устройства грозозащиты.
Кроме инженерных расчетов в пояснительной записке приведены основные
сведения об автоматизации подстанции ведении на ней учета электроэнергии и
Список использованной литературы.
Правила устройства электрических установок: Все действующие разделы ПУЭ-6 и
ПУЭ-7 - Новосибирск: Сиб.унив.изд-во 2010.
ГОСТ 14209-97. Трансформаторы силовые масляные общего назначения.
Допустимые перегрузки.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.122-87.
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций А.А. Васильев И.П.
Крючков Е.Ф. Наяшкова и др. - М.: Энергия 1980.
Переходные процессы в электроэнергетических системах: учебник для вузов И.П.
Крючков В.А. Старшинов Ю.П. Гусев М.В. Пираторов. - М.: Издательский дом МЭИ
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования Неклепаев Б.Н. Крючков В.П. –
М.: Энергоатомиздат 1989.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. - М.: ИД «ФОРУМ»:
Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок Ю.Н. Балаков М.Ш.
Мисриханов А.В. Шунтов. - М.: Издательский дом МЭИ 2006.
Справочник по проектированию электрических систем Под ред. С.С.Рокотяна
И.М.Шапиро. М.: Энергоатомиздат 1985.
Мотылев О.Ф. Методические указания к курсовому проектированию для
студентов специальности 140.211 О.Ф. Мотылев; ТГТУ каф. Электроснабжения и
электротехники. - Тверь 2008.
Горбачев Г.Ф. Методические указания по выполнению расчетно-графической
работы по дисциплине «Надежность электроснабжения» Г.Ф. Горбачев; ТГТУ каф.
Электроснабжения и электротехники. - Тверь 2010.