Реконструкция ГТЭС 20 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН

начало.pdf

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
020465 "ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
Заведующий кафедрой ЭС
(Фамилия имя отчество)
Реконструкция ГТЭС 20 МВт. Разработка
технических мероприятий по экслуатации силовых трансформаторов ТДТН.
Консультанты дипломного проекта:
Наименование раздела
доц. к.т.н. Тютин А.В.
Безопасность жизнедеятельности
Экономика и организация производства
Исходные данные к дипломному проекту
) Материалы преддипломной практики
) Методические материалы кафедры
) Технические данные: пст Т-1(Xс=0126; lc=56 км)
ст.преодаватель Казьмина Г.В.
доц.к.т.н. Пономарева Н. A.
Содержание пояснительной записки к дипломному проекту
) Реконструкция ГТЭС 20 МВт
)Разработка технических мероприятий по эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН
Перечень графического материала
) Разрез и план присоединения линии 110 кВ и шинных аппаратов. Чертеж общего вида_
) Релейная защита трансформатора ТДТН-40000110356 кВ. Схема электрическая
Дипломный проект состоит из четырёх частей охватывающих теоретический материал и расчеты. Объём дипломного проекта -
В связи с реконструкцией участка сети спроектирована газотурбинная
электростанция мощностью 20 МВт. Произведён выбор силового оборудования и выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания на основании которого произведён выбор коммутационных
аппаратов и токоведущих частей.
В специальной части разработаны технические мероприятия по
эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН.
идентификация негативных факторов произведен анализ воздействия
негативных факторов на человека выявлены технические и организационные
меры по снижению негативных факторов. Представлен расчет пожарной
рассмотрены вопросы связанные с чрезвычайными ситуациями на ГТЭС.
Произведен расчет основных технико-экономических

ПЗ3 - копия.pdf

Реконструкция ГТЭС 17
1 Общая характеристика проектируемой станции и обоснование
реконструкции силового оборудования 17
1.2 Выбор схемы реконструируемой ГТЭС 19
2 Выбор электрооборудования проектируемой ГТЭС-20мВт. 26
2.1 Выбор генераторов 26
2.2 Выбор силовых трансформаторов блока 26
3 Расчет токов короткого замыкания. 28
3.1 Расчет параметров элементов схемы замещения. 29
3.2 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К1. 32
3.3 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К4 35
3.4 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К1. 38
3.5 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К4. 43
3. 6Расчет токов короткого замыкания с помощью программного
комплекса TKZ-3000. 44
4 Выбор электрических аппаратов 46
4.1 Выбор и проверка выключателей ОРУ-110кВ. 48
4.2. Выбор и проверка разъединителей ОРУ-110кВ 51
4.3 Выбор и проверка выключателей ОРУ-35кВ. 52
4.4 Выбор и проверка разъединителей ОРУ-35кВ 55
4.5 Выбор и проверка выключателей ЗРУ-6кВ 56
4.6 Выбор и проверка разъединителей ЗРУ-6кВ. 59
4.7 Проверка трансформаторов тока присоединений ОРУ-110 кВ в цепи
4.8 Выбор трансформаторов тока 35 кВ. 63
4.9 Выбор трансформаторов напряжения ОРУ-110кВ 67
4.10 Выбор трансформаторов напряжения 35 кВ 68
5. Проверка сборных шин. 70
5.1. Проверка сборных шин ОРУ-110кВ. 70
5.2. Выбор ошиновки ОРУ 110кВ 72
5.3. Проверка сборных шин ОРУ-35кВ. 72
5.4 Выбор и проверка ошиновки на ОРУ 35 кВ 73
5.5 Выбор кабельной линией цепи генератора. 74
6. Релейная защита трехобмоточного трансформатора 110356 кВ. 74
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТДТН 79
1 Основные параметры трансформаторов 79
2 Эксплуатационные режимы трансформаторов. 80
2.1Расчет допустимых перегрузок трансформатора ТДТН-40000-110-У1
по суточному графику нагрузок. 84
3 Условия включения трансформаторов на параллельную работу. 90
4 Сушка активной части силового трансформатора. 92
5 Признаки неисправности работы силовых трансформаторов при
6 Определение коэффициента трансформации 102
7 Проверка группы соединения обмоток 106
8 Измерение потерь холостого хода при малом напряжении 109
9 Опыт холостого хода трансформатора опыт короткого замыкания
трансформатора при номинальном напряжении 112
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 120
1 Негативные факторы на ГТЭС и меры по их снижению 120
2 Чрезвычайные ситуации 121
3 Угроза поражения молнией 129
Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию подстанции 110356
1. Основы методики оценки эффективности инвестиций 130
2. Определение капитальных вложений в развитие сети 137
3 Расчет эксплуатационных затрат на передачу и распределение
Список литературы 152
020465.Д12.007.01.00.ПЗ
020465.Д12.007.01.00.ЭЗ
020465.Д12.007.02.00.ВО
020465.Д12.007.03.00.ВО
ГТЭС 20 МВт.Разрез и план
присоединения Т1 110 кВ и
шинных аппаратов. Чертеж
020465.Д12.007.04.00.ЭЗ
ГТЭС 20 МВт. Релейная
Защита трансформатора
ТДТН-40000110356 кВ.
принципиальная цепей
020465.Д12.007.05.00.ЭЗ
ГТЭС 20 МВт. Габаритный 1
чертеж трансформатора
020465.Д12.007.06.00.ВО
Сушка трансформатора в
своем баке под вакуумом.
020465.Д12.007.07.00.ВО
Сушка трансформатора
020465.Д12.007.08.00.Э5
020465.Д12.007.09.00.ВО
Пояснительная записка
присоединения линии 110 кВ и
Схема подключения приборов.
Ведомость дипломного
Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов
и мощным топливно-энергетическим комплексом который является базой
развития экономики инструментом проведения внутренней и внешней
политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом
определяет ее геополитическое влияние.
электрической и тепловой энергии во многом определяющая устойчивое
развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование
потенциала электроэнергетической отрасли установление приоритетов и
параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста
экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс
электроэнергетической
необходимым фактором успешного экономического развития России.
Энергетической стратегией
политики государства в электроэнергетике:
- надежное снабжение экономики и населения страны электрической и
- сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы
России ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого
развития электроэнергетики на базе современных технологий;
- снижение вредного воздействия на окружающую среду.
Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в
высокоавтоматизированный
электростанций электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства
объединенных единым технологическим циклом и централизованным
оперативно-диспетчерским управлением.
Установленная мощность электростанций зоны централизованного
электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 2108 млн.
кВт из них мощность тепловых электростанций составляет 1424 млн. кВт
(68 процентов суммарной установленной мощности) гидроэлектростанций и
суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 235 млн.
кВт (11 процентов суммарной установленной мощности).
Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях
России составляет 821 млн. кВт или 39 процентов установленной мощности
всех электростанций в том числе на тепловых электростанциях - 574 млн.
кВт или 40 процентов их установленной мощности а на гидравлических 247 млн. кВт или более 50 процентов их установленной мощности.
Введено в эксплуатацию с 1990 по 2007 год преимущественно на
тепловых электростанциях 246 млн. кВт новых мощностей.
К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых
электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по
техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации
устаревшее оборудование на 517 млн. кВт установленной в настоящее время
мощности в том числе на тепловых электростанциях -477 млн. кВт и на
атомных - 4 млн. кВт.
В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес
газа в период с 2001 по 2006 год в топливном балансе отрасли увеличился с
9 процента до 681 процента а доля угля снизилась с 267 процента до 253
(магистральные) сети обеспечивающие целостность функционирования
Единой энергетической системы России и распределительные сети с
Высоковольтная сеть в европейской части Единой энергетической системы
России в основном сформирована на основе линий электропередачи
напряжением 330 - 750 кВ в то время как в остальной части Единой
напряжением 500 кВ промышленно осваивались сети напряжением 1150 кВ.
Протяженность электрических сетей напряжением 110 - 1150 кВ всех
объединенных энергетических систем по состоянию на 31 декабря 2006 г.
составила (в одноцепном исчислении) более 4422 тыс. км. Суммарная
установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на
понизительных подстанциях по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила
около 6969 млн. кВА.
Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время
составляет в среднем 405 процента в том числе оборудования подстанций 634 процента.
электрической части ГТЭС-20 МВт на базе существующей подстанции
0356 Т-1. Дипломный проект состоит из двух разделов.
В первом разделе необходимо спроектировать главную электрическую
Во втором разделе нужно разработать технические мероприятия по
эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН.
реконструкции силового оборудования
ГТЭС-20 МВт предполагается строить на базе существующей
подстанции 110356 кВ. Схема подстанции приведена на Рисунке 1.1.
- ОРУ–110кВ- с двумя рабочими системами шин;
- ОРУ–35кВ- с одной секционируемой системой шин;
- ЗРУ–6кВ- с двумя рабочими системами шин;
оборудование и аппараты:
- два силовых трансформатора связи типа ТДТН-20000110
- два трансформатора собственных нужд типа ТМ-1806.
- выключатели типов: МКП-110М; ВГЭБ-35-125-630 УХЛ1;
- разъединители типов: РЛНД-1-110600; РНДЗ-2-110600; РГ.2.351100УХЛ1; РГ.1б.-351100УХЛ1; РКВЗ.2-102000; РКВЗ.1а-102000;
- трансформаторы напряжения типов: НКФ-110кВ; НАМИ-35УХЛ1;
- трансформаторы тока типов: ТВДМ-110М; ТВ-35кВ; TPU-40.23;
- ОПН типов: РВС-110; ОПНTEL-3540.5-550УХЛ1; ОПН-РТTEL66.9 УХЛ
Рисунок 1.1 - Cхема действующей подстанции.
1.2 Выбор схемы реконструируемой ГТЭС
В соответствии с заданием на дипломное проектирование в состав
основного оборудования введены два блока ГТУ общей мощностью 20 МВт.
Схема реконструируемой ГТЭС 20 МВт с установленными ГТУ
приведена на рисунке 1.2.
В состав каждого модуля ГТЭС входит:
- газотурбинную установку типа ГТЭ-009М
- турбогенератор типа ТФЭ-10-2(3х2)6000УЗ
- регенератор типа РВП-2200-02
- котел-утилизатор типа КУВ-232(20)-170М
- водогрейный котел КВ-Г-23.3-170.
Назначенный ресурс ГТЭ-009М (150000 часов) обеспечивается
относительно низкой тепловой и механической напряженностью основных
узлов и деталей и в компрессорной части использованием проверенного в
длительной эксплуатации прототипа компрессора (ГТН-9). Основные
характеристики установки ГТЭ-009М представлены в таблице 1.1
Таблица 1.1 - Характеристики установки ГТЭ-009М
Мощность электрическая
Степень сжатия в компрессоре
Температура газов на входе в турбину 0С
Температура газов на выходе в турбину 0С
Число ступеней компрессора
Число ступеней турбины
КПД газотурбинной установки( при
Диапазон автоматического регулирования%
Время до набора номинальной мощности от
режима холостого хода мин.
Межремонтный периодчас
Рисунок 1.2 - Принципиальная схема ГТЭС 20 МВт
Ресурс элементов горячего тракта – пламенных труб камер сгорания и
облопачивания турбины при использовании современных материалов и
технологий – оценивается величиной не менее 50000 часов и может быть
увеличен по техническому состоянию при эксплуатации.
Конструкция ГТУ позволяет выполнить контроль радиальных
зазоров и подбалансровку ротора без вскрытия турбогруппы.
Рисунок 1.3 - Турбогенераторы типа ТФЭ-10-2(Зх2)6000УЗ
Газотурбинная установка сопрягается с турбогенератором мощностью
МВт типа ТФЭ-10-2(3х2)6000УЗ с замкнутым воздушным охлаждением
возбуждения с воздушным охлаждением общего назначения предназначены
для выработки электроэнергии при сопряжении с газовой турбиной
турбогенератора приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Характеристики турбогенератора
Номинальная активная мощность кВт
Коэффициент мощности
При снижении температуры охлаждающего воздуха до 150С
турбогенератор допускает повышение активной мощности до 11700 кВт. Для
охлаждения воздухоохладителей электрогенераторов предусматривается
замкнутая система с установкой модульных агрегатов воздушного
охлаждения(градирен).
Рекуперативный воздухоподогреватель РВП-2200-02 предназначен для
повышения тепловой экономичности установки ГТЭ-009М.
Заложенные в конструкцию РВП оригинальные технические решения
позволяют получить существенную экономию в масса и габаритах РВП и его
обвязки по сравнению с аналогичными изделиями других производителей
при сохранении высокой степени регенерации. Организация выхода газов из
РВП вверх без применения дополнительного поворотного участка
выхлопного газохода позволяет сократить габариты главного корпуса.
Основные характеристики РВП приведены в таблице 1.3
Таблица 1.3 - Характеристики РВП
Масса конструкции(без теплоизоляции)кг
Максимальная температура выхлопных газов
турбины на входе в РВП 0С
Степень регенерации %
Регулирование тепловой мощности
Рисунок 1.4 - Рекуперативный воздухоподогреватель
Котел-утилизатор КУВ-232(20)-170М предназначен для утилизации
тепла газов после газотурбинного агрегата ГТЭ-009М. Номинальная
мощность КУ при отключенном по воздуху рекуператоре составляет 232
Котел-утилизатор на входе газов подсоединен к выходному фланцу
рекуперетора. На выходе за КУ установлена дымовая труба с дождевой
заслонкой. Используется многоствольная дымовая труба. Водогрейный
котел-утилизатор имеет следующие особенности:
- Применены эффективные поверхности
оптимальным ленточным спиральным оребрением минимального
теплопроизводительности
встроенным байпасом с регулирующим клапаном позволяющим
регулировать расход газов проходящих мимо поверхностей нагрева
КУ в диапазоне от 0 до 100%;
Котел-утилизатор рассчитан на пропуск воды в диапазоне от 220 до 530
тч что позволяет использовать его при различных температурных графиках
регулирования отпуска тепла(от 11570 0С до 17080 0С). Внешний вид котла
представлен на рисунке 1.5
Рисунок 1.5 - Котел-утилизатор
Водогрейный котел КВ-Г-233-170 обеспечивает покрытие пиковых
нагрузок и резервирование отпуска тепла при использовании подаваемого
отпуска тепла при использовании подаваемого на площадку газа при
давлении 12 МПа и от второго ввода газа от городского газопровода низкого
или среднего давления. Котел может работать на пропан-бутане.
Рисунок 1.6 - Котел КВ-Г-233-170
Котел КВ-Г-233-170 предназначен для установки в здании ГТ ТЭЦ-М
в качестве дополнительного источника тепла. Котел имеет номинальную
теплопроизводительность
0 МВт(20 Гкалч) обеспечивает подогрев
воды от 80 до 1700С работает с постоянным расходом воды 220 тч на всех
нагрузках. На котле устанавливается автоматизированная горелка. Диапазон
теплопроизводительности. На ГТ ТЭЦ-М устанавливается два таких котла
между котлами-утилизаторами.
2 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ
2.1 Выбор генераторов
Принимаем к установке 2 турбогенератора типаТЭФ-10-2(3x2)6000У3.
Данный генератор имеет две обмотки статора. Основные технические
характеристики генераторов приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4. - Технические характеристики генераторов
cosφ ном x”dполн x”d1об
2.2 Выбор силовых трансформаторов блока
Блочные трансформаторы распространяются с данной газотурбиной
установкой ГТЭ-009М ввиду особенностей ее конструкции.
В виду особенностей конструкции газотурбиной установкой ГТЭ009М блочный трансформатор является составной частью ее комплектации.
Питание собственных нужд газотурбиной установки на напряжении 6кВ так
же осуществляется от данного трансформатора. Основные технические
характеристики генераторов приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 - Технические характеристики трансформатора
3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
Для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей станции
необходимо знать величины токов короткого замыкания (ТКЗ). Для
определения расчетных токов коротких замыканий необходимо ввести
последовательностей в виде таблиц. На основе схемы изображенной на рис
2. и задания составляются схемы замещения прямой (СЗПП) и нулевой
последовательности (СЗНП). На рисунках у каждого элемента в виде дроби
приведены: в числителе – значения индуктивных сопротивлений схемы
замещения в знаменателе – активных сопротивлений.
Для расчета параметров элементов схемы замещения в относительных
единицах с приближенным приведением задаются следующие параметры:
-базовая мощность Sб 1000 МВА;
- базовые напряжения Uб1= 115кВ; Uб2= 37кВ; Uб3= 6.3кВ; Uб4= 3кВ
Вычислим базовые токи:
3.1 Расчет параметров элементов схемы замещения.
Схема замещения ГТЭС включает следующие элементы:
- линии связи с системой
- блочные трансформаторы
5 (U квс U ксн U квн ) Sб
(Uквн Uквс Uксн ) Sб
(Uквн Uксн Uквс ) Sб
- трансформаторы подстанции ТДТН 40
5 (U квс U ксн U квн ) S б
- трансформаторы подстанции ТДТН 20
Рисунок 1.7 - Схема замещения прямой последовательности.
3.2 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К1.
По рисуноку 1.7 отбросив элементы не обтекаемые током короткого
замыкания составляем схему. Преобразовав схему на рисунке 1.7 к точке КЗ
получим радиальную схему представленную на рисунке 1.8.
Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:
r22 r1 r3 r6 0 034 0 002 0 003 0 04;
r23 r8 r9 r12 0 034 0 002 0 003 004;
Рисунок 1.8 - Промежуточная схема преобразования.
Поскольку определён состав ветвей и для каждой из них найдены
индуктивное x*б и активное r*б сопротивления можно приступить к
заполнению левой части таблицы 1.7 используя формулы:
i yi 2 K yi I"i i a 2 I" I n t I"i
- ударный ток ветви.
Таблица 1.7 - Расчёт трёхфазного КЗ в точке К1.
Точка К1 трехфазное КЗ Uб = 115 кВ Iб = 5.02 кА = 0.07 с tоткл = 0.18 с Sб = 1000 МВА
3.3 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К4.
По рисунку 1.9 отбросив элементы не обтекаемые током короткого
замыкания составляем схему (рисунок. 1.10) для которой определим
значения сопротивлений:
Рисунок 1.9 - Сворачивание схемы замещения прямой
последовательности относительно точки К4.
Рисунок 1.10 - Промежуточная схема преобразования .
r30 к 4 r22 1 08 0 04 0 043;
r32 к 4 r24 1 08 0 031 0 034;
Таблица 1.8 - Расчёт трёхфазного КЗ в точке К4.
Точка К4 трехфазное КЗ Uб = 37 кВ Iб = 15.604 кА = 0.07 с tоткл = 0.18 с Sб = 1000 МВА
3.4 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К1.
Этот расчёт выполняется при условии x 0 x1 т.к. ток однофазного
КЗ в этом случае больше трёхфазного и является расчётным при проверке
выключателей на коммутационную способность. Здесь
эквивалентные сопротивления прямой и нулевой последовательности
полученные путём преобразования соответствующих схем замещения по
отношению к точке КЗ.
Расчёт параметров СЗНП.
Сопротивления в основном такие же как и на рисунке 1.7. Исключение
составляют сопротивление линий и систем.
Значения сопротивлений указанных элементов следующие:
r020 r021 (rпог 015) 2б (0133 015)
элементов примем равными сопротивлениям прямой последовательности.
Рис. 1.11 - Схема замещения нулевой последовательности.
Алгоритм преобразования СЗНП следующий:
x0K1 = x03 x06 (x012 x09)(x013
) x014 x015 (x018 x017)
) r014 r015 (r018 r017)
r0K1 = r03 r06 (r012 r09)(r013
Сворачиваем СЗПП (рисунок 1.8.)
Составим комплексную схему замещения (КСЗ) рисунок.1.12 путем
добавления x (r ) к соответствующей результирующей СЗПП полученной
при расчете токов трехфазного КЗ:
x x2K1 x0K1 0 2 0 41 0 61
r r2 K 1 r0K 1 000004 0 012 0012
т.к. r2K 1 принято равным r1K 1 .
Рисунок 1.12 - Комплексная схема замещения.
r47 Kr r24 2 0031 0063;
r45 r46 Kr r22 2 004 008;
Для упрощения комплексной схемы замещения многолучевая звезда (рисунок.
12) преобразуется в многоугольник и получается радиальная схема замещения
представленная на рисунке. 1.13.
Рис. 1.13 - Радиальная схема замещения.
4 (r1K1 r0 K1 ) 314 (0 012 0 00004)
Результаты расчёта представлены в левой части таблицы 1.8. Правую
часть таблицы заполняем аналогично правой части таблицы 1.7.
Таблица 1.9 - Расчёт однофазного КЗ в точке К1.
Uб = 115кВ Iб = 502кА
Продолжение таблицы 1.9 - Расчёт однофазного КЗ в точке К1.
3.5 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К4.
Рисунок. 1.15 - Схема замещения нулевой последовательности.
Так как сети напряжением 61035кВ выполнены с изорванной
нейтралью то в точке К4 значение тока однофазного КЗ не
превышать 10А согласно ПУЭ. Такой малый ток КЗ практически не влияет
на загрузку генераторов. При однофазных замыканиях на землю в сетях с
искажается поэтому потребители включенные на междуфазные напряжения
продолжают работать нормально.
Схема замещения прямой последовательности для точек К1 К3 К4
представлена на рисунке 1.16
Рисунок 1.16 - схема замещения прямой последовательности
Схема замещения нулевой последовательности для точек К1 К3 К4
представлена на рисунке 1.17
Рисунок 1.17 - Схема замещения нулевой последовательности
При любом режиме КЗ и превышении тока на выходе ТПЧ не
более 2-х кратного номинального тиристорные ключи выпрямителя
принудительно и одновременно открываются что приводит к
возникновению КЗ на входе и выходе ТПЧ. Поэтому схема замещения
прямой последовательности для точки К2 будет отличной.
Рисунок 1.18 - Схема замещения прямой последовательности для
Данные СЗПП и СЗНП вносятся в программу ТКЗ в виде таблиц
составленных на основании выше приведенных схем замещения.
Результаты расчетов приведены в приложениях. Сопоставление
результатов ручного и машинного расчетов приведено в таблице 1.10.
Таблица 1.10 - Результаты ТКЗ
Ручной расчет Машинный
4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
Выбор выключателей выполняется по следующим параметрам:
- номинальное напряжение аппарата должно быть больше или равно
напряжению установки U уст U ном ;
- номинальный ток аппарата должен быть больше или равен току
максимальному нагрузки; I ma
- ток отключения должен быть больше или равен току расчётному
- ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше
или равен ударному току I уд I дин ;
- термическая стойкость аппарата должна быть выше или равна
термической стойкости рассчитанной для точки короткого замыкания
где В к - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчёту;
среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической
стойкости) по каталогу; t тер -длительность протекания тока термической
стойкости по каталогу с.
Выбор разъединителей выполняется:
по напряжению установки: U уст U ном ;
по электродинамической стойкости: I уд I дин ;
по термической стойкости: Bк
Так как разъединитель стоит в одной цепи с выключателем то расчётные
величины для него те же что и для выключателя.
Трансформатор тока выбирают:
по напряжению установки U уст U ном ;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току
установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости:
где К эд - кратность электродинамической
стойкости по каталогу; I 1ном - номинальный первичный ток трансформатора
тока; iдин - ток электродинамической стойкости.
Вк (кт I1ном ) 2 t тер ;
где Вк - тепловой импульс по расчёту; к т - кратность термической
стойкости по каталогу; t тер - время термической стойкости по каталогу; I тер ток термической стойкости;
по вторичной нагрузке Z 2 расч Z 2 ном
где Z 2 -вторичная нагрузка трансформатора; Z 2 ном - номинальная
допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Трансформаторы напряжения выбираются:
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по вторичной нагрузке S 2 S ном
где S ном - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом
следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединённых в
звезду принимается суммарная мощность всех трёх фаз а для соединённых
по схеме открытого треугольника – удвоенная мощность одного
трансформатора; S 2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле
присоединённых к трансформатору напряжения ВА.
4.1 Выбор и проверка выключателей ОРУ-110кВ.
К установке в цепях всех присоединениях ОРУ-110кВ применяем
элегазовые выключатели типа ВЭБ-110-402500 УХЛ1. Параметры
выключателей приведены в таблице 1.11.
Таблица 1.11 - Параметры выключателя ВЭБ-110кВ
Номинальное напряжение UнQ
Наибольшее рабочее напряжение Umax
Номинальный ток отключения Iно
Наибольший пик предельного сквозного тока iпс
Действующее значение сквозного тока Iпс
Наибольший пик номинального тока включения iнв
Действующее значение номинального тока
Ток термической стойкости Iтс
Время термической стойкости tтс
Время отключения tво
Собственное время отключения tсв
Размерность Значение
Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве
расчётного для этой проверки примем ток однофазного КЗ т.к. он больше
трёхфазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Iп и
апериодическую ia составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов
t рз мин t св 0 01 0 035 0 045 с.
Согласно таблице 1.9 I п 25017 кА iа 36981 кА.
Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:
- нормированное процентное содержание составляющей в токе
т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве
расчётного для этой проверки принимают трёхфазное КЗ (таблица 1.7).
Необходимо проверить выполнение условия Вк доп Вк расч . Допустимый
тепловой импульс определяемый по параметрам выключателя
B к д о п I т2 с t т с 5 0 2 3 7 5 0 0 кА2 с .
Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ
– суммарные токи (таблица 1.7)
t н о т к л t р з m a x t в о 0 1 0 0 5 5 0 1 5 5 с
tрз мах=01 с – время действия резервных релейных защит.
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ
Т а э 25 03352 0 05 313 338кА2 с
Ta э I i Ta i I i'' - эквивалентная апериодическая
составляющая всех ветвей питающих точку КЗ.
Вк расч Вк п Вк а выполним проверку на
термическую стойкость:
В к р а сч 97147 313 338 410 485 кА 2 с ;
00 кА 2 с 410 485 кА 2 с
т. о. условие проверки на термическую стойкость выполнено.
Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет
производится при трехфазном КЗ (таблица 1.7):
I пс 50 кА I 250335 т. е. условия проверки выполнены.
Проверка на включающую способность. В данном случае расчет
производится по трехфазному КЗ т. к. ток при нем больше (таблица 1.7):
I нв 50кА I 25 0335кА;
i y 2 K у I 2 1869 25 0335 66168кА
т.е. условия проверки выполнены.
Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины
сведем в таблицу 1.12.
Таблица 1.12 - Параметры выключателя и расчётные величины.
Параметры выключателя
Расчётные величины для
I ноткл 1 Н 95 46 кА
Вк расч 410485 кА 2 с
4.2. Выбор и проверка разъединителей ОРУ-110кВ.
К установке принимается разъединитель наружной установки типа
SGF 123q-4000. Его номинальные параметры расчётные величины в его цепи
и соотношения между ними приведены в таблице 1.13.
Таблица 1.13 - Параметры разъединителя и расчётные величины.
Параметры разъединителя
выбора разъединителя
В к доп I т2 с t тс 7500 кА 2 с
В к расч 410 485 кА 2 с
Соотношения табличных и расчётных параметров показывают что
выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
4.3 Выбор и проверка выключателей ОРУ-35кВ.
К установке в цепях всех присоединений ОРУ-35кВ применяем
элегазовые выключатели типа ВГТ-35II-503150УХЛ1. Параметры
выключателей приведены в таблице 1.14.
Таблица 1.14 - Параметры выключателя ВГТ-35II-503150УХЛ1
расчетного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ. Для этого вида КЗ
необходимо знать периодическую Iп и апериодическую ia составляющие
тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:
Согласно таблице 1.8 I п 7834 кА
расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (таблица 1.8).
B к доп I т2 с t т с 50 2 3 7500 кА2 с .
– суммарные токи (таблица 1.8)
t н откл t рз max t во 01 0 055 0155 с
Т а э 7 834 2 0 482 29 581кА 2 с
Ta э I i'' Ta i I i'' - эквивалентная апериодическая
В к расч 9 514 29 581 39 095 кА 2 с
00 кА 2 с 39 095 кА 2 с т. о. условие проверки на
термическую стойкость выполнено.
производится при трехфазном КЗ (таблица 1.8):
I пс 50кА I '' 7834кА т. е. условия проверки выполнены.
Проверка на включающую способность:
I нв 50кА I '' 7834кА
iнв 127 5 кА i y 27 367 кА
сведем в таблицу 1.15.
Таблица 1.15 - Параметры выключателя и расчетные величины.
Расчетные величины для
I ноткл 1 Н 98995 кА
В к до п I т2 с t т с 3200 кА 2 с
Вк расч 39095 кА 2 с
4.4 Выбор и проверка разъединителей ОРУ-35кВ.
РДЗ-СЭЩ 35 кВ. Его номинальные параметры расчетные величины в его
цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.16.
Таблица 1.16 - Параметры разъединителя и расчетные величины.
В к до п I т2 с t т с 1 2 0 0 кА 2 с
Вк расч 39093 кА 2 с
Соотношения табличных и расчетных параметров показывают что
4.5 Выбор и проверка выключателей ЗРУ-6кВ.
К установке в цепях всех присоединений ЗРУ-6кВ применяем
вакумные выключатели типа VD4 1231-40. Параметры выключателей
приведены в таблице 1.17.
Таблица 1.17 - Параметры выключателя VD4 1231-40
Согласно таблице 1.8 I п 29325 кА
B к доп I т2 с t т с 40 2 3 4800 кА2 с .
Т а э 7 834 2 0 0482 41 45 кА 2 с
В к расч 98 852 41 45 140 302 кА 2 с
00 кА 2 с 140 302 кА 2 с т. о. условие проверки на
I пс 40кА I '' 29325кА т. е. условия проверки выполнены.
I нв 40кА I '' 29325кА
iнв 100 кА i y 58 725 кА
сведем в таблицу 1.18.
Таблица 1.18 - Параметры выключателя и расчетные величины.
В к д оп I т2 с t т с 4800 кА 2 с
Вк расч 140302 кА 2 с
I ноткл 1 Н 79196 кА
4.6 Выбор и проверка разъединителей ЗРУ-6кВ.
К установке принимается разъединитель типа РВРЗ.2-104000. Его
номинальные параметры расчетные величины в его цепи и соотношения
между ними приведены в таблице 1.19.
Таблица 1.19 - Параметры разъединителя и расчетные величины.
В к д оп I т2 с t т с 2 0 1 6 4 кА 2 с
4.7 Проверка трансформаторов тока присоединений ОРУ-110 кВ в
трансформаторы тока типа ТВГ-110-5Р-6005 и ТВГ-110-02-6005 с
классами точности 5Р и 02S. Соответствующие расчётные величины для них
такие же как и для выключателей.
Номинальные параметры трансформаторов тока расчётные величины
в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.17.
Таблица 1.17- Параметры трансформаторов тока и расчетные величины.
выбора трансформатора
Параметры трансформатора тока
Таким образом выбранный трансформатор тока удовлетворяет
условиям выбора и проверки.
Рассмотрим подробнее выбор трансформатора тока по классу
точности для наиболее загруженного трансформатора тока: Z 2 расч Z 2 ном .
Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля
соединяющего трансформатор тока с подключенными к нему приборами.
Допустимое сечение кабеля определим по формуле
– номинальная вторичная нагрузка (12 Ом);
Sпр – мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;
rк – сопротивление контактных соединений (при числе приборов
более трех rк = 01 Ом);
lрасч – расчетная длина контрольного кабеля зависящая не только от
реальной его длины но и от схемы соединения трансформаторов;
– удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди
Для определения мощности потребляемой приборами в цепи
трансформаторов тока необходимо определить потребляемую каждым
присоединения в цепи трансформаторов тока приведено в таблице 1.18.
Таблица 1.18- Перечень и параметры приборов линейного присоединения в
цепи трансформаторов тока .
Счетчик активнореактивной Меркурий
На основе таблицы 1.18 определим:
- сопротивление приборов
- допустимое сечение кабеля
Примем к установке кабель КВВГ с медными жилами сечением 4 мм2.
Определим сопротивление выбранного кабеля
Определим вторичное расчетное сопротивление
z2 расч = 0525 + 048 + 01 = 1105 Ом .
Из сравнения видно что условие проверки по классу точности
шиносоединительного выключателя и стороны ВН трансформатора связи в
цепи трансформаторов тока приведено в таблице 1.19 и таблице 1.20.
Таблица 1.19- Перечень и параметры приборов в цепи трансформаторов тока .
Таблица 1.20- Перечень и параметры приборов в цепи трансформаторов тока .
Вторичная нагрузка трансформаторов тока меньше чем в цепи
линейного присоединения поэтому выбранный трансформатор тока
принимаем к установке для всех данных присоединений.
4.8 Выбор трансформаторов тока 35 кВ.
Принимаем к установке трансформатор тока типа TВ-35-3-6005
номинальным напряжением Uном = 35 кВ ≥Uру = 35 кВ
номинальным током I1н = 600 А вторичным номинальным током I2н = 5А с
классом точности вторичных обмоток 1 с номинальной вторичной нагрузкой
в классе 1 Z2H = 08 Ом.
электродинамическую и термическую стойкость. Расчетные величины для
трансформатора тока такие же как и для выключателя т.к. устанавливаются в
Выбор трансформатора тока по классу точности сводится к выполнению
Выполнение этого условия сводится к выбору
сечения контрольного кабеля соединяющего трансформатор с
подключенными к нему приборами.
где z2н – номинальная вторичная нагрузка (08 Ом);
– сопротивление приборов подключенных к трансформатору;
rк – сопротивление контактных соединений (при числе приборов более
реальной его длины но и от схемы соединения трансформаторов тока;
– удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди = 00283
прибором мощность. Перечень и параметры приборов присоединения
стороны СН трансформатора связи в цепи трансформаторов тока приведено
Таблица 1.21 – Результаты определения мощности приборов
На основе таблицы 1.21 определяем:
Принимаем к установке кабель типа АКВВГ с алюминиевыми жилами
Определим вторичные расчетные сопротивления
z2расч = 042+ 04 + 01 = 092 Ом .
Номинальные параметры расчетные величины в его цепи и
соотношения между ними приведены в таблице 1.22
Таблица 1.22 - Параметры трансформатора тока и расчетные величины
Bкдоп=I2тс* tтс = 1200KA2C
Таким образом выбранный трансформатора тока удовлетворяет
условиям выбора и проверки в данной цепи.
Перечень и параметры приборов линейного присоединения в
цепи трансформаторов тока приведено в таблице 1.23.
Таблица 1.23 – Результаты определения мощности приборов присоединения.
присоединения стороны СН трансформатора связи поэтому выбранный
трансформатор тока принимаем к установке для всех данных присоединений.
4.9 Выбор трансформаторов напряжения ОРУ-110кВ
Определим набор приборов для каждой группы присоединений и
произведем подсчет мощности по активной и реактивной составляющим [2
Таблица 1.24 - Выбор приборов подключенных к ТН
с.362-368 табл.4.11].
Полная суммарная потребляемая мощность:
S 2 P22 Q22 88 082 148 2 89315 B A .
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора
напряжения типа НКФ–110–58У1 [2 с.336] с номинальной мощностью в
S2н = 1200 ВА >S2 = 89315 ВА т.е. условие проверки по классу
точности выполняется.
4.10 Выбор трансформаторов напряжения 35 кВ
S 2 P22 Q22 31 2 2 37 2 48399 B A .
напряжения типа НАМИ-35-ухл1 [2 с.336] с номинальной мощностью в
S2н = 1080 ВА >S2 = 48399 ВА т.е. условие проверки по классу точности
Таблица 1.25 - Результаты определения мощности приборов
5. ПРОВЕРКА СБОРНЫХ ШИН.
5.1. Проверка сборных шин ОРУ-110кВ.
На ОРУ – 110 кВ установлены для каждой фазы шин сталеалюминевые
провода 2×АС – 24056 с номинальным сечением 241 мм и суммарным
допустимым током 610 А.
Проверка на электродинамическую стойкость заключается в проверках
на схлестывание проводов разных фаз и определение расстояний между
дистанционными распорками проводов одной фазы.
Проверка на схлестывание производится при i у 50 кА.
Из расчетов токов КЗ определим расчетный сверхпереходной ток
Определяется усилие междуфазного взаимодействия
Определяется вес 1м погонной длины токопровода:
g 1.1 9.8 m1 1.1 9.8 2 (1.9 0.517) 52.11H
Зададимся максимальной расчетной стрелой провеса провода h=2.5 м
где h – максимальная стрела провеса провода в пролете м;
tэк – время действия релейной защиты.
2 b 0.2 h 0.2 2.5 0.5 м
Допустимое отклонение провода:
где d – диаметр провода м;
aдоп – допустимое расстояние между соседними фазами м;
т.е условие проверки выполняется.
Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому
взаимодействию не производится так как фазные провода не расщеплены.
Проверка по условиям коронного разряда.
Радиус провода в см:
Максимальное значение начальной критической напряженности эл.
m-коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода
принимаем для многопроволочных проводов равным 0.82
Среднее геометрическое расстояние между проводами фаз в см:
Dср 1.26D 1.26 0.95 100 119.7см
D-расстояние между соседними фазами в см.
07 23.869 0.9 30.4 т.е условие проверки выполняется.
5.2. Выбор ошиновки ОРУ 110кВ
Выбор сечения производится по экономической плотности тока
которая зависит от вида проводника и числа часов использования
максимальной нагрузки в году.
Экономическое сечение:
Примем для ошиновки провод АС-24056 с сечением по алюминию 241 мм2 и
допустимым током 610А.
5.3. Проверка сборных шин ОРУ-35кВ.
На ОРУ – 35 кВ установлены для каждой фазы шин сталеалюминевые
провода АС – 24032 с номинальным сечением 241 мм и суммарным
Проверка шин на схлестывание не производится т.к при
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как
шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе
Максимальное значение начальной критической напряженности
электрического поля:
где m-коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода
07 5.61 0.9 32 т.е условие проверки выполняется.
5.4 Выбор и проверка ошиновки на ОРУ 35 кВ
Выбор сечения производится по экономической плотности тока которая
зависит от вида проводника и числа часов использования максимальной
Примем для ошиновки провод АС-24032 с сечением по алюминию 241 мм2 и
5.5 Выбор кабельной линией цепи генератора.
Выбираем кабель марки ПвВнг U=3кВ четырехжильный с изоляцией
из сшитого полиэтилена.
Определяем экономическое сечение
Применяем трехжильный кабель ПвВнг2( 3x240) Iдоп.ном=440
поправочный коэффициент k2=087 тогда
I доп k2 I доп.ном 087 440 3828 A 356 A
Для проверки по термической стойкости кабеля определяем тепловой
(tотк Т а сх ) I пОс
Т а сх 2 I пОс Т а сх
Минимальное сечение по термической стойкости
С=94 для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена и медными жилами
Так как qmin 222864 мм2 то принимаем кабель сечением 3x240мм2.
6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРЕХОБМОТОЧНОГО
ТРАНСФОРМАТОРА 110356 КВ.
Основные защиты. Эти защиты реагируют на все виды повреждений
трансформатора или автотрансформатора ( в дальнейшем объекта) и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени. К
основным защитам относятся:
а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью а также от
многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной
б) газовая защита от замыканий внутри кожуха объекта сопровождающихся выделением газа а также при резком понижении уровня масла;
в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (добавочный трансформатор синхронный компенсатор участки ошиновки).
Резервные защиты. Эти защиты резервируют основные защиты и
реагируют на внешние КЗ действуя на отключение с двумя выдержками
времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из
сторон низшего напряжения (обычно той где установлена защита) со второй
- все выключатели объекта. Резервные защиты от междуфазных повреждений
имеют несколько вариантов исполнения:
а) МТЗ без пуска по напряжению:
б) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
в) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при
г) дистанционные защиты автотрансформаторов.
Резервные защиты от замыканий на землю выполняются в виде МТЗ
нулевой последовательности.
Защиты действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на
землю на стороне низшего напряжения (НН) работающей в режиме с изолированной нейтралью; эта защита применяется при наличии синхронного
компенсатора или когда возможна работа с отключенным выключателем на
стороне низшего напряжения;
б) МТЗ от симметричного перегруза для трансформаторов с односторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если одна из
обмоток имеет мощность 60% то защита от перегруза устанавливается и на
этой стороне) для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов
с двухсторонним питанием защита от перегруза устанавливается на каждой
стороне объекта а для автотрансформаторов еще и на стороне нулевого вывода общей части обмотки; защита выполняется с токовым реле в одной фазе
и независимой выдержкой времени действующей на сигнал. Уставки выбираются также как и для генератора при симметричном перегрузе;
в) газовая защита действующая на сигнал при медленном выделении
Трехобмоточные трансформаторы мощностью 40 МВА оборудуются
автоматическими установками пожаротушения. Поскольку пуск системы автоматического пожаротушения осуществляется только на отключенном
трансформаторе в данной схеме предусмотрена цепь фиксирующая отключенное состояние поврежденного трансформатора.
Для трансформаторов мощностью 40 МВА оборудованных устройся
вами обнаружения пожара с действием на сигнал при возникновении пожара
цепь фиксирующая отключенное состояние трансформатора не используется.
Защиты от внешних многофазных КЗ выполнены в виде токовой направленной защиты обратной последовательности и дополнительной к ней
максимальной токовой защиты с пуском напряжения от трехфазных КЗ дистанционной защиты максимальной токовой защиты с комбинированным
пуском напряжения стороны низшего напряжения питаемой от трансформа-
торов тока на стороне низшего напряжения встроенных в бак трансформатора и максимальных токовых защит с комбинированным пуском напряжения.
Цепи напряжения защиты включаются на фазные напряжения (относительно нулевой точки системы) трансформатора напряжения TV1 типа
НТМИ 35. Трансформатор напряжения такого типа в отличие от трансформатора напряжения 110 кВ типа СРВ 123 не имеет вывода от одной из фаз вторичных обмоток соединенных в разомкнутый треугольник. В связи с этим
невозможно выполнить подключение КРБ-12 панели дистанционной защиты
типа ПЭ2105 аналогично тому как это выполняется при использовании
трансформатора напряжения 110 кВ. Необходимое подключение цепей напряжения в данном случае выполняется в соответствии с указанной схемой и
обусловлено отсутствием отдельных выводов цепей напряжения у КРБ-12 в
панели типа ПЭ2105. При этом цепи тока дистанционной защиты включаются таким образом чтобы обеспечивалось включение реле сопротивления на
В схеме предусмотрены защиты от неполнофазных режимов возникающих при отключении не всеми фазами выключателей трансформатора
0 кВ в предположении что эти выключатели оборудованы пофазным приводом.
Защита срабатывает если появление тока 3I0 сопровождается действием реле контроля непереключения фаз соответствующего выключателя предусмотренного в его схеме управления. Время действия защиты отстроено от
действия реле контроля непереключения фаз что необходимо поскольку последним может быть ликвидирован неполнофазный режим в случае отказа
одной или двух фаз выключателя при его включении.
Приведено описание существующей подстанций характеристики её
характеристики газовой турбины ГТЭ-009М.
Произведён выбор силового оборудования ГТЭС 20 МВт.
Выполнен расчет токов КЗ на распределительных устройствах 110 и 35
кВ. Уровни токов КЗ составили на 110 кВ: I (3) 25 033 кА I (1) 18592 кА ; на
кВ: I (3) 7834 кА . Погрешность ручного расчета и на ЭВМ не
распределительных устройств. К установке приняты на ОРУ 110 кВ:
выключатель – ВЭБ-110-402500; разъединитель – SGF 123q-4000;
трансформатор напряжения – НКФ-110-58У1; на ОРУ 35 кВ: выключатель
ВГТ-35II-503150УХЛ1;
трансформатор тока – TВ-35-3-6005
трансформатор напряжения –
Выполнена проверка токоведущих частей. К установке приняты ОРУ 110
кВ – АС-24056 ОРУ 35 кВ – АС-24032.
Рассмотрена релейная защита трансформатора ТДТН 20000-110356кВ.
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО
ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТДТН
Силовые трансформаторы установленные на электростанциях и
подстанциях предназначены для преобразования электроэнергии с одного
напряжения на другое без изменения передаваемой мощности. Наибольшее
распространение получили трехфазные трансформаторы так как потери в
них на 12-15% ниже а расход активных материалов и стоимость на 20-25%
меньше чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же
Трансформатором используемом на подстанции являются ТДТН 40110 У1.
Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция
Н - регулирование напряжения под нагрузкой;
000 - номинальная мощность кВ·А;
0 - класс напряжения обмотки ВН;
У1 - климатическое исполнение и категория размещения.
1 Основные параметры трансформаторов
К основным параметрам силового трансформатора относятся
номинальные мощность напряжение и ток: напряжение КЗ; ток ХХ; потери
Номинальной мощностью трансформатора называется указанное в
заводском паспорте значение полной мощности на которую непрерывно
может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места
установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении.
Номинальные напряжения обмоток - это напряжения первичной и
вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного
трансформатора – это его линейное (междуфазное) напряжение. При работе
трансформатора под нагрузкой и подведении к зажимам его первичной
обмотки номинального напряжения напряжение на вторичной обмотке
меньше номинального на величину потери напряжения в трансформаторе.
Коэффициент трансформации трансформатора k определяется отношением
номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений:
В трехобмоточных трансформаторах определяется коэффициент
трансформации каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и СН; СН и НН.
2 Эксплуатационные режимы трансформаторов.
Нормальный режим работы трансформатора - это режим при
котором параметры трансформатора не отклоняются от номинальных более
чем допустимо в соответствии со стандартами и техническими условиями.
напряжения частоты нагрузки и при номинальных условиях места
установки и охлаждающей среды оговоренных соответствующим ГОСТ или
техническими условиями.
изготовителем на щитке.
Температура верхних слоев масла при нормальной нагрузке
трансформатора и максимальной температуре охлаждающей среды (среднесуточнная температура охлаждающего воздуха +300С) не должна превышать
следующих максимально допустимых величин;
а) +950 С - в трансформаторах имеющих естественное масляное
охлаждение (М) или дутьевое охлаждение (Д);
б) +750С - в трансформаторах имеющих циркуляционное охлаждение с
принудительной циркуляцией масла и воздуха (ДЦ) если в технической
условиях на трансформаторе заводом-изготовителем не оговорена
При изменении охлаждающей среды.
Трансформаторы с принудительной циркуляцией масла (охлаждения
ДЦ) должны работать как правило с включенными маслонасосами
вентиляторами дутья вне зависимости от нагрузки.
Для трансформаторов с системой охлаждения ДЦ допускается работа :
а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной
нагрузкой в течении 10 минут или в режиме холостого хода в течении 30
мин. Если по истечении указанного времени температура верхних слоев
масла не достигла +800 С то допускается дальнейшая работа с номинальной
нагрузкой до достижения температуры верхних слоев масла +80 0С - для
трансформаторов мощностью до 250 МВА но не более одного часа.
б) при полном или частичном отключении вентиляторов но с сохранением
циркуляции масла - работа со сниженной
температуре верхних слоев масла не выше +450 С.
При неисправности маслонасоса отключить маслонасос разобрать
В зимнее время температура верхних слоев масла при работе
трансформаторов не должна падать ниже +100С во избежание ухудшения
охлаждения обмоток вследствии повышения вязкости масла.
При изменении напряжения.
Допускается продолжительная работа трансформаторов при
мощности не более номинальной при напряжении на любом ответвлении
обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления.
При этом напряжении на любой обмотке должно быть не выше
наибольшего рабочего
Наибольшее рабочее напряжение кВ
У трансформаторов (автотрансформаторов) имеющих устройство
регулирования напряжения под нагрузкой переключение ответвлений
производится дистанционно.
О произведенных переключениях ответвлений дежурный персонал
делает запись в специальный журнал и оперативный журнал.
Нейтрали автотрансформаторов должны быть заземлены наглухо.
Для защиты электрооборудования (автотрансформаторов) вместо
вентильных разрядников соответствующего класса напряжения установлены
ограничители перенапряжения нелинейные типа ОПН.
Ограничители представляют собой аппараты опорного типа которые
состоят из высоконелинейного резистора заключенного в фарфоровую
герметизированную покрышку.
возникновении перенапряжения в сети через ограничители протекает
резисторов в результате чего величина перенапряжения снижается до
уровня безопасного для изоляции защищаемого оборудования.
ОПН к «земле» подсоединен с помощью ножа заземления. В нормальной
работе нож заземления должен быть включен.
Нож заземления можно размыкать только для замеров с помощью
изолирующей штанги применяемой при обслуживании электроустановок
напряжением до 10 кВ.
Параллельно ножу заземления установлен защитный нелинейный
резистор используемый для измерения тока проводимости ограничителя под
рабочим напряжением.
Допустимые перегрузки.
Для всех трансформаторов и автотрансформаторов в зависимости от
мощности графиком нагрузки и временем года могут быть допущены
систематические и аварийные перегрузки. Систематические
трансформаторов допускаются в зависимости от характера суточного
графика температуры охлаждающей среды и недогрузки в летнее время.
Таблица 2.1 - Допустимая продолжительность перегрузки трансформаторов
Нагрузка Допустимая продолжительность перегрузки (ч-мин) при
в долях повышении температуры верхних слоев масла над температурой
воздуха перед перегрузкой oC:
Продолжение Таблицы 2.1
Аварийные перегрузки допускаются в исключительных случаях при
выходе из строя одного из работающих трансформаторов или
по суточному графику нагрузок.
Риcунок 2.1 – Суточный график нагрузки
На исходном графике нагрузки трансформатора выделим пиковую
часть из условия Sпик Sср и проведём линию номинальной мощности
трансформатора Sном она же линия относительной номинальной нагрузки
К = 1. Выделим на графике участок перегрузки продолжительностью h’.
Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбиваем
на т интервалов tj а затем определяем значения S1 S2 Sm.
Рассчитаем коэффициент начальной нагрузки К1
S12 t1 S 22 t 2 S m2 t m
где Sн1 – начальная нагрузка МВА;
S1 S2 Sm – значения нагрузки в интервалах t1 t2 tm.
Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбиваем на р
интервалов hp в каждом интервале а затем определим значения
Рассчитаем предварительное превышение перегрузки эквивалентного
графика нагрузки в интервале h =h1+ h2 + + hр по формуле
S1 2 h1 S 2 2 h2 S p 2 h p
Полученное значение К2t сравниваем с Кmax =136 (рис. 2.1) исходного
графика нагрузки: К2t 09 Кmax = 122. Принимаем К2t = 123 и корректируем
продолжительность перегрузки по формуле
Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при
условии что наибольшая температура обмотки +140
в верхних слоях +95 0С и износ изоляции за время
максимальной нагрузки такой же как при работе трансформатора при
постоянной номинальной нагрузке когда температура наиболее нагретой
точки не превышает +108 0С [1].
По полученным значениям
К1 = 078 и h = 1235 ч при средней
температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = 2900 0С
П.I определяем допустимое значение перегрузки К пдоп = 101.
Трансформатор неможет систематически перегружаться по данному графику
нагрузки т.к. К2t = 123.
Номинальная мощность силового трансформатора находится из
основании выполненного расчёта
трансформаторы с номинальной мощностью 40000 кВА.
Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки
определим по формуле (2.6)
графика нагрузки по формуле (2.3)
Полученное значение К2t сравниваем с Кmax =113 (рис. 2.1) исходного
графика нагрузки: К2t 09 Кmax = 101. Принимаем К2t = 110 и корректируем
продолжительность перегрузки по формуле (2.4)
Допустимая систематическая перегрузка за счёт неравномерности
суточного графика составит Кдоп = 113 по 1 П.табл.I при h = 400 ч
уточнённом значении Кз1 = 079 и средней температуре охлаждающей среды
за время действия графика охл = 2900 0С. Следовательно такая перегрузка
При отключении одного трансформатора мощностью 40000 кВА
Допустимый коэффициент аварийной перегрузки Kав.доп=121 найдём по 1
П.табл.H.1 в зависимости от h = 400 ч при средней температуре
охлаждающей среды за время действия графика охл = 2900 0С.
Следовательно такая перегрузка допустима.
Годовой график нагрузок трансформатора ТДТН-40000-110-У1
приведен на риcунок 2.2
Риcунок 2.2. Годовой график нагрузок ТДТН-40000-110-У1
Рассчитанные параметры сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2- Параметры перегрузки трансформатора
Расчет допустимой систематической перегрузки для S=40000кВА
Максимальный коэффициент загрузки
Коэффициент начальной нагрузки
Коэффициент перегрузки
Продолжительность перегрузки
Принятый коэффициент перегрузки
Принятая продолжителность перегрузки
Коэффициент допустимой перегрузки при
k1=0.79h=4.00 ч и tохл=290С
Систематическая перегрузка допустима
Расчет допустимой аварийной перегрузки
Коэффициент допустимой перегрузки при Kдоп
Аварийная перегрузка допустима
3 Условия включения трансформаторов на параллельную работу.
Параллельная работа трансформаторов с распределением нагрузки
пропорционально номинальным мощностям возможна :
при равенстве их первичных и вторичных напряжений;
при равенстве напряжений короткого замыкания;
тождественности групп соединений.
автотрансформаторов а также трансформаторов с автотрансформаторами.
У трансформаторов имеющих разные номинальные напряжения или
разные коэффициенты трансформации напряжения на зажимах вторичных
обмоток не одинаковы. При включении таких трансформаторов на
параллельную работу в замкнутых контурах каждой пары первичных и
разностью вторичных напряжений трансформаторы будут загружаться
уравнительным током даже в режиме холостого хода. При работе под
нагрузкой уравнительный ток наложится на ток нагрузки. Уравнительный
ток загружая обмотки трансформаторов увеличивает потери энергии в них и
снижает суммарную мощность подстанции. Поэтому разность вторичных
напряжений при включении трансформаторов на параллельную работу
должна быть минимальной. Отклонения по коэффициенту трансформации
допускаются в пределах ± 05% номинального значения.
Напряжение короткого замыкания uk является постоянной для
каждого трансформатора величиной зависящей исключительно от его
конструкции. Нагрузка между трансформаторами распределяется прямо
пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям
различными напряжениями короткого замыкания
трансформатор с меньшим uk примет на себя большую нагрузку. Неравенство
uk приводит к недогрузке одного трансформатора и перегрузке другого.
Допускается включение на параллельную работу трансформаторов с
отклонениями uk на основном ответвлении не более чем на ± 10 %. Такое
допущение связано с технологией изготовления трансформаторов т.е. в
отступлении в размерах обмоток влияющих на uk.
3.1Порядок подготовки к включению.
Включение в работу трансформаторов после капитального ремонта
после окончания всех работ испытаний и после записи
в книгу распоряжений
или в оперативный журнал
начальника смены разрешения на включение трансформатора.
тщательный осмотр всего присоединения трансформатора от шинных
разъединителей или рубильника другого распределительного устройства.
Во время осмотра проверяется аппаратура трансформаторов чистота и
посторонних предметов
автотрансформатора открытие крана на трубе к расширителю и кранов к
После осмотра всех присоединений трансформатора снимаются
переносные заземления и проверяются мегаомметром на напряжение
002500 В сопротивление изоляции обмоток.
Сопротивление изоляции считается недостаточным если оно
снизилось по сравнению с ранее замеренным на 50 % и более.
При снижении изоляции трансформатора более чем на 50 %
сравнению с ранее имевшим место необходимо выяснить причину
снижения и в случае необходимости произвести сушку.
После ремонта связанного с перестановкой трансформатора с одного
места на другое с заменой обмоток с присоединением новых или
пересоединением старых кабелей при работах со съемом шин и т.д.
необходимо проверять фазировку.
4 Сушка активной части силового трансформатора.
Об увлажненности обмоток трансформатора и возможности ввода его
в эксплуатацию судят по комплексу данных измерения и условиям хранения
и монтажа трансформатора.
Сушка изоляции трансформаторов состоит в том что искусственно
создаются условия при которых влага перемещается из внутренних слоев
изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду.
от конкретных условий
трансформатора подлежащего сушке наличия оборудования для сушки)
сушка активной части трансформаторов может производиться одним из
а) в стационарном сушильном шкафу под вакуумом 700-750 мм рт. ст.;
б) в специальной камере без вакуума;
в) в своих баках индукционным нагревом;
г) в своих баках нагревом токами нулевой последовательности;
д) инфракрасным излучением вне бака.
Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки показана
на рисунке 2.1. При сушке изоляции сухим воздухом активную часть
трансформатора посещают в хорошо утепленную и защищенную внутри от
возгорания камеру. Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и
удаляется через вытяжное отверстие унося с той пары воды. Температура
входящего в камеру воздуха должны быть не выше 105°С и выходящего не
ниже 80-90°С. Контроль за температурой ведется по термометрам.
Количество воздуха подаваемого в камеру за 1 мин. должно быть в 15 раза
больше объема камеры.
Рисунок 2.3 – Сушка трансформатора в камере при помощи
термометры; 7–термопары на обмотке.
Наибольшее распространение в эксплуатации получил индукционный
способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла
выделяющегося в стенках бака от вихревых токов. Вихревые токи
индуктируются специальной намагничивающей обмоткой наматываемой на
Для сушки активную часть опускают в совершенно сухой бак; в
терморезисторы; все отверстия в баке тщательно уплотняют; стенку бака
утепляют асбополотном или стеклотканью; снаружи под теплоизоляцией
устанавливают на бак с таким расчетом чтобы в нежней части находилось
-65% общего числа витков а остальные в верхней части. Такое
расположение обмотки обеспечивает равномерный нагрев активной части.
мощностью 560-1000 кВА напряжением 380 В. Дно бака прогревают
электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100105°С
трансформаторов 110 кВ оно составляет 30-40 ч для трансформаторов 220500 кВ – 60-80 ч. Схема сушки изображена на рис 2.2
Рисунок 2.4 – Схема сушки трансформатора в своем баке под
Обозначения на рисунке 2.4: 1–теплоизоляция бака; 2–витки
индукционной обмотки; 3–охладительная колонка; 4–вакуумные насосы; 5–
фильтр для очистки подсасываемого воздуха; 6–бачок для слива масла; 7–
После проверки работы вакуумной системы подают напряжение на
индукционную обмотку включают печи донного подогрева и температуру в
баке доводят до +100°С. Затем включают вакуумные насосы (4) и открывают
кран через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух
забираемый из поддонного пространства через фильтр (5). Подсос воздуха
регулируют с таким расчетом чтобы вакуум в баке не поднимался выше
03 МПа (для трансформаторов 110 кВ и ниже).
Для ускорения сушки режим нагрева чередуют со сжатием вакуума и
быстрым охлаждением верхних слоев изоляции чтобы создать перепад
температур между внутренними и внешними слоями изоляции. Контроль за
термометров и вакуумметра (7) производят измерения сопротивления
изоляции мегомметром на 2500 В. Сушка считается законченной если
устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса
угла диэлектрических потерь при неизменной температуре а также
прекращается выделение влаги и в охладительной колонке. После этого
нагрев прекращают температуру в баке понижают до +80-85°С и
трансформатор заполняют сухим маслом под вакуумом. Через 6-10 часов
когда изоляция пропитывается маслом активную часть вскрывают для
осмотра и подпрессовки обмоток так как изоляция при сушке усыхает.
Сушка под вакуумом в собственном баке.
Для. уменьшения требуемой мощности нагрева на 30-40% бак утепляется
Под дно бака ставятся электронагреватели из расчета 15 -30 кВтм2
поверхности дна трансформатора.
Мощность нагрева определяется по формуле:
h =6 (м) - высота бака; =27 (м) - периметр бака; p (кВтм2) -
удельные потери на 1 м2 поверхности бака.
трансформаторов кроме
p =25кВтм2 для трансформаторов со встроенным
Нагревательная обмотка может быть одно- или трехфазная.
Расчет однофазной обмотки
где U =220 (В) - напряжение; =27(м) - периметр бака; A (-) –
коэффициент значение которого равно: при
p =15 А =16; при p =25 А
Для трехфазной обмотки расчет следующий (см. схему трехфазной
обмотки на рис.2.3).
Обмотка состоит из трех отдельных фаз. Число витков первой и третьей
обмоток равно у второй обмотки число витков несколько меньше:
Токи в обмотках вычисляются следующим образом: для однофазной
для трехфазной обмотки
Рисунок 2.5. – Индукционный нагрев трансформатора
cos = 07; если обмотка укладывается прямо на бак без воздушного зазора;
5 - если предусматривается воздушный зазор 20-40мм. Напряжение: для
однофазной обмотки - 220 В; для трехфазной обмотки - 380 В.
Низкий коэффициент мощности может быть компенсирован шунтовыми
емкостями величина которых вычисляется по формуле:
где U (В) - напряжение обмотки.
5.1 Перегрев трансформатора
) Перегрузка трансформатора. Необходимо проверить нагрузку
трансформатора. У трансформаторов с постоянной нагрузкой перегрузку
можно установить по амперметрам у трансформаторов с неравномерным
графиком нагрузки – путем снятия суточного графика по току.
Следует также иметь в виду что трансформаторы допускают
нормальные перегрузки зависящие от графика нагрузки температуры
окружающей среды и недогрузки в летнее время. Кроме того допускаются
аварийные перегрузки трансформаторов независимо от предшествующей
нагрузки и температуры охлаждающей среды.
трансформатора и масла над температурой охлаждающей среды воздуха или
воды не должны превышать нормативных значений. Если указанные
трансформатор включив на параллельную работу еще один трансформатор
или отключив менее ответственных потребителей.
) Высокая температура трансформаторного помещения. Необходимо
расстоянии 15–2 м от бака трансформатора на середине его высоты. Если эта
температура более чем на 8–10 °С превышает температуру наружного
воздуха необходимо улучшить вентиляцию трансформаторного помещения.
) Низкий уровень масла в трансформаторе. В данном случае
обнаженная часть обмотки и активной стали сильно перегревается;
убедившись в отсутствии течи масла из бака необходимо долить масло до
повреждения изоляции болтов (шпилек) стягивающих активную сталь
трансформатора; замыкания между листами активной стали трансформатора.
Все эти недостатки при незначительных короткозамкнутых контурах
несмотря на высокую местную температуру обычно не всегда дают заметное
повышение общей температуры масла и развитие этих повреждений ведет к
быстрому росту температуры масла.
5.4 Пробой обмоток трансформатора и обрыв в них
Причины пробоя обмоток трансформатора:
а) возникли перенапряжения связанные с грозовыми явлениями
аварийными или коммутационными процессами;
б) резко ухудшилось качество масла (увлажнение загрязнение и пр.);
в) понизился уровень масла;
г) изоляция подверглась естественному износу (старению);
д) при внешних коротких замыканий а также при замыканиях внутри
трансформатора возникли электродинамические усилия.
происходить не пробои изоляции а только перекрытия между обмотками
фазами или между обмоткой и корпусом трансформатора. В результате
перекрытия обычно происходит лишь оплавление поверхности нескольких
витков и появляется копоть на соседних витках полное же соединение
между витками фазами или же между обмоткой и корпусом трансформатора
перенапряжений на обмотке возникают оголенные места в виде точек
(точечный разряд) выявить дефект можно только испытав трансформатор
трансформаторное масло.
5.4.2 Обрывы в обмотках трансформатора.
В результате обрыва или плохого контакта происходит оплавление или
выгорание части проводника. Дефект обнаруживается по выделению
горючего газа в газовом реле и работе реле на сигнал или отключение.
Причины обрывы в обмотках трансформатора:
а) плохо выполнена пайка обмотки;
б) возникли повреждения проводов соединяющих концы обмоток с
в) при коротких замыканиях внутри и вне трансформатора развиваются
электродина-мические усилия. Обрыв можно обнаружить по показаниям
амперметров или с помощью мегомметра.
При соединении обмоток трансформатора треугольником нахождение
фазы имеющей обрыв производится путем разъединения обмотки в одной
точке и испытания каждой фазы трансформатора в отдельности. Обрыв чаще
всего происходит в местах изгиба
отремонтировать обмотку.
трансформатора следует отвод выполненный круглым проводом заменить
гибким соединением – демпфером состоящим из набора тонких медных лент
сечением равным сечению провода.
5.5 Ненормальное вторичное напряжение трансформатора
Первичные напряжения трансформатора одинаковы а вторичные
напряжения одинаковы при холостом ходе но сильно разнятся при нагрузке.
а) плохой контакт в соединении одного зажима или внутри обмотки одной
б) обрыв первичной обмотки трансформатора стержневого типа
соединенного по схеме треугольник – звезда или треугольник –
6 Определение коэффициента трансформации
Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют
предусмотренных ГОСТ 3484-77 -методов определения коэффициента
трансформации в практике наладочных работ используется метод двух
вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора
подводится напряжения и двумя вольтметрами одновременно измеряется
подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора.
Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время
должно составлять не менее 1% номинального напряжения.
Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при
трехфазном и однофазном возбуждении. При испытании трехфазных
трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах
коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям
одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора в
измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз соединенных в
треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз. Коэффициент
трансформации определяется по формулам:
; k 2 ф BC ; k3 ф AC ;
где k1 ф k 2 ф k3 ф - фазные коэффициенты трансформации;
U AB U BC U AC U ab Ubc измеренные напряжения на обеих
обмотках трансформатора.
Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется
При однофазном возбуждении трансформатора с соединением
обмоток звезда с нулевым выводом. Треугольник напряжения подводится
поочередно к каждой фазе при этом не нужно закорачивать фазы. В этом
случае определяется фазный коэффициент трансформации:
; k 2 ф B0 ; k3 ф C 0 ;
трансформаторов и трехфазных трансформаторов с различными схемами
соединения обмоток приведены ниже. Схема измерения коэффициента
трансформации силовых однофазных трансформаторов показана на рисунке
8. Схема измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных
трансформаторов по трехфазной схеме возбуждения показана на рисунке 2.9
с соединением обмоток YY трансформаторов по однофазной схеме
возбуждения на рисунке 2.10 с соединением обмоток Yн трансформаторов
по однофазной схеме возбуждения на рисунке 2.11. Схемы измерения
коэффициента трансформации силовых трехфазных с соединением обмоток
Y трансформаторов по однофазной схеме возбуждения показаны на
Рисунок 2.8 – Схема измерения коэффициента трансформации силовых
однофазных трансформаторов.
Рисунок 2.9 – Схема измерения коэффициента трансформации
силовых трехфазных трансформаторов по трехфазной схеме возбуждения.
Рисунок 2.10 – Схема измерения коэффициента трансформации
силовых трехфазных с соединением обмоток YY трансформаторов по
однофазной схеме возбуждения.
Рисунок 2.11 – Схема измерения коэффициента трансформации
силовых трехфазных с соединением обмоток Yн трансформаторов по
Рисунок 2.12 – Схемы измерения коэффициента трансформации
силовых трехфазных с соединением обмоток Y трансформаторов по
При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно
определить коэффициент трансформации для двух обмоток.
7 Проверка группы соединения обмоток
Группа соединения обмоток может быть проверена прямым методов
(фазометром) методом двух вольтметров и методом постоянного тока.
а) Прямой метод (фазометром).
Схема проверки группы соединений обмоток показана на рисунке
13. Последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат
подключают к зажимам одной из обмоток а параллельную обмотку - к
одноименным зажимам другой обмотки испытываемого трансформатора. К
одной из обмоток трансформатора подводят напряжение достаточное для
нормальной работы фазометра.
Рисунок 2.13 – Схема
проверки группы соединений обмоток
трансформатора методом фазометра
По измеренному углу определяют группу соединения обмоток. При
определении группы соединений трехфазных трансформаторов проводят не
менее двух измерений (для двух пар соответствующих линейных зажить
Полярность зажимов А-Х устанавливают при включении тока. После
проверки полярности зажимов А-Х вольтметр отсоединяют и отсоединяя
питающие провода и присоединяют к зажимам а-х. Полярность зажимов а-х
определяют в момент включения и отключения тока.
Если полярность зажимов а – х при включении тока совпадает с
полярностью зажимов А – Х а при отключении – противоположна то
трансформатор имеет группу соединений О в противном случае – группу
б) Метод постоянного тока.
Этот метод используют для однофазных трансформаторов а также
для трехфазных - при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении
обмоток ДД когда соединение в треугольник выполняется вне бака
трансформатора. Группу соединений определяют по схеме в соответствии с
рисунком 2.14 путем поочередной проверки полярности зажимов A-X и a-x
магнитоэлектрическим
вольтметром при подведении к зажимам A-X
устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов AX
присоединяют его к зажимам a-x. Полярность зажимов a-x определяют в
момент включения и отключения тока. Если полярность зажимов a-x при
включении тока совпадает с полярностью зажимов A-X а при отключении противоположна то трансформатор имеет группу соединений 0 в противном
случае - группу соединений 6
Таблица 2.1 Показания гальванометра при определении группы
соединения обмоток трехфазных трансформаторов.
Отклонения стрелки гальванометра
присоединенного к зажимам
Рисунок 2.14 – Схема проверки группы соединения трансформаторов
при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток
трансформаторов при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении
8 Измерение потерь холостого хода при малом напряжении
проводятся при напряжении составляющая 5-10%
суммарных потерь холостого хода
однофазного трансформатора показана на рисунке 2.15 для трехфазного
трансформатора на рисунке 2.16. Сначала измеряют подводимое напряжение
потребляемую приборами. Схема измерения потерь
холостого хода в приборах для однофазных трансформаторов показана на
рисунке 2.16 для трехфазных трансформаторов на рисунке 2.17.
Рисунок 2.15 – Схемы измерения суммарных потерь холостого хода в
однофазном трансформаторе.
Рисунок 2.16 – Схемы измерения потерь холостого хода в приборах
для однофазных трансформаторов.
Рисунок 2.17 – Схемы измерения суммарных потерь холостого хода в
трехфазном трансформаторе.
Рисунок 2.18 – Схемы измерения потерь холостого хода в приборах
для трехфазных трансформаторов.
Потери в трансформаторе при напряжении U :
Потери в трехфазных трансформаторах измеряют при трехфазном
В трансформаторах трехстержневого исполнения потери можно
измерять при однофазном возбуждении. При этом выполняют три опыта с
поочередного замыкания накоротко одной из его фаз возбуждения двух
других. Первый опыт - замыкают накоротко обмотку фазы А возбуждают
фазы В и С трансформатора и измеряют потери. Второй опыт - замыкает
накоротко обмотку фазы В возбуждают фазы А и С трансформатора и
измеряют потери. Третий опыт - замыкают накоротко обмотку фазы С
возбуждают фазы А и В трансформатора и измеряют потери. Обмотки фаз
замыкают накоротко на соответствующих выводах обмоток трансформатора
(высшего среднего или низшего напряжения). При этом руководствуются
действительной схемой соединений обмоток трансформатора. Схемы
однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения
потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в
треугольник показана на рисунке 2.19. Схемы однофазного возбуждения
трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении
при соединении первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой
показаны на рисунке 2.20. Схемы однофазного возбуждения трехфазных
трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при
соединении первичной обмотки в звезду без выведенной нулевой точки
показана на рисунке 2.20.
где P0AB P0BC P0AC - потери определенные при указанных выше опытах
(за вычетом потерь в приборах) при одинаковых подводимых напряжениях.
Рисунок 2.19 – Схемы однофазного возбуждения трехфазных
соединении первичной обмотки в треугольник.
Рисунок 2.20 – Схемы однофазного возбуждения трехфазных
соединении первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой.
Рисунок 2.21 – Схема однофазного возбуждения трехфазных
соединении первичной обмотки в звезду без выведенной нулевой точки.
трансформатора при номинальном напряжении
Опыт холостого хода проводят для измерения тока и потерь
трансформатора(обычно низкого напряжения) при разомкнутых остальных
практически синусоидальной формы и симметричное при испытании
трехфазных трансформаторов. Схема включения приборов при проведении
опыта холостого хода силовых однофазных трансформаторов показана на
рисунке 2.22. Схема включения приборов при проведении опыта холостого
хода силовых трехфазных трансформаторов показана на рисунке 2.23.
При испытании трехфазных трансформаторов значение подведенного
напряжения определяется из выражения:
Ток холостого хода определяется в процентах номинального:
для однофазных трансформаторов
для трехфазных трансформаторов
В трехфазных трансформаторах токи холостого хода различных фаз
за счет различной длины пути потока каждой фазы несколько различаются.
Ток средней фазы обычно на 20 – 35 % меньше тока крайних фаз.
Потери трехфазного трансформатора:
где C – постоянная ваттметра с учетом коэффициентов трансформации
измерительных трансформаторов; a1 и a2 – показания ваттметров.
Потери холостого хода:
в однофазном трансформаторе
в трехфазном трансформаторе
где Rф - фазовое сопротивление обмотки постоянному току; Rст - потери в
стали; I 0 Rф и 3 I 0 Rф - потери в меди.
Рисунок 2.22 – Схема включения приборов при проведении опыта
холостого хода силовых однофазных трансформаторов.
Рисунок 2.23 – Схема включения приборов при проведении опыта
холостого хода силовых трехфазных трансформаторов.
номинальной f ном то подводимое для испытания напряжение определяется
Потери холостого хода P0 приведенные к номинальной частоте:
где P0 - потери измеренные при частоте f ; P1 - доля потерь обусловленных
гистерезисом принимается равной 05 для холоднокатаной стали и 08 для
горячекатаной стали; P2 - доля потерь обусловленная вихревыми токами
принимается равной 05 и 02 соответственно.
По данным измерений опыта холостого хода трансформатора кроме
I 0 и P0 рассчитываются следующие величины:
коэффициент мощности трехфазного трансформатора при холостом ходе
коэффициент мощности однофазного трансформатора при холостом ходе
полное фазовое сопротивление обмотки
активная составляющая полного фазового сопротивления обмотки
R0a Z 0ф cos 0 [Ом] ;
реактивная составляющая полного фазового сопротивления обмотки
активная и реактивная составляющие тока холостого хода
I 0a I 0 cos0 .. I 0 p I 0 sin 0
Опыт короткого замыкания трансформатора.
При опыте короткого замыкания определяют напряжение и потери
короткого замыкания. Опыт короткого замыкания проводится следующим
образом: одна из обмоток замыкается накоротко а к другой подводится
напряжение номинальной частоты при котором значение тока в обмотках
трехобмоточных трансформаторов опыт проводят с каждой парой обмоток а
не учавствующую в опыте обмотку оставляют разомкнутой. Для замыкания
обмотки накоротко должны быть использованы проводники минимальной
длины рассчитанные на ток в закорачиваемой обмотке.
Потери Pk и напряжения короткого замыкания соответствующие
номинальному току обмотки вычисляют по формуле:
Pk U k - потери и напряжение короткого замыкания
соответствующие току I k при котором проводится опыт; U ном и I ном номинальные значения напряжения и тока обмотки трансформатора к
которой подводилось напряжение при опыте.
Для трехфазных трансформаторов опыт короткого замыкания можно
выполнять пофазно с замыканием накоротко всех трех фаз и питанием
попарно двух. Потери и напряжение короткого замыкания измеренные в
однофазной схеме пересчитывают на трехфазный режим по формулам:
U kAB U kBC U kAC – потери и напряжения
короткого замыкания измеренные в однофазных схемах.
Данные опыта короткого замыкания трехфазного трансформатора
используются для определения:
- полного сопротивления трансформатора
- активного сопротивления трансформатора
- реактивного сопротивления трансформатора
- коэффициент мощности при коротком замыкании
обмоток соединенных в звезду или зигзаг и выведенным зажимом нейтрали.
Если в трансформаторах имеется обмотка соединяемая в треугольник. То это
соединение должно быть выполнено.
Измеренное сопротивление приводится к значению приходящемуся
где U k – подводимое напряжение В; I - измеренное значение тока А.
) Расчитана допустимая перегрузка трансформатора.
) Рассмотренны способы сушки трансформатора ТДТН.
) Рассмотрены условия включения трансформатора на параллельную
) Изучены признаки неисправности работы силовых трансформаторов при
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1 Негативные факторы на ГТЭС и меры по их снижению
К опасным производственным факторам следует отнести например:
возможность падения с высоты самого работающего либо различных
деталей и предметов;
оборудование работающее под давлением выше атмосферного и т.д.
К вредным производственным факторам относятся:
сезонное изменение метеорологических условий;
запыленность и загазованность воздуха;
воздействие шума инфра- и ультразвука вибрации;
наличие электромагнитных полей;
Анализ негативных факторов и их воздействие на здоровье человека на
станции ГТЭС приведен в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Анализ негативных факторов на энергопредприятии и средства
электрическим оборудования на
Подъемнотранспортные
СН 2.2.42.1.8.562-96
2 ЧРЕЗВЫЧАЙНЫЕ СИТУАЦИИ
2.1 Пожар как экологический фактор
материальный ущерб вред жизни и здоровью людей интересам общества и
При возникновении пожара на энергетическом объекте первый
заметивший загорание должен немедленно сообщить об этом начальнику
смены (диспетчеру или дежурному по электростанции подстанции
предприятию и т. д.) старшему по смене и приступить к тушению пожара
имеющимися средствами пожаротушения соблюдая при этом правила
техники безопасности.
Получив первичную информацию о пожаре дежурный диспетчер
начальник смены или другое должностное лицо обязаны немедленно
утвержденному списку) а также диспетчеру энергосистемы.
Старший по смене лично или с помощью дежурного персонала должен
определить место очага пожара возможные пути распространения горения и
дыма оценить степень угрозы людям и электрооборудованию оказавшимся
в зоне воздействия опасных факторов пожара.
После получения необходимой информации старший по смене обязан:
проверить включена ли автоматическая установка пожаротушения;
принять меры по обеспечению безопасных условий эвакуации персонала
или его пребывания в определенных помещениях здания;
произвести предусмотренные на случай аварийной ситуации операции на
электроустановках (отключение или переключение оборудования;
организовать тушение пожара имеющимися силами и средствами
выделить для встречи прибывающих пожарных подразделений лицо;
при необходимости принять меры к охлаждению водяными струями
несущих металлических конструкций здания.
Отключение или переключение электросетей в зоне пожара может
производиться только в соответствии с оперативной карточкой начальником
смены (диспетчером или дежурным) или по его распоряжению дежурным
персоналом с последующим уведомлением вышестоящего оперативного
руководства по окончании операции отключения.
Исходя из особенностей каждого энергетического объекта следует
разрабатывать конкретные рекомендации по тушению пожаров на наиболее
ответственных и пожароопасных сооружениях и электроустановках: в
кабельных помещениях генераторах трансформаторах а также оговорить
порядок тушения электроустановок без снятия напряжения (до 10 кВ) при
строгом выполнении правил техники безопасности.
При возникновении пожаров в машинных залах основной задачей по
ограничению распространения пожара является защита от воздействия
теплового потока емкостей с маслами баллонов с газами коммуникации
масляных систем водородного охлаждения турбин генераторов а также
предотвращение образования взрывоопасных смесей в объеме помещения.
При горении внутри генератора с водородным охлаждением необходимо
отключить его снять возбуждение с помощью автомата гашения поля
подать азот или углекислый газ в систему охлаждения для вытеснения из нее
водорода. Если при этом произошла разгерметизация генератора а водород
выходит наружу и горит необходимо дополнительно обеспечить подачу
распыленной воды или пены на охлаждение поверхностей около зоны
горения и организовать удаление дыма из помещения. Использование для
тушения пожара внутри генераторов или синхронных компенсаторов пенных
и химических огнетушителей не допускается.
Основными средствами тушения пожаров трансформаторов являются
воздушно-механическая пена распыленная вода и порошковые составы.
Во всех случаях при горении масла на трансформаторе или под ним
необходимо отключать его от сети снять остаточное напряжение и
заземлить. После снятия напряжения тушение пожара можно производить
любыми средствами (распыленной водой пеной порошками). Если
поврежден корпус трансформатора в нижней части и происходит горение под
ним то горение масла ликвидируется пеной а масло следует спустить в
аварийный резервуар. В случае воздействия пламени на корпус соседнего
трансформатора его необходимо защищать распыленными струями воды.
При пожарах в распределительных устройствах горение изоляции кабелей
муфт воронок может быть ликвидировано воздушно-механической пеной
составами. При горении изоляции аварийная камера должна быть во всех
случаях отключена от системы сборных шин. При тушении пожара внутри
огнетушащего средства обычно незначительна а излишнее количество
пролитой воды и особенно пены может послужить причиной перекрытия фаз
пробоев изоляции и КЗ.
2.2 Спринклерные и дренчерные установки их виды схемы
принципы действия область применения
подразделяются на спринклерные и дренчерные. Они получили свое
название от английских слов sprincle (брызгать моросить) и drench (мочить
локального тушения пожаров и загораний охлаждения строительных
конструкций и подачи сигнала о пожаре.
Дренчерные установки служат для обнаружения и тушения пожаров по
всей защищаемой площади а также для создания водяных завес.
Спринклерная установка водяного пожаротушения представленная на
спринклерная установка находится под давлением создаваемым импульсным
устройством 10. При возникновении пожара вскрывается тепловой замок
спринклерного оросителя 6. Распыленная вода из распределительной сети 5
через спринклеры подается в очаг пожара. Давление в питающем
трубопроводе 4 падает срабатывает контрольно-сигнальный клапан узла
управления 7 пропуская воду в распределительную сеть установки. Вода в
начальный период поступает к узлу управления от импульсного устройства
При срабатывании клапана в узле управления вода поступает и к
сигнализатору давления (СДУ) 3. Электрический импульс от СДУ подается
на щит управления и контроля 2 обеспечивающего включение насоса 14 и
подачу сигнала тревоги о возникновении пожара и срабатывании установки.
Электроконтактные манометры (ЭКМ) 11 установленные на импульсном
устройстве 10 предназначены для формирования сигнала об
(падении давления) воды (воздуха) а в отдельных случаях - для обеспечения
Рисунок 3.1 Принципиальная схема спринклерной установки водяного
- приемно-контрольный прибор; 2 - щит управления; 3 - сигнализатор
давления СДУ; 4 - питающий трубопровод; 5 - распределительный
трубопровод; 6 - спринклерные оросители; 7 - узел управления; 8 подводящий трубопровод; 9 16- нормально открытые задвижки; 10 гидропневмобак (импульсное устройство);11 - электроконтактный манометр;
- компрессор; 13 - электродвигатель; 14 - насос; 15 - обратный клапан;
- всасывающий трубопровод
В зависимости от вида исполнения спринклеры бывают: с вогнутой розеткой
(В); с плоской розеткой (П); настенного исполнения (Н); с плавким
элементом (Э); со стеклянной колбой (К).
Для одной секции спринклерной установки следует принимать не более 800
спринклерных оросителей всех типов. Оросители устанавливают: розеткой
вверх (СВ) розеткой вниз (СП) перпендикулярно плоскости перекрытия
(покрытия) розеткой параллельно плоскости пола (СН).
2.3 Гидравлический расчет спринклерных и дренчерных водяных АУП
Гидравлический расчет спринклерной сети имеет целью определение
удаленного и высоко расположенного относительно напорного патрубка) и
сравнение расчетной интенсивности орошения с требуемой (нормативной);
определение необходимого напора у водопитателя и наиболее экономичных
Спринклеры следует располагать в местах сосредоточения теплых масс
воздуха между несущими балками ребрами жесткости чтобы обеспечить их
После составления плана размещения оросителей и трассировки сети
делают чертеж аксонометрической схемы сети. Примеры выполнения различных вариантов аксонометрических схем показаны на рисунке 3.2.
Рис 3.2 Расчетные схемы водяных установок пожаротушения:
а - тупиковая симметричная схема; б - тупиковая несимметричная схема; в - кольцевая
схема; 7 2 3 4- оросители; 5 - клапан; 6 - задвижка; 7 - насос;- электродвигатель; А В n
т - точки сопряжения
Расчетное количество спринклеров определяется делением площади для
расчета расхода воды на площадь защищаемую одним спринклерным
Гидравлический расчет установки пожаротушения будем производить
в соответствии со схемой расстановки оросителей показанной на рисунке
2. Гидравлический расчет начинается с определения необходимого напора
на «диктующем» оросителе [19 20].
В качестве «диктующего» принимаем ороситель 1. Величина напора на
«диктующем» оросителе определяется как наибольшая из двух следующих
где Нтт - свободный минимальный напор на оросителе необходимый для
обеспечения паспортной площади орошения м; Нщсч - напор необходимый
для обеспечения заданной интенсивности орошения л(с-м2) на площади
орошения Fc оросителя с коэффициентом производительности оросителя К
который определяется по техническим данным завода- производителя; Fc площадь орошения оросителя рассчитывается с учетом расстановки
оросителей и не должна превышать величины указанной в НПБ 88-2001*
Определяем расход из оросителя 1 (лс):
Для выбора оптимального типа оросителя определяем требуемые напор
Н1 и расход Q1 на «диктующем» оросителе для двух типоразмеров
оросителей и сравниваем полученные значения интенсивностей орошения с
нормативной величиной. Принимаем в качестве расчетного тот ороситель у
Затем определяем потери напора на участке 1-2:
где Q1-2 - расход на участке 1-2 лс; K1 - ха
рактеристика трения трубопровода л2 с2 .
рассчитать диаметр условного прохода трубопровода на участке 1-2:
где V - скорость движения воды по трубам мс (рекомендуется V= 3-5 мс).
Полученный по результатам расчёта диаметр условного прохода трубопровода округляют до ближайшего значения для труб стальных электросварных.
Напор у оросителя 2 вычисляется по формуле
Расход воды из оросителя 2 находится по формуле
По известному расходу воды на участке 2 A(Q2 A Q1 Q2 ) определяются
потери напора на этом участке:
Таким образом для левой ветви рядка I (см. рисунке 3.2) необходимо
обеспечить расход Q2-A при напоре НА. Правая часть рядка симметрична
левой поэтому расход для этой ветви тоже будет равен Q2-A а напор в точке
А будет равен НА. Следовательно для рядка I имеем напор равный HA а
расход воды Q1 2 Q 2 A
Расчет сети производится до тех пор пока в него не будет включено то
количество оросителей которое обеспечивает орошение расчетной площади.
3 Угроза поражения молнией
В данном разделе была реализована прикладная программа для расчета
молниезщиты зданий и сооружений с заданными параметрами(видом
защищаемого объекта и молниепровода положения в климатической зоне
габаритов сооружения).
Листинг программы расчета грозозащитыприведен в приложении К.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ В
РЕКОНСТРУКЦИЮ ПОДСТАНЦИИ 110356 КВ
1. Основы методики оценки эффективности инвестиций
Система показателей и критериев экономической
эффективности инвестиций
В основной части дипломного проекта производится выбор варианта из
нескольких возможных то есть производятся расчеты сравнительной
экономической эффективности.

начало.docx

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ФАКУЛЬТЕТЭнергетический
КАФЕДРАЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
СПЕЦИАЛЬНОСТЬ14020465 "ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
Заведующий кафедрой ЭС
(Фамилия имя отчество)
Консультанты дипломного проекта:
Наименование разделадолжностьученая степеньученое званиеФИО
Основная часть доц. к.т.н. Тютин А.В.
Специальная часть доц. к.т.н. Тютин А.В.
Безопасность жизнедеятельности ст.преодаватель Казьмина Г.В.
Экономика и организация производства доц.к.т.н. Пономарева Н. A.
Исходные данные к дипломному проекту
) Материалы преддипломной практики
) Методические материалы кафедры
) Технические данные: пст Т-1(Xс=0126; lc=56 км)
Содержание пояснительной записки к дипломному проекту
) Реконструкция ГТЭС 20 МВт
)Разработка технических мероприятий по эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН
Перечень графического материала
) Разрез и план присоединения линии 110 кВ и шинных аппаратов. Чертеж общего вида_
В связи с реконструкцией участка сети спроектирована газотурбинная электростанция мощностью 20 МВт. Произведён выбор силового оборудования и выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания на основании которого произведён выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей.
В специальной части разработаны технические мероприятия по эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведена идентификация негативных факторов произведен анализ воздействия негативных факторов на человека выявлены технические и организационные меры по снижению негативных факторов. Представлен расчет пожарной сплинкерной системы произведен расчет молниезащиты а также рассмотрены вопросы связанные с чрезвычайными ситуациями на ГТЭС.
Произведен расчет основных технико-экономических показателей ГТЭС.

ПЗ3 - копия.docx

Реконструкция ГТЭС17
1 Общая характеристика проектируемой станции и обоснование реконструкции силового оборудования17
1.2 Выбор схемы реконструируемой ГТЭС19
2 Выбор электрооборудования проектируемой ГТЭС-20мВт.26
2.1 Выбор генераторов26
2.2 Выбор силовых трансформаторов блока26
3 Расчет токов короткого замыкания.28
3.1 Расчет параметров элементов схемы замещения.29
3.2 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К1.32
3.3 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К4.35
3.4 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К1.38
3.5 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К4.43
3. 6Расчет токов короткого замыкания с помощью программного комплекса TKZ-3000.44
4 Выбор электрических аппаратов46
4.1 Выбор и проверка выключателей ОРУ-110кВ.48
4.2. Выбор и проверка разъединителей ОРУ-110кВ.51
4.3 Выбор и проверка выключателей ОРУ-35кВ.52
4.4 Выбор и проверка разъединителей ОРУ-35кВ.55
4.5 Выбор и проверка выключателей ЗРУ-6кВ.56
4.6 Выбор и проверка разъединителей ЗРУ-6кВ.59
4.7 Проверка трансформаторов тока присоединений ОРУ-110 кВ в цепи линии.60
4.8 Выбор трансформаторов тока 35 кВ.63
4.9 Выбор трансформаторов напряжения ОРУ-110кВ67
4.10 Выбор трансформаторов напряжения 35 кВ68
5. Проверка сборных шин.70
5.1. Проверка сборных шин ОРУ-110кВ.70
5.2. Выбор ошиновки ОРУ 110кВ72
5.3. Проверка сборных шин ОРУ-35кВ.72
5.4 Выбор и проверка ошиновки на ОРУ 35 кВ73
5.5 Выбор кабельной линией цепи генератора.74
6. Релейная защита трехобмоточного трансформатора 110356 кВ.74
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТДТН79
1 Основные параметры трансформаторов79
2 Эксплуатационные режимы трансформаторов.80
2.1Расчет допустимых перегрузок трансформатора ТДТН-40000-110-У1 по суточному графику нагрузок.84
3 Условия включения трансформаторов на параллельную работу.90
4 Сушка активной части силового трансформатора.92
5 Признаки неисправности работы силовых трансформаторов при эксплуатации99
6 Определение коэффициента трансформации102
7 Проверка группы соединения обмоток106
8 Измерение потерь холостого хода при малом напряжении109
9 Опыт холостого хода трансформатора опыт короткого замыкания трансформатора при номинальном напряжении112
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ120
1 Негативные факторы на ГТЭС и меры по их снижению120
2 Чрезвычайные ситуации121
3 Угроза поражения молнией129
Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию подстанции 110356 кв130
1. Основы методики оценки эффективности инвестиций130
2. Определение капитальных вложений в развитие сети137
3 Расчет эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии141
Список литературы152
Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом который является базой развития экономики инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние.
Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного экономического развития России.
Энергетической стратегией России на период до 2020 года определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики государства в электроэнергетике:
- надежное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией;
- сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий;
- снижение вредного воздействия на окружающую среду.
Электроэнергетическая отрасль России - это развивающийся в масштабах всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.
Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 2108 млн. кВт из них мощность тепловых электростанций составляет 1424 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности) гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций -449 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 235 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности).
Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 821 млн. кВт или 39 процентов установленной мощности всех электростанций в том числе на тепловых электростанциях - 574 млн. кВт или 40 процентов их установленной мощности а на гидравлических - 247 млн. кВт или более 50 процентов их установленной мощности.
Введено в эксплуатацию с 1990 по 2007 год преимущественно на тепловых электростанциях 246 млн. кВт новых мощностей.
К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 517 млн. кВт установленной в настоящее время мощности в том числе на тепловых электростанциях -477 млн. кВт и на атомных - 4 млн. кВт.
В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес газа в период с 2001 по 2006 год в топливном балансе отрасли увеличился с 659 процента до 681 процента а доля угля снизилась с 267 процента до 253 процента.
Электрические сети России делятся на системообразующие (магистральные) сети обеспечивающие целостность функционирования Единой энергетической системы России и распределительные сети с помощью которых осуществляется электроснабжение потребителей. Высоковольтная сеть в европейской части Единой энергетической системы России в основном сформирована на основе линий электропередачи напряжением 330 - 750 кВ в то время как в остальной части Единой энергетической системы России одновременно с развитием сетей напряжением 500 кВ промышленно осваивались сети напряжением 1150 кВ.
Протяженность электрических сетей напряжением 110 - 1150 кВ всех объединенных энергетических систем по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила (в одноцепном исчислении) более 4422 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на понизительных подстанциях по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила около 6969 млн. кВА.
Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 405 процента в том числе оборудования подстанций - 634 процента.
Задачей данного дипломного проекта является проектирование электрической части ГТЭС-20 МВт на базе существующей подстанции 110356 Т-1. Дипломный проект состоит из двух разделов.
В первом разделе необходимо спроектировать главную электрическую схему.
Во втором разделе нужно разработать технические мероприятия по эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН.
1 Общая характеристика проектируемой станции и обоснование реконструкции силового оборудования
ГТЭС-20 МВт предполагается строить на базе существующей подстанции 110356 кВ. Схема подстанции приведена на Рисунке 1.1.
На подстанции имеются следующие схемы распределительные устройства
- ОРУ–110кВ- с двумя рабочими системами шин;
- ОРУ–35кВ- с одной секционируемой системой шин;
- ЗРУ–6кВ- с двумя рабочими системами шин;
На подстанции установлено следующее электротехническое оборудование и аппараты:
- два силовых трансформатора связи типа ТДТН-20000110
- два трансформатора собственных нужд типа ТМ-1806.
- выключатели типов: МКП-110М; ВГЭБ-35-125-630 УХЛ1; VD4 121-40.
- разъединители типов: РЛНД-1-110600; РНДЗ-2-110600; РГ.2.-351100УХЛ1; РГ.1б.-351100УХЛ1; РКВЗ.2-102000; РКВЗ.1а-102000;
- трансформаторы напряжения типов: НКФ-110кВ; НАМИ-35УХЛ1; НАМИТ-6кВ;
- трансформаторы тока типов: ТВДМ-110М; ТВ-35кВ; TPU-40.23;
- ОПН типов: РВС-110; ОПНTEL-3540.5-550УХЛ1; ОПН-РТTEL-66.9 УХЛ
Рисунок 1.1 - Cхема действующей подстанции.
1.2 Выбор схемы реконструируемой ГТЭС
В соответствии с заданием на дипломное проектирование в состав основного оборудования введены два блока ГТУ общей мощностью 20 МВт.
Схема реконструируемой ГТЭС 20 МВт с установленными ГТУ приведена на рисунке 1.2.
В состав каждого модуля ГТЭС входит:
-газотурбинную установку типа ГТЭ-009М
-турбогенератор типа ТФЭ-10-2(3х2)6000УЗ
-регенератор типа РВП-2200-02
-котел-утилизатор типа КУВ-232(20)-170М
-водогрейный котел КВ-Г-23.3-170.
Назначенный ресурс ГТЭ-009М (150000 часов) обеспечивается относительно низкой тепловой и механической напряженностью основных узлов и деталей и в компрессорной части использованием проверенного в длительной эксплуатации прототипа компрессора (ГТН-9). Основные характеристики установки ГТЭ-009М представлены в таблице 1.1
Таблица 1.1 - Характеристики установки ГТЭ-009М
Мощность электрическая
Степень сжатия в компрессоре
Температура газов на входе в турбину 0С
Температура газов на выходе в турбину 0С
Число ступеней компрессора
Число ступеней турбины
КПД газотурбинной установки( при Тн.в.=+150С
Диапазон автоматического регулирования%
Время до набора номинальной мощности от режима холостого хода мин.
Межремонтный периодчас
Рисунок 1.2 - Принципиальная схема ГТЭС 20 МВт
Ресурс элементов горячего тракта – пламенных труб камер сгорания и облопачивания турбины при использовании современных материалов и технологий – оценивается величиной не менее 50000 часов и может быть увеличен по техническому состоянию при эксплуатации.
Конструкция ГТУ позволяет выполнить контроль радиальных зазоров и подбалансровку ротора без вскрытия турбогруппы.
Рисунок 1.3 - Турбогенераторы типа ТФЭ-10-2(Зх2)6000УЗ
Газотурбинная установка сопрягается с турбогенератором мощностью 10МВт типа ТФЭ-10-2(3х2)6000УЗ с замкнутым воздушным охлаждением имеющим две статорные обмотки. Турбогенераторы типа ТФЭ-10-2(Зх2)6000УЗ трехфазные синхронные со статической системой возбуждения с воздушным охлаждением общего назначения предназначены для выработки электроэнергии при сопряжении с газовой турбиной установкой в закрытом помещении. Основные характеристики турбогенератора приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Характеристики турбогенератора
Номинальная активная мощность кВт
Коэффициент мощности
При снижении температуры охлаждающего воздуха до 150С турбогенератор допускает повышение активной мощности до 11700 кВт. Для охлаждения воздухоохладителей электрогенераторов предусматривается замкнутая система с установкой модульных агрегатов воздушного охлаждения(градирен).
Рекуперативный воздухоподогреватель РВП-2200-02 предназначен для повышения тепловой экономичности установки ГТЭ-009М.
Заложенные в конструкцию РВП оригинальные технические решения позволяют получить существенную экономию в масса и габаритах РВП и его обвязки по сравнению с аналогичными изделиями других производителей при сохранении высокой степени регенерации. Организация выхода газов из РВП вверх без применения дополнительного поворотного участка выхлопного газохода позволяет сократить габариты главного корпуса. Основные характеристики РВП приведены в таблице 1.3
Таблица 1.3 - Характеристики РВП
Масса конструкции(без теплоизоляции)кг
Максимальная температура выхлопных газов турбины на входе в РВП 0С
Степень регенерации %
Регулирование тепловой мощности
Рисунок 1.4 - Рекуперативный воздухоподогреватель
Котел-утилизатор КУВ-232(20)-170М предназначен для утилизации тепла газов после газотурбинного агрегата ГТЭ-009М. Номинальная мощность КУ при отключенном по воздуху рекуператоре составляет 232 МВт.
Котел-утилизатор на входе газов подсоединен к выходному фланцу рекуперетора. На выходе за КУ установлена дымовая труба с дождевой заслонкой. Используется многоствольная дымовая труба. Водогрейный котел-утилизатор имеет следующие особенности:
-Применены эффективные поверхности нагрева из труб с оптимальным ленточным спиральным оребрением минимального шага;
-Для регулирования теплопроизводительности КУ снабжен встроенным байпасом с регулирующим клапаном позволяющим регулировать расход газов проходящих мимо поверхностей нагрева КУ в диапазоне от 0 до 100%;
Котел-утилизатор рассчитан на пропуск воды в диапазоне от 220 до 530 тч что позволяет использовать его при различных температурных графиках регулирования отпуска тепла(от 11570 0С до 17080 0С). Внешний вид котла представлен на рисунке 1.5
Рисунок 1.5 - Котел-утилизатор
Водогрейный котел КВ-Г-233-170 обеспечивает покрытие пиковых нагрузок и резервирование отпуска тепла при использовании подаваемого отпуска тепла при использовании подаваемого на площадку газа при давлении 12 МПа и от второго ввода газа от городского газопровода низкого или среднего давления. Котел может работать на пропан-бутане.
Рисунок 1.6 - Котел КВ-Г-233-170
Котел КВ-Г-233-170 предназначен для установки в здании ГТ ТЭЦ-М в качестве дополнительного источника тепла. Котел имеет номинальную теплопроизводительность 230 МВт(20 Гкалч) обеспечивает подогрев воды от 80 до 1700С работает с постоянным расходом воды 220 тч на всех нагрузках. На котле устанавливается автоматизированная горелка. Диапазон регулирования нагрузки котла 30-100% от номинальной теплопроизводительности. На ГТ ТЭЦ-М устанавливается два таких котла между котлами-утилизаторами.
2 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ГТЭС-20МВТ.
2.1 Выбор генераторов
Принимаем к установке 2 турбогенератора типаТЭФ-10-2(3x2)6000У3. Данный генератор имеет две обмотки статора. Основные технические характеристики генераторов приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4. - Технические характеристики генераторов
2.2 Выбор силовых трансформаторов блока
Блочные трансформаторы распространяются с данной газотурбиной установкой ГТЭ-009М ввиду особенностей ее конструкции.
В виду особенностей конструкции газотурбиной установкой ГТЭ-009М блочный трансформатор является составной частью ее комплектации. Питание собственных нужд газотурбиной установки на напряжении 6кВ так же осуществляется от данного трансформатора. Основные технические характеристики генераторов приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 - Технические характеристики трансформатора
Напряжение обмотки кВ
ТРМТНПЧ-25000110 УХЛ1
3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
Для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины токов короткого замыкания (ТКЗ). Для определения расчетных токов коротких замыканий необходимо ввести параметры элементов схем замещений прямой и нулевой последовательностей в виде таблиц. На основе схемы изображенной на рис 1.2. и задания составляются схемы замещения прямой (СЗПП) и нулевой последовательности (СЗНП). На рисунках у каждого элемента в виде дроби приведены: в числителе – значения индуктивных сопротивлений схемы замещения в знаменателе – активных сопротивлений.
Для расчета параметров элементов схемы замещения в относительных единицах с приближенным приведением задаются следующие параметры:
- базовые напряжения Uб1= 115кВ; Uб2= 37кВ; Uб3= 6.3кВ; Uб4= 3кВ
Вычислим базовые токи:
3.1 Расчет параметров элементов схемы замещения.
Схема замещения ГТЭС включает следующие элементы:
- линии связи с системой
- блочные трансформаторы
- трансформаторы подстанции ТДТН 40
- трансформаторы подстанции ТДТН 20
Рисунок 1.7 - Схема замещения прямой последовательности.
3.2 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К1.
По рисуноку 1.7 отбросив элементы не обтекаемые током короткого замыкания составляем схему. Преобразовав схему на рисунке 1.7 к точке КЗ получим радиальную схему представленную на рисунке 1.8.
Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:
Рисунок 1.8 - Промежуточная схема преобразования.
Поскольку определён состав ветвей и для каждой из них найдены индуктивное x*б и активное r*б сопротивления можно приступить к заполнению левой части таблицы 1.7 используя формулы:
- сверхпереходной ток КЗ ветви;
- расчетное сопротивлении ветви;
- сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви;
- ударный коэффициент;
- ударный ток ветви.
Таблица 1.7 - Расчёт трёхфазного КЗ в точке К1.
Точка К1 трехфазное КЗ Uб = 115 кВ Iб = 5.02 кА = 0.07 с tоткл = 0.18 с Sб = 1000 МВА
3.3 Расчет трёхфазного короткого замыкания в точке К4.
По рисунку 1.9 отбросив элементы не обтекаемые током короткого замыкания составляем схему (рисунок. 1.10) для которой определим значения сопротивлений:
Рисунок 1.9 - Сворачивание схемы замещения прямой последовательности относительно точки К4.
Рисунок 1.10 - Промежуточная схема преобразования .
Таблица 1.8 - Расчёт трёхфазного КЗ в точке К4.
Точка К4 трехфазное КЗ Uб = 37 кВ Iб = 15.604 кА = 0.07 с tоткл = 0.18 с Sб = 1000 МВА
3.4 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К1.
Этот расчёт выполняется при условии т.к. ток однофазного КЗ в этом случае больше трёхфазного и является расчётным при проверке выключателей на коммутационную способность. Здесь и – эквивалентные сопротивления прямой и нулевой последовательности полученные путём преобразования соответствующих схем замещения по отношению к точке КЗ.
Расчёт параметров СЗНП.
Сопротивления в основном такие же как и на рисунке 1.7. Исключение составляют сопротивление линий и систем.
Значения сопротивлений указанных элементов следующие:
Сопротивления нулевой последовательности остальных элементов примем равными сопротивлениям прямой последовательности.
Рис. 1.11 - Схема замещения нулевой последовательности.
Алгоритм преобразования СЗНП следующий:
Сворачиваем СЗПП (рисунок 1.8.)
Составим комплексную схему замещения (КСЗ) рисунок.1.12 путем добавления к соответствующей результирующей СЗПП полученной при расчете токов трехфазного КЗ:
т.к. принято равным
т.к. принято равным .
Рисунок 1.12 - Комплексная схема замещения.
Для упрощения комплексной схемы замещения многолучевая звезда (рисунок. 1.12) преобразуется в многоугольник и получается радиальная схема замещения представленная на рисунке. 1.13.
Рис. 1.13 - Радиальная схема замещения.
Результаты расчёта представлены в левой части таблицы 1.8. Правую часть таблицы заполняем аналогично правой части таблицы 1.7.
Таблица 1.9 - Расчёт однофазного КЗ в точке К1.
Uб = 115кВ Iб = 502кА
Продолжение таблицы 1.9 - Расчёт однофазного КЗ в точке К1.
3.5 Расчет однофазного короткого замыкания в точке К4.
Рисунок. 1.15 - Схема замещения нулевой последовательности.
Так как сети напряжением 61035кВ выполнены с изорванной нейтралью то в точке К4 значение тока однофазного КЗ не должно превышать 10А согласно ПУЭ. Такой малый ток КЗ практически не влияет на загрузку генераторов. При однофазных замыканиях на землю в сетях с изолированной нейтралью треугольник линейных напряжений не искажается поэтому потребители включенные на междуфазные напряжения продолжают работать нормально.
3. 6Расчет токов короткого замыкания с помощью программного комплекса TKZ-3000.
Схема замещения прямой последовательности для точек К1 К3 К4 представлена на рисунке 1.16
Рисунок 1.16 - схема замещения прямой последовательности
Схема замещения нулевой последовательности для точек К1 К3 К4 представлена на рисунке 1.17
Рисунок 1.17 - Схема замещения нулевой последовательности
При любом режиме КЗ и превышении тока на выходе ТПЧ не более 2-х кратного номинального тиристорные ключи выпрямителя принудительно и одновременно открываются что приводит к возникновению КЗ на входе и выходе ТПЧ. Поэтому схема замещения прямой последовательности для точки К2 будет отличной. Рисунок 1.18 - Схема замещения прямой последовательности для точки К2.
Данные СЗПП и СЗНП вносятся в программу ТКЗ в виде таблиц составленных на основании выше приведенных схем замещения.
Результаты расчетов приведены в приложениях. Сопоставление результатов ручного и машинного расчетов приведено в таблице 1.10.
Таблица 1.10 - Результаты ТКЗ
4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
Выбор выключателей выполняется по следующим параметрам:
-номинальное напряжение аппарата должно быть больше или равно напряжению установки;
-номинальный ток аппарата должен быть больше или равен току максимальному нагрузки;;
-ток отключения должен быть больше или равен току расчётному ;
-ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше или равен ударному току;
-термическая стойкость аппарата должна быть выше или равна термической стойкости рассчитанной для точки короткого замыкания
где - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчёту; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу; -длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с.
Выбор разъединителей выполняется:
-по напряжению установки: ;
-по электродинамической стойкости:;
-по термической стойкости:.
Так как разъединитель стоит в одной цепи с выключателем то расчётные величины для него те же что и для выключателя.
Трансформатор тока выбирают:
-по напряжению установки ;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
-по конструкции и классу точности;
-по электродинамической стойкости:
где - ударный ток КЗ по расчёту;- кратность электродинамической стойкости по каталогу;- номинальный первичный ток трансформатора тока;- ток электродинамической стойкости.
-по термической стойкости ;
где - тепловой импульс по расчёту;- кратность термической стойкости по каталогу;- время термической стойкости по каталогу;- ток термической стойкости;
-по вторичной нагрузке
где -вторичная нагрузка трансформатора;- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Трансформаторы напряжения выбираются:
-по конструкции и схеме соединения обмоток;
-по классу точности;
где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединённых в звезду принимается суммарная мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенная мощность одного трансформатора; - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения ВА.
4.1 Выбор и проверка выключателей ОРУ-110кВ.
К установке в цепях всех присоединениях ОРУ-110кВ применяем элегазовые выключатели типа ВЭБ-110-402500 УХЛ1. Параметры выключателей приведены в таблице 1.11.
Таблица 1.11 - Параметры выключателя ВЭБ-110кВ
Номинальное напряжение UнQ
Наибольшее рабочее напряжение Umax
Номинальный ток отключения Iно
Наибольший пик предельного сквозного тока iпс
Действующее значение сквозного тока Iпс
Наибольший пик номинального тока включения iнв
Действующее значение номинального тока включения Iнв
Ток термической стойкости Iтс
Время термической стойкости tтс
Время отключения tво
Собственное время отключения tсв
Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчётного для этой проверки примем ток однофазного КЗ т.к. он больше трёхфазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Iп и апериодическую ia составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:
Согласно таблице 1.9 25017 кА 36981 кА.
Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:
где - нормированное процентное содержание составляющей в токе отключения
т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчётного для этой проверки принимают трёхфазное КЗ (таблица 1.7). Необходимо проверить выполнение условия . Допустимый тепловой импульс определяемый по параметрам выключателя
Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ
где – суммарные токи (таблица 1.7)
tрз мах=01 с – время действия резервных релейных защит.
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ
где - эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей питающих точку КЗ.
Учитывая что выполним проверку на термическую стойкость:
т. о. условие проверки на термическую стойкость выполнено.
Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ (таблица 1.7):
кА т. е. условия проверки выполнены.
Проверка на включающую способность. В данном случае расчет производится по трехфазному КЗ т. к. ток при нем больше (таблица 1.7):
т.е. условия проверки выполнены.
Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 1.12.
Таблица 1.12 - Параметры выключателя и расчётные величины.
Параметры выключателя
Расчётные величины для выбора выключателя
4.2. Выбор и проверка разъединителей ОРУ-110кВ.
К установке принимается разъединитель наружной установки типа SGF 123q-4000. Его номинальные параметры расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.13.
Таблица 1.13 - Параметры разъединителя и расчётные величины.
Параметры разъединителя
Расчётные величины для выбора разъединителя
Соотношения табличных и расчётных параметров показывают что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
4.3 Выбор и проверка выключателей ОРУ-35кВ.
К установке в цепях всех присоединений ОРУ-35кВ применяем элегазовые выключатели типа ВГТ-35II-503150УХЛ1. Параметры выключателей приведены в таблице 1.14.
Таблица 1.14 - Параметры выключателя ВГТ-35II-503150УХЛ1
Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчетного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Iп и апериодическую ia составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:
Согласно таблице 1.8 7834 кА 13650 кА.
Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (таблица 1.8). Необходимо проверить выполнение условия . Допустимый тепловой импульс определяемый по параметрам выключателя
где – суммарные токи (таблица 1.8)
Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ (таблица 1.8):
т. е. условия проверки выполнены.
Проверка на включающую способность:
Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 1.15.
Таблица 1.15 - Параметры выключателя и расчетные величины.
Расчетные величины для выбора выключателя
4.4 Выбор и проверка разъединителей ОРУ-35кВ.
К установке принимается разъединитель наружной установки типа РДЗ-СЭЩ 35 кВ. Его номинальные параметры расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.16.
Таблица 1.16 - Параметры разъединителя и расчетные величины.
Расчетные величины для выбора разъединителя
Соотношения табличных и расчетных параметров показывают что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
4.5 Выбор и проверка выключателей ЗРУ-6кВ.
К установке в цепях всех присоединений ЗРУ-6кВ применяем вакумные выключатели типа VD4 1231-40. Параметры выключателей приведены в таблице 1.17.
Таблица 1.17 - Параметры выключателя VD4 1231-40
Согласно таблице 1.8 29325 кА 7375 кА.
где – суммарные токи
Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 1.18.
Таблица 1.18 - Параметры выключателя и расчетные величины.
4.6 Выбор и проверка разъединителей ЗРУ-6кВ.
К установке принимается разъединитель типа РВРЗ.2-104000. Его номинальные параметры расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.19.
Таблица 1.19 - Параметры разъединителя и расчетные величины.
4.7 Проверка трансформаторов тока присоединений ОРУ-110 кВ в цепи линии.
Т.к. элегазовые выключатели ВЭБ-110 имеют встроенные трансформаторы тока типа ТВГ-110-5Р-6005 и ТВГ-110-02-6005 с классами точности 5Р и 02S. Соответствующие расчётные величины для них такие же как и для выключателей.
Номинальные параметры трансформаторов тока расчётные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.17.
Таблица 1.17- Параметры трансформаторов тока и расчетные величины.
Параметры трансформатора тока
Расчетные величины для выбора трансформатора тока
Таким образом выбранный трансформатор тока удовлетворяет условиям выбора и проверки.
Рассмотрим подробнее выбор трансформатора тока по классу точности для наиболее загруженного трансформатора тока: . Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля соединяющего трансформатор тока с подключенными к нему приборами.
Допустимое сечение кабеля определим по формуле
где – номинальная вторичная нагрузка (12 Ом);
– сопротивление приборов подключенных к трансформатору;
Sпр – мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;
rк – сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех rк = 01 Ом);
– удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди = 00175 Оммм2м).
Для определения мощности потребляемой приборами в цепи трансформаторов тока необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность. Перечень и параметры приборов линейного присоединения в цепи трансформаторов тока приведено в таблице 1.18.
Таблица 1.18- Перечень и параметры приборов линейного присоединения в цепи трансформаторов тока .
Счетчик активнореактивной энергии
На основе таблицы 1.18 определим:
- сопротивление приборов
- допустимое сечение кабеля
Примем к установке кабель КВВГ с медными жилами сечением 4 мм2. Определим сопротивление выбранного кабеля
Определим вторичное расчетное сопротивление
z2 расч = 0525 + 048 + 01 = 1105 Ом .
Из сравнения видно что условие проверки по классу точности выполняется.
Перечень и параметры приборов присоединения шиносоединительного выключателя и стороны ВН трансформатора связи в цепи трансформаторов тока приведено в таблице 1.19 и таблице 1.20.
Таблица 1.19- Перечень и параметры приборов в цепи трансформаторов тока .
Таблица 1.20- Перечень и параметры приборов в цепи трансформаторов тока .
Вторичная нагрузка трансформаторов тока меньше чем в цепи линейного присоединения поэтому выбранный трансформатор тока принимаем к установке для всех данных присоединений.
4.8 Выбор трансформаторов тока 35 кВ.
Принимаем к установке трансформатор тока типа TВ-35-3-6005 с номинальным напряжением Uном = 35 кВ ≥Uру = 35 кВ и с первичным номинальным током I1н = 600 А вторичным номинальным током I2н = 5А с классом точности вторичных обмоток 1 с номинальной вторичной нагрузкой в классе 1 Z2H = 08 Ом.
Выбранный трансформатор проверяется в режиме КЗ на электродинамическую и термическую стойкость. Расчетные величины для трансформатора тока такие же как и для выключателя т.к. устанавливаются в одной цепи.
Выбор трансформатора тока по классу точности сводится к выполнению условия . Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.
гдеz2н – номинальная вторичная нагрузка (08 Ом);
– удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди = 00283 Оммм2м).
Для определения мощности потребляемой приборами в цепи трансформаторов тока необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность. Перечень и параметры приборов присоединения стороны СН трансформатора связи в цепи трансформаторов тока приведено в таблице.1.21.
Таблица 1.21 – Результаты определения мощности приборов
На основе таблицы 1.21 определяем:
Принимаем к установке кабель типа АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4мм2.
Определим сопротивление выбранного кабеля
Определим вторичные расчетные сопротивления
z2расч = 042+ 04 + 01 = 092 Ом .
Из сравнения видно что условие проверки по классу точности выполняется.
Номинальные параметры расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 1.22
Таблица 1.22 - Параметры трансформатора тока и расчетные величины
Расчетные величины выбора выключателя
Bкдоп=I2тс* tтс = 1200kA2C
Таким образом выбранный трансформатора тока удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.
Перечень и параметры приборов линейного присоединения в цепи трансформаторов тока приведено в таблице 1.23.
Таблица 1.23 – Результаты определения мощности приборов присоединения.
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Вторичная нагрузка трансформаторов тока меньше чем в цепи присоединения стороны СН трансформатора связи поэтому выбранный трансформатор тока принимаем к установке для всех данных присоединений.
4.9 Выбор трансформаторов напряжения ОРУ-110кВ
Определим набор приборов для каждой группы присоединений и произведем подсчет мощности по активной и реактивной составляющим [2 с.362-368 табл.4.11].
Таблица 1.24 - Выбор приборов подключенных к ТН
Место установки и перечень приборов
ЛЭП связи с системой:
Приборы колонки синхронизации:
Полная суммарная потребляемая мощность:
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ–110–58У1 [2 с.336] с номинальной мощностью в классе 05
S2н = 1200 ВА >S2 = 89315 ВА т.е. условие проверки по классу точности выполняется.
4.10 Выбор трансформаторов напряжения 35 кВ
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НАМИ-35-ухл1 [2 с.336] с номинальной мощностью в классе 05
S2н = 1080 ВА >S2 = 48399 ВА т.е. условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 1.25 - Результаты определения мощности приборов
Общее число приборов
-счетчик активной энергии
-счетчик реактивной энергии
-счетчик реактивной энергии
5. ПРОВЕРКА СБОРНЫХ ШИН.
5.1. Проверка сборных шин ОРУ-110кВ.
На ОРУ – 110 кВ установлены для каждой фазы шин сталеалюминевые провода 2×АС – 24056 с номинальным сечением 241 и суммарным допустимым током 610 А.
Проверка на электродинамическую стойкость заключается в проверках на схлестывание проводов разных фаз и определение расстояний между дистанционными распорками проводов одной фазы.
Проверка на схлестывание производится при
Из расчетов токов КЗ определим расчетный сверхпереходной ток двухфазного КЗ
Определяется усилие междуфазного взаимодействия
Определяется вес 1м погонной длины токопровода:
Зададимся максимальной расчетной стрелой провеса провода h=2.5 м
где – максимальная стрела провеса провода в пролете м;
– время действия релейной защиты.
Допустимое отклонение провода:
где – диаметр провода м;
– допустимое расстояние между соседними фазами м;
т.е условие проверки выполняется.
Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию не производится так как фазные провода не расщеплены.
Проверка по условиям коронного разряда.
Радиус провода в см:
Максимальное значение начальной критической напряженности эл. поля:
m-коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода принимаем для многопроволочных проводов равным 0.82
Среднее геометрическое расстояние между проводами фаз в см:
D-расстояние между соседними фазами в см.
5.2. Выбор ошиновки ОРУ 110кВ
Выбор сечения производится по экономической плотности тока которая зависит от вида проводника и числа часов использования максимальной нагрузки в году.
Экономическое сечение:
Примем для ошиновки провод АС-24056 с сечением по алюминию 241 и допустимым током 610А.
5.3. Проверка сборных шин ОРУ-35кВ.
На ОРУ – 35 кВ установлены для каждой фазы шин сталеалюминевые провода АС – 24032 с номинальным сечением 241 и суммарным допустимым током 610 А.
Проверка шин на схлестывание не производится т.к при
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе
Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля:
где m-коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода принимаем для многопроволочных проводов равным 0.82
5.4 Выбор и проверка ошиновки на ОРУ 35 кВ
Примем для ошиновки провод АС-24032 с сечением по алюминию 241 и допустимым током 610А.
5.5 Выбор кабельной линией цепи генератора.
Выбираем кабель марки ПвВнг U=3кВ четырехжильный с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Определяем экономическое сечение
Применяем трехжильный кабель ПвВнг2( 3x240) Iдоп.ном=440 поправочный коэффициент k2=087 тогда
Для проверки по термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока КЗ
Минимальное сечение по термической стойкости
С=94 для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена и медными жилами
Так как qmin 222864 мм2 то принимаем кабель сечением 3x240мм2.
6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРЕХОБМОТОЧНОГО ТРАНСФОРМАТОРА 110356 КВ.
Основные защиты. Эти защиты реагируют на все виды повреждений трансформатора или автотрансформатора ( в дальнейшем объекта) и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени. К основным защитам относятся:
а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной нейтралью;
б) газовая защита от замыканий внутри кожуха объекта сопровождающихся выделением газа а также при резком понижении уровня масла;
в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (добавочный трансформатор синхронный компенсатор участки ошиновки).
Резервные защиты. Эти защиты резервируют основные защиты и реагируют на внешние КЗ действуя на отключение с двумя выдержками времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из сторон низшего напряжения (обычно той где установлена защита) со второй - все выключатели объекта. Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:
а) МТЗ без пуска по напряжению:
б) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
в) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ;
г) дистанционные защиты автотрансформаторов.
Резервные защиты от замыканий на землю выполняются в виде МТЗ нулевой последовательности.
Защиты действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне низшего напряжения (НН) работающей в режиме с изолированной нейтралью; эта защита применяется при наличии синхронного компенсатора или когда возможна работа с отключенным выключателем на стороне низшего напряжения;
б) МТЗ от симметричного перегруза для трансформаторов с односторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если одна из обмоток имеет мощность 60% то защита от перегруза устанавливается и на этой стороне) для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питанием защита от перегруза устанавливается на каждой стороне объекта а для автотрансформаторов еще и на стороне нулевого вывода общей части обмотки; защита выполняется с токовым реле в одной фазе и независимой выдержкой времени действующей на сигнал. Уставки выбираются также как и для генератора при симметричном перегрузе;
в) газовая защита действующая на сигнал при медленном выделении газа.
Трехобмоточные трансформаторы мощностью 40 МВА оборудуются автоматическими установками пожаротушения. Поскольку пуск системы автоматического пожаротушения осуществляется только на отключенном трансформаторе в данной схеме предусмотрена цепь фиксирующая отключенное состояние поврежденного трансформатора.
Для трансформаторов мощностью 40 МВА оборудованных устройся вами обнаружения пожара с действием на сигнал при возникновении пожара цепь фиксирующая отключенное состояние трансформатора не используется.
Защиты от внешних многофазных КЗ выполнены в виде токовой направленной защиты обратной последовательности и дополнительной к ней максимальной токовой защиты с пуском напряжения от трехфазных КЗ дистанционной защиты максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения стороны низшего напряжения питаемой от трансформаторов тока на стороне низшего напряжения встроенных в бак трансформатора и максимальных токовых защит с комбинированным пуском напряжения.
Цепи напряжения защиты включаются на фазные напряжения (относительно нулевой точки системы) трансформатора напряжения TV1 типа НТМИ 35. Трансформатор напряжения такого типа в отличие от трансформатора напряжения 110 кВ типа СРВ 123 не имеет вывода от одной из фаз вторичных обмоток соединенных в разомкнутый треугольник. В связи с этим невозможно выполнить подключение КРБ-12 панели дистанционной защиты типа ПЭ2105 аналогично тому как это выполняется при использовании трансформатора напряжения 110 кВ. Необходимое подключение цепей напряжения в данном случае выполняется в соответствии с указанной схемой и обусловлено отсутствием отдельных выводов цепей напряжения у КРБ-12 в панели типа ПЭ2105. При этом цепи тока дистанционной защиты включают- ся таким образом чтобы обеспечивалось включение реле сопротивления на петлю КЗ.
В схеме предусмотрены защиты от неполнофазных режимов возникающих при отключении не всеми фазами выключателей трансформатора 110 кВ в предположении что эти выключатели оборудованы пофазным приводом.
Защита срабатывает если появление тока 3I0 сопровождается действием реле контроля непереключения фаз соответствующего выключателя предусмотренного в его схеме управления. Время действия защиты отстроено от действия реле контроля непереключения фаз что необходимо поскольку последним может быть ликвидирован неполнофазный режим в случае отказа одной или двух фаз выключателя при его включении.
Приведено описание существующей подстанций характеристики её основного силового оборудования. Приведены технические характеристики газовой турбины ГТЭ-009М.
Произведён выбор силового оборудования ГТЭС 20 МВт.
Выполнен расчет токов КЗ на распределительных устройствах 110 и 35 кВ. Уровни токов КЗ составили на 110 кВ: ; на 35 кВ: . Погрешность ручного расчета и на ЭВМ не превышает 1%.
Произведены выбор и проверка электрических аппаратов распределительных устройств. К установке приняты на ОРУ 110 кВ: выключатель – ВЭБ-110-402500; разъединитель – SGF 123q-4000; трансформаторы тока – ТВГ-110-5Р-6005 ТВГ-110-02-6005; трансформатор напряжения – НКФ-110-58У1; на ОРУ 35 кВ: выключатель – ВГТ-35II-503150УХЛ1; разъединитель – РДЗ-СЭЩ 35 кВ ; трансформатор тока – TВ-35-3-6005 трансформатор напряжения – НАМИ-35-УХЛ1.
Выполнена проверка токоведущих частей. К установке приняты ОРУ 110 кВ – АС-24056 ОРУ 35 кВ – АС-24032.
Рассмотрена релейная защита трансформатора ТДТН 20000-110356кВ.
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТДТН
Силовые трансформаторы установленные на электростанциях и подстанциях предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое без изменения передаваемой мощности. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы так как потери в них на 12-15% ниже а расход активных материалов и стоимость на 20-25% меньше чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Трансформатором используемом на подстанции являются ТДТН 40-110 У1.
Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;
Т - трехобмоточный;
Н - регулирование напряжения под нагрузкой;
000 - номинальная мощность кВ·А;
0 - класс напряжения обмотки ВН;
У1 - климатическое исполнение и категория размещения.
1 Основные параметры трансформаторов
К основным параметрам силового трансформатора относятся номинальные мощность напряжение и ток: напряжение КЗ; ток ХХ; потери ХХ и КЗ.
Номинальной мощностью трансформатора называется указанное в заводском паспорте значение полной мощности на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении.
Номинальные напряжения обмоток - это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора – это его линейное (междуфазное) напряжение. При работе трансформатора под нагрузкой и подведении к зажимам его первичной обмотки номинального напряжения напряжение на вторичной обмотке меньше номинального на величину потери напряжения в трансформаторе. Коэффициент трансформации трансформатора k определяется отношением номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений:
В трехобмоточных трансформаторах определяется коэффициент трансформации каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и СН; СН и НН.
2 Эксплуатационные режимы трансформаторов.
Нормальный режим работы трансформатора - это режим при котором параметры трансформатора не отклоняются от номинальных более чем допустимо в соответствии со стандартами и техническими условиями.
Номинальным режимом работы трансформатора на основном ответвлении называется его работа при номинальных значениях напряжения частоты нагрузки и при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды оговоренных соответствующим ГОСТ или техническими условиями.
Трансформатор может длительно работать в этом режиме. Номинальные данные трансформатора указываются предприятием-изготовителем на щитке.
Температура верхних слоев масла при нормальной нагрузке трансформатора и максимальной температуре охлаждающей среды (средне-суточнная температура охлаждающего воздуха +300С) не должна превышать следующих максимально допустимых величин;
а) +950 С - в трансформаторах имеющих естественное масляное охлаждение (М) или дутьевое охлаждение (Д);
б) +750С - в трансформаторах имеющих циркуляционное охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха (ДЦ) если в технической условиях на трансформаторе заводом-изготовителем не оговорена другая температура.
При изменении охлаждающей среды.
Трансформаторы с принудительной циркуляцией масла (охлаждения ДЦ) должны работать как правило с включенными маслонасосами вентиляторами дутья вне зависимости от нагрузки.
Для трансформаторов с системой охлаждения ДЦ допускается работа :
а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной нагрузкой в течении 10 минут или в режиме холостого хода в течении 30 мин. Если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла +800 С то допускается дальнейшая работа с номинальной нагрузкой до достижения температуры верхних слоев масла +80 0С - для трансформаторов мощностью до 250 МВА но не более одного часа.
б) при полном или частичном отключении вентиляторов но с сохранением циркуляции масла - работа со сниженной нагрузкой длительно при температуре верхних слоев масла не выше +450 С.
При неисправности маслонасоса отключить маслонасос разобрать его электросхему и закрыть напорную задвижку на маслопроводе трансформатора.
В зимнее время температура верхних слоев масла при работе трансформаторов не должна падать ниже +100С во избежание ухудшения охлаждения обмоток вследствии повышения вязкости масла.
При изменении напряжения.
Допускается продолжительная работа трансформаторов при мощности не более номинальной при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления.
При этом напряжении на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего
Класс напряжения кВ 6 10 110 220
Наибольшее рабочее напряжение кВ 69 115 126 252
У трансформаторов (автотрансформаторов) имеющих устройство регулирования напряжения под нагрузкой переключение ответвлений производится дистанционно.
О произведенных переключениях ответвлений дежурный персонал делает запись в специальный журнал и оперативный журнал.
Нейтрали автотрансформаторов должны быть заземлены наглухо.
Для защиты электрооборудования (автотрансформаторов) вместо вентильных разрядников соответствующего класса напряжения установлены ограничители перенапряжения нелинейные типа ОПН.
Ограничители представляют собой аппараты опорного типа которые состоят из высоконелинейного резистора заключенного в фарфоровую герметизированную покрышку.
Защитное действие ограничителей обусловлено тем что при возникновении перенапряжения в сети через ограничители протекает значительный импульсный ток вследствие высокой нелинейности резисторов в результате чего величина перенапряжения снижается до уровня безопасного для изоляции защищаемого оборудования.
ОПН к «земле» подсоединен с помощью ножа заземления. В нормальной работе нож заземления должен быть включен.
Нож заземления можно размыкать только для замеров с помощью изолирующей штанги применяемой при обслуживании электроустановок напряжением до 10 кВ.
Параллельно ножу заземления установлен защитный нелинейный резистор используемый для измерения тока проводимости ограничителя под рабочим напряжением.
Допустимые перегрузки.
Для всех трансформаторов и автотрансформаторов в зависимости от условий эксплуатации определяемых резервом трансформаторной мощности графиком нагрузки и временем года могут быть допущены систематические и аварийные перегрузки. Систематические перегрузки трансформаторов допускаются в зависимости от характера суточного графика температуры охлаждающей среды и недогрузки в летнее время.
Таблица 2.1 - Допустимая продолжительность перегрузки трансформаторов
Нагрузка в долях от номинальной :
Допустимая продолжительность перегрузки (ч-мин) при повышении температуры верхних слоев масла над температурой воздуха перед перегрузкой oC:
Продолжение Таблицы 2.1
Аварийные перегрузки допускаются в исключительных случаях при выходе из строя одного из работающих трансформаторов или
2.1Расчет допустимых перегрузок трансформатора ТДТН-40000-110-У1 по суточному графику нагрузок.
Риcунок 2.1 – Суточный график нагрузки
На исходном графике нагрузки трансформатора выделим пиковую часть из условия Sпик Sср и проведём линию номинальной мощности трансформатора Sном она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1. Выделим на графике участок перегрузки продолжительностью h’.
Оставшуюся часть исходного графика с меньшей нагрузкой разбиваем на т интервалов tj а затем определяем значения S1 S2 Sm.
Рассчитаем коэффициент начальной нагрузки К1 эквивалентного графика по формуле
где Sн1 – начальная нагрузка МВА;
S1 S2 Sm – значения нагрузки в интервалах t1 t2 tm.
Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбиваем на р интервалов hp в каждом интервале а затем определим значения .
Рассчитаем предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки в интервале h =h1+ h2 + + hр по формуле
Полученное значение сравниваем с =136 (рис. 2.1) исходного графика нагрузки: 09= 122. Принимаем = 123 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле
Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии что наибольшая температура обмотки +140 0С наибольшая температура масла в верхних слоях +95 0С и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке когда температура наиболее нагретой точки не превышает +108 0С [1].
По полученным значениям К1 = 078 и h = 1235 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = 2900 0С по 1 П.I определяем допустимое значение перегрузки = 101. Трансформатор неможет систематически перегружаться по данному графику нагрузки т.к. = 123.
Номинальная мощность силового трансформатора находится из выражения
На основании выполненного расчёта примем к рассмотрению трансформаторы с номинальной мощностью 40000 кВА.
Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле (2.6)
Рассчитаем предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки по формуле (2.3)
Полученное значение сравниваем с =113 (рис. 2.1) исходного графика нагрузки: 09= 101. Принимаем = 110 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле (2.4)
Допустимая систематическая перегрузка за счёт неравномерности суточного графика составит Кдоп = 113 по 1 П.табл.I при h = 400 ч уточнённом значении Кз1 = 079 и средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = 2900 0С. Следовательно такая перегрузка допустима.
При отключении одного трансформатора мощностью 40000 кВА расчетный коэффициент аварийной перегрузки составит Кав=110. Допустимый коэффициент аварийной перегрузки Kав.доп=121 найдём по 1 П.табл.H.1 в зависимости от h = 400 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = 2900 0С.
Следовательно такая перегрузка допустима.
Годовой график нагрузок трансформатора ТДТН-40000-110-У1 приведен на риcунок 2.2
Риcунок 2.2. Годовой график нагрузок ТДТН-40000-110-У1
Рассчитанные параметры сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2- Параметры перегрузки трансформатора
Расчет допустимой систематической перегрузки для S=40000кВА
Максимальный коэффициент загрузки
Коэффициент начальной нагрузки
Коэффициент перегрузки
Продолжительность перегрузки
Принятый коэффициент перегрузки
Принятая продолжителность перегрузки
Коэффициент допустимой перегрузки при k1=0.79h=4.00 ч и tохл=290С
Систематическая перегрузка допустима
Расчет допустимой аварийной перегрузки
Аварийная перегрузка допустима
3 Условия включения трансформаторов на параллельную работу.
Параллельная работа трансформаторов с распределением нагрузки пропорционально номинальным мощностям возможна :
при равенстве их первичных и вторичных напряжений;
при равенстве напряжений короткого замыкания;
тождественности групп соединений.
На этих же условиях возможна параллельная работа и автотрансформаторов а также трансформаторов с автотрансформаторами.
У трансформаторов имеющих разные номинальные напряжения или разные коэффициенты трансформации напряжения на зажимах вторичных обмоток не одинаковы. При включении таких трансформаторов на параллельную работу в замкнутых контурах каждой пары первичных и вторичных обмоток возникнут уравнительные токи обусловленные разностью вторичных напряжений трансформаторы будут загружаться уравнительным током даже в режиме холостого хода. При работе под нагрузкой уравнительный ток наложится на ток нагрузки. Уравнительный ток загружая обмотки трансформаторов увеличивает потери энергии в них и снижает суммарную мощность подстанции. Поэтому разность вторичных напряжений при включении трансформаторов на параллельную работу должна быть минимальной. Отклонения по коэффициенту трансформации допускаются в пределах ± 05% номинального значения.
Напряжение короткого замыкания uk является постоянной для каждого трансформатора величиной зависящей исключительно от его конструкции. Нагрузка между трансформаторами распределяется прямо пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям короткого замыкания. При включении на параллельную работу трансформаторов с различными напряжениями короткого замыкания трансформатор с меньшим uk примет на себя большую нагрузку. Неравенство uk приводит к недогрузке одного трансформатора и перегрузке другого.
Допускается включение на параллельную работу трансформаторов с отклонениями uk на основном ответвлении не более чем на ± 10 %. Такое допущение связано с технологией изготовления трансформаторов т.е. в отступлении в размерах обмоток влияющих на uk.
3.1Порядок подготовки к включению.
Включение в работу трансформаторов после капитального ремонта производитcя после окончания всех работ испытаний и после записи начальником цеха в книгу распоряжений или в оперативный журнал начальника смены разрешения на включение трансформатора.
Перед включением трансформатора в работу производится тщательный осмотр всего присоединения трансформатора от шинных разъединителей одного распределительного устройства до шинных разъединителей или рубильника другого распределительного устройства.
Во время осмотра проверяется аппаратура трансформаторов чистота и целость изоляторов отсутствие посторонних предметов на крышке автотрансформатора открытие крана на трубе к расширителю и кранов к маслоохладителям.
После осмотра всех присоединений трансформатора снимаются переносные заземления и проверяются мегаомметром на напряжение 10002500 В сопротивление изоляции обмоток.
Сопротивление изоляции считается недостаточным если оно снизилось по сравнению с ранее замеренным на 50 % и более.
При снижении изоляции трансформатора более чем на 50 % по сравнению с ранее имевшим место необходимо выяснить причину снижения и в случае необходимости произвести сушку.
После ремонта связанного с перестановкой трансформатора с одного места на другое с заменой обмоток с присоединением новых или пересоединением старых кабелей при работах со съемом шин и т.д. необходимо проверять фазировку.
4 Сушка активной части силового трансформатора.
Об увлажненности обмоток трансформатора и возможности ввода его в эксплуатацию судят по комплексу данных измерения и условиям хранения и монтажа трансформатора.
Сушка изоляции трансформаторов состоит в том что искусственно создаются условия при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду.
В зависимости от конкретных условий (места сушки типа трансформатора подлежащего сушке наличия оборудования для сушки) сушка активной части трансформаторов может производиться одним из следующих способов:
а)в стационарном сушильном шкафу под вакуумом 700-750 мм рт. ст.;
б)в специальной камере без вакуума;
в)в своих баках индукционным нагревом;
г)в своих баках нагревом токами нулевой последовательности;
д)инфракрасным излучением вне бака.
Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки показана на рисунке 2.1. При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора посещают в хорошо утепленную и защищенную внутри от возгорания камеру. Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется через вытяжное отверстие унося с той пары воды. Температура входящего в камеру воздуха должны быть не выше 105°С и выходящего не ниже 80-90°С. Контроль за температурой ведется по термометрам. Количество воздуха подаваемого в камеру за 1 мин. должно быть в 15 раза больше объема камеры.
Рисунок 2.3 – Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки.
Обозначения на рисунке 2.3: 1–вентилятор; 2–нагреватель;3–искроуловитель; 4–утопленная камера; 5–регулированный набор; 6–термометры; 7–термопары на обмотке.
Наибольшее распространение в эксплуатации получил индукционный способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла выделяющегося в стенках бака от вихревых токов. Вихревые токи индуктируются специальной намагничивающей обмоткой наматываемой на бак трансформатора.
Для сушки активную часть опускают в совершенно сухой бак; в различных местах активной части устанавливают термопары и терморезисторы; все отверстия в баке тщательно уплотняют; стенку бака утепляют асбополотном или стеклотканью; снаружи под теплоизоляцией устанавливают на бак с таким расчетом чтобы в нежней части находилось 60-65% общего числа витков а остальные в верхней части. Такое расположение обмотки обеспечивает равномерный нагрев активной части. Питание индукционной обмотки осуществляют от трансформатора мощностью 560-1000 кВА напряжением 380 В. Дно бака прогревают электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100-105°С зависит от ее размеров массы и класса изоляции. Для трансформаторов 110 кВ оно составляет 30-40 ч для трансформаторов 220-500 кВ – 60-80 ч. Схема сушки изображена на рис 2.2
Рисунок 2.4 – Схема сушки трансформатора в своем баке под вакуумом.
Обозначения на рисунке 2.4: 1–теплоизоляция бака; 2–витки индукционной обмотки; 3–охладительная колонка; 4–вакуумные насосы; 5–фильтр для очистки подсасываемого воздуха; 6–бачок для слива масла; 7–вакуумметр.
После проверки работы вакуумной системы подают напряжение на индукционную обмотку включают печи донного подогрева и температуру в баке доводят до +100°С. Затем включают вакуумные насосы (4) и открывают кран через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух забираемый из поддонного пространства через фильтр (5). Подсос воздуха регулируют с таким расчетом чтобы вакуум в баке не поднимался выше 0003 МПа (для трансформаторов 110 кВ и ниже).
Для ускорения сушки режим нагрева чередуют со сжатием вакуума и быстрым охлаждением верхних слоев изоляции чтобы создать перепад температур между внутренними и внешними слоями изоляции. Контроль за сушкой ведется непрерывно. Каждый час записывают показания термометров и вакуумметра (7) производят измерения сопротивления изоляции мегомметром на 2500 В. Сушка считается законченной если устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь при неизменной температуре а также прекращается выделение влаги и в охладительной колонке. После этого нагрев прекращают температуру в баке понижают до +80-85°С и трансформатор заполняют сухим маслом под вакуумом. Через 6-10 часов когда изоляция пропитывается маслом активную часть вскрывают для осмотра и подпрессовки обмоток так как изоляция при сушке усыхает.
Сушка под вакуумом в собственном баке.
Для. уменьшения требуемой мощности нагрева на 30-40% бак утепляется листовым асбестом.
Под дно бака ставятся электронагреватели из расчета 15 -30 кВтм2 поверхности дна трансформатора.
Мощность нагрева определяется по формуле:
где =6 (м) - высота бака; =27 (м) - периметр бака; (кВтм2) - удельные потери на 1 м2 поверхности бака. =15кВтм2 для всех трансформаторов кроме =25кВтм2 для трансформаторов со встроенным РПН.
Нагревательная обмотка может быть одно- или трехфазная.
Расчет однофазной обмотки
где =220 (В) - напряжение; =27(м) - периметр бака; (-) –коэффициент значение которого равно: при =15 А =16; при =25 А =15.
Для трехфазной обмотки расчет следующий (см. схему трехфазной обмотки на рис.2.3).
Обмотка состоит из трех отдельных фаз. Число витков первой и третьей обмоток равно у второй обмотки число витков несколько меньше:
Токи в обмотках вычисляются следующим образом: для однофазной обмотки
для трехфазной обмотки
Рисунок 2.5. – Индукционный нагрев трансформатора
= 07; если обмотка укладывается прямо на бак без воздушного зазора; 035 - если предусматривается воздушный зазор 20-40мм. Напряжение: для однофазной обмотки - 220 В; для трехфазной обмотки - 380 В.
Низкий коэффициент мощности может быть компенсирован шунтовыми емкостями величина которых вычисляется по формуле:
где (В) - напряжение обмотки.
5 Признаки неисправности работы силовых трансформаторов при эксплуатации
5.1 Перегрев трансформатора
) Перегрузка трансформатора. Необходимо проверить нагрузку трансформатора. У трансформаторов с постоянной нагрузкой перегрузку можно установить по амперметрам у трансформаторов с неравномерным графиком нагрузки – путем снятия суточного графика по току.
Следует также иметь в виду что трансформаторы допускают нормальные перегрузки зависящие от графика нагрузки температуры окружающей среды и недогрузки в летнее время. Кроме того допускаются аварийные перегрузки трансформаторов независимо от предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды.
Допустимые превышения температуры отдельных частей трансформатора и масла над температурой охлаждающей среды воздуха или воды не должны превышать нормативных значений. Если указанные мероприятия не дают должного эффекта необходимо разгрузить трансформатор включив на параллельную работу еще один трансформатор или отключив менее ответственных потребителей.
) Высокая температура трансформаторного помещения. Необходимо измерить температуру воздуха в трансформаторном помещении на расстоянии 15–2 м от бака трансформатора на середине его высоты. Если эта температура более чем на 8–10 °С превышает температуру наружного воздуха необходимо улучшить вентиляцию трансформаторного помещения.
) Низкий уровень масла в трансформаторе. В данном случае обнаженная часть обмотки и активной стали сильно перегревается; убедившись в отсутствии течи масла из бака необходимо долить масло до нормального уровня.
)Внутренние повреждения трансформатора: замыкания между витками фазами; образование короткозамкнутых контуров из-за повреждения изоляции болтов (шпилек) стягивающих активную сталь трансформатора; замыкания между листами активной стали трансформатора.
Все эти недостатки при незначительных короткозамкнутых контурах несмотря на высокую местную температуру обычно не всегда дают заметное повышение общей температуры масла и развитие этих повреждений ведет к быстрому росту температуры масла.
5.4 Пробой обмоток трансформатора и обрыв в них
Причины пробоя обмоток трансформатора:
а) возникли перенапряжения связанные с грозовыми явлениями аварийными или коммутационными процессами;
б) резко ухудшилось качество масла (увлажнение загрязнение и пр.);
в) понизился уровень масла;
г) изоляция подверглась естественному износу (старению);
д) при внешних коротких замыканий а также при замыканиях внутри трансформатора возникли электродинамические усилия.
Необходимо подчеркнуть что при перенапряжениях могут происходить не пробои изоляции а только перекрытия между обмотками фазами или между обмоткой и корпусом трансформатора. В результате перекрытия обычно происходит лишь оплавление поверхности нескольких витков и появляется копоть на соседних витках полное же соединение между витками фазами или же между обмоткой и корпусом трансформатора отсутствует.
Пробой изоляции обмотки трансформатора можно обнаружить мегомметром. Однако в некоторых случаях когда в результате перенапряжений на обмотке возникают оголенные места в виде точек (точечный разряд) выявить дефект можно только испытав трансформатор приложенным или индуктированным напряжением. Необходимо отремонтировать обмотку а в случае необходимости заменить трансформаторное масло.
5.4.2 Обрывы в обмотках трансформатора.
В результате обрыва или плохого контакта происходит оплавление или выгорание части проводника. Дефект обнаруживается по выделению горючего газа в газовом реле и работе реле на сигнал или отключение.
Причины обрывы в обмотках трансформатора:
а) плохо выполнена пайка обмотки;
б) возникли повреждения проводов соединяющих концы обмоток с выводами;
в) при коротких замыканиях внутри и вне трансформатора развиваются электродина-мические усилия. Обрыв можно обнаружить по показаниям амперметров или с помощью мегомметра.
При соединении обмоток трансформатора треугольником нахождение фазы имеющей обрыв производится путем разъединения обмотки в одной точке и испытания каждой фазы трансформатора в отдельности. Обрыв чаще всего происходит в местах изгиба кольца под болт. Необходимо отремонтировать обмотку.
Чтобы предотвратить повторение обрыва в отводах обмотки трансформатора следует отвод выполненный круглым проводом заменить гибким соединением – демпфером состоящим из набора тонких медных лент сечением равным сечению провода.
5.5 Ненормальное вторичное напряжение трансформатора
Первичные напряжения трансформатора одинаковы а вторичные напряжения одинаковы при холостом ходе но сильно разнятся при нагрузке.
а) плохой контакт в соединении одного зажима или внутри обмотки одной фазы;
б) обрыв первичной обмотки трансформатора стержневого типа соединенного по схеме треугольник – звезда или треугольник – треугольник.
6 Определение коэффициента трансформации
Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателям. Из предусмотренных ГОСТ 3484-77 -методов определения коэффициента трансформации в практике наладочных работ используется метод двух вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжения и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время должно составлять не менее 1% номинального напряжения.
Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении. При испытании трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обеих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора в соединении обмоток звезда-треугольник коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз. Коэффициент трансформации определяется по формулам:
где - фазные коэффициенты трансформации;
измеренные напряжения на обеих обмотках трансформатора.
Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по формуле
При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда с нулевым выводом. Треугольник напряжения подводится поочередно к каждой фазе при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае определяется фазный коэффициент трансформации:
Схемы измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов и трехфазных трансформаторов с различными схемами соединения обмоток приведены ниже. Схема измерения коэффициента трансформации силовых однофазных трансформаторов показана на рисунке 2.8. Схема измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных трансформаторов по трехфазной схеме возбуждения показана на рисунке 2.9 с соединением обмоток YY трансформаторов по однофазной схеме возбуждения на рисунке 2.10 с соединением обмоток Yн трансформаторов по однофазной схеме возбуждения на рисунке 2.11. Схемы измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных с соединением обмоток Y трансформаторов по однофазной схеме возбуждения показаны на рисунке 2.12.
Рисунок 2.8 – Схема измерения коэффициента трансформации силовых однофазных трансформаторов.
Рисунок 2.9 – Схема измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных трансформаторов по трехфазной схеме возбуждения.
Рисунок 2.10 – Схема измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных с соединением обмоток YY трансформаторов по однофазной схеме возбуждения.
Рисунок 2.11 – Схема измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных с соединением обмоток Yн трансформаторов по однофазной схеме возбуждения.
Рисунок 2.12 – Схемы измерения коэффициента трансформации силовых трехфазных с соединением обмоток Y трансформаторов по однофазной схеме возбуждения.
При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно определить коэффициент трансформации для двух обмоток.
7 Проверка группы соединения обмоток
Группа соединения обмоток может быть проверена прямым методов (фазометром) методом двух вольтметров и методом постоянного тока.
а) Прямой метод (фазометром).
Схема проверки группы соединений обмоток показана на рисунке 2.13. Последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат подключают к зажимам одной из обмоток а параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки испытываемого трансформатора. К одной из обмоток трансформатора подводят напряжение достаточное для нормальной работы фазометра.
Рисунок 2.13 – Схема проверки группы соединений обмоток трансформатора методом фазометра
По измеренному углу определяют группу соединения обмоток. При определении группы соединений трехфазных трансформаторов проводят не менее двух измерений (для двух пар соответствующих линейных зажить трансформаторов).
Полярность зажимов А-Х устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов А-Х вольтметр отсоединяют и отсоединяя питающие провода и присоединяют к зажимам а-х. Полярность зажимов а-х определяют в момент включения и отключения тока.
Если полярность зажимов а – х при включении тока совпадает с полярностью зажимов А – Х а при отключении – противоположна то трансформатор имеет группу соединений О в противном случае – группу соединений 6.
б) Метод постоянного тока.
Этот метод используют для однофазных трансформаторов а также для трехфазных - при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток ДД когда соединение в треугольник выполняется вне бака трансформатора. Группу соединений определяют по схеме в соответствии с рисунком 2.14 путем поочередной проверки полярности зажимов A-X и a-x магнитоэлектрическим вольтметром при подведении к зажимам A-X напряжения постоянного тока 2—12 В. Полярность зажимов A-X устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов A-X вольтметр отсоединяют не отсоединяя питающие провода и присоединяют его к зажимам a-x. Полярность зажимов a-x определяют в момент включения и отключения тока. Если полярность зажимов a-x при включении тока совпадает с полярностью зажимов A-X а при отключении - противоположна то трансформатор имеет группу соединений 0 в противном случае - группу соединений 6
Таблица 2.1 Показания гальванометра при определении группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов.
Питание подведено к зажимам
Отклонения стрелки гальванометра присоединенного к зажимам
Рисунок 2.14 – Схема проверки группы соединения трансформаторов при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток
Аналогично проверяется группа соединений трехфазных трансформаторов при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток .
8 Измерение потерь холостого хода при малом напряжении
Измерения проводятся при напряжении составляющая 5-10% номинального. Схема измерения суммарных потерь холостого хода однофазного трансформатора показана на рисунке 2.15 для трехфазного трансформатора на рисунке 2.16. Сначала измеряют подводимое напряжение и суммарную мощность потребляемую испытываемыми трансформатором и измерительными приборами. Затем определяют мощность потребляемую приборами. Схема измерения потерь холостого хода в приборах для однофазных трансформаторов показана на рисунке 2.16 для трехфазных трансформаторов на рисунке 2.17.
Рисунок 2.15 – Схемы измерения суммарных потерь холостого хода в однофазном трансформаторе.
Рисунок 2.16 – Схемы измерения потерь холостого хода в приборах для однофазных трансформаторов.
Рисунок 2.17 – Схемы измерения суммарных потерь холостого хода в трехфазном трансформаторе.
Рисунок 2.18 – Схемы измерения потерь холостого хода в приборах для трехфазных трансформаторов.
Потери в трансформаторе при напряжении :
Потери в трехфазных трансформаторах измеряют при трехфазном возбуждении.
В трансформаторах трехстержневого исполнения потери можно измерять при однофазном возбуждении. При этом выполняют три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем поочередного замыкания накоротко одной из его фаз возбуждения двух других. Первый опыт - замыкают накоротко обмотку фазы А возбуждают фазы В и С трансформатора и измеряют потери. Второй опыт - замыкает накоротко обмотку фазы В возбуждают фазы А и С трансформатора и измеряют потери. Третий опыт - замыкают накоротко обмотку фазы С возбуждают фазы А и В трансформатора и измеряют потери. Обмотки фаз замыкают накоротко на соответствующих выводах обмоток трансформатора (высшего среднего или низшего напряжения). При этом руководствуются действительной схемой соединений обмоток трансформатора. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в треугольник показана на рисунке 2.19. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой показаны на рисунке 2.20. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в звезду без выведенной нулевой точки показана на рисунке 2.20.
Потери в трансформаторе при напряжении:
где - потери определенные при указанных выше опытах (за вычетом потерь в приборах) при одинаковых подводимых напряжениях.
Рисунок 2.19 – Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в треугольник.
Рисунок 2.20 – Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой.
Рисунок 2.21 – Схема однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь при малом напряжении при соединении первичной обмотки в звезду без выведенной нулевой точки.
9 Опыт холостого хода трансформатора опыт короткого замыкания трансформатора при номинальном напряжении
Опыт холостого хода проводят для измерения тока и потерь холостого хода. При опыте холостого хода к одной из обмоток трансформатора(обычно низкого напряжения) при разомкнутых остальных обмотках подводят номинальное напряжение номинальной частоты практически синусоидальной формы и симметричное при испытании трехфазных трансформаторов. Схема включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых однофазных трансформаторов показана на рисунке 2.22. Схема включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых трехфазных трансформаторов показана на рисунке 2.23.
При испытании трехфазных трансформаторов значение подведенного напряжения определяется из выражения:
Ток холостого хода определяется в процентах номинального:
для однофазных трансформаторов
для трехфазных трансформаторов
В трехфазных трансформаторах токи холостого хода различных фаз за счет различной длины пути потока каждой фазы несколько различаются. Ток средней фазы обычно на 20 – 35 % меньше тока крайних фаз.
Потери трехфазного трансформатора:
где – постоянная ваттметра с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов; и – показания ваттметров.
Потери холостого хода:
в однофазном трансформаторе
в трехфазном трансформаторе
где - фазовое сопротивление обмотки постоянному току; - потери в стали; и - потери в меди.
Рисунок 2.22 – Схема включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых однофазных трансформаторов.
Рисунок 2.23 – Схема включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых трехфазных трансформаторов.
Если испытание проводится при частоте отличной от номинальной то подводимое для испытания напряжение определяется по формуле:
Потери холостого хода приведенные к номинальной частоте:
где - потери измеренные при частоте; - доля потерь обусловленных гистерезисом принимается равной 05 для холоднокатаной стали и 08 для горячекатаной стали; - доля потерь обусловленная вихревыми токами принимается равной 05 и 02 соответственно.
По данным измерений опыта холостого хода трансформатора кроме и рассчитываются следующие величины:
коэффициент мощности трехфазного трансформатора при холостом ходе
коэффициент мощности однофазного трансформатора при холостом ходе
полное фазовое сопротивление обмотки
активная составляющая полного фазового сопротивления обмотки
реактивная составляющая полного фазового сопротивления обмотки
активная и реактивная составляющие тока холостого хода
Опыт короткого замыкания трансформатора.
При опыте короткого замыкания определяют напряжение и потери короткого замыкания. Опыт короткого замыкания проводится следующим образом: одна из обмоток замыкается накоротко а к другой подводится напряжение номинальной частоты при котором значение тока в обмотках трансформатора составляет не менее 025 номинального. Для трехобмоточных трансформаторов опыт проводят с каждой парой обмоток а не учавствующую в опыте обмотку оставляют разомкнутой. Для замыкания обмотки накоротко должны быть использованы проводники минимальной длины рассчитанные на ток в закорачиваемой обмотке.
Потери и напряжения короткого замыкания соответствующие номинальному току обмотки вычисляют по формуле:
Здесь - потери и напряжение короткого замыкания соответствующие току при котором проводится опыт; и - номинальные значения напряжения и тока обмотки трансформатора к которой подводилось напряжение при опыте.
Для трехфазных трансформаторов опыт короткого замыкания можно выполнять пофазно с замыканием накоротко всех трех фаз и питанием попарно двух. Потери и напряжение короткого замыкания измеренные в однофазной схеме пересчитывают на трехфазный режим по формулам:
Здесь – потери и напряжения короткого замыкания измеренные в однофазных схемах.
Данные опыта короткого замыкания трехфазного трансформатора используются для определения:
- полного сопротивления трансформатора
- активного сопротивления трансформатора
- реактивного сопротивления трансформатора
- коэффициент мощности при коротком замыкании
Сопротивление нулевой последовательности трехфазных трансформаторов измеряют между внешними линейными зажимами обмоток соединенных в звезду или зигзаг и выведенным зажимом нейтрали. Если в трансформаторах имеется обмотка соединяемая в треугольник. То это соединение должно быть выполнено.
Измеренное сопротивление приводится к значению приходящемуся на одну фазу:
где – подводимое напряжение В; - измеренное значение тока А.
) Расчитана допустимая перегрузка трансформатора.
) Рассмотренны способы сушки трансформатора ТДТН.
) Рассмотрены условия включения трансформатора на параллельную работу.
) Проанализированы методы сушки активной части силового трансформатора.
) Изучены признаки неисправности работы силовых трансформаторов при эксплуатации
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1 Негативные факторы на ГТЭС и меры по их снижению
К опасным производственным факторам следует отнести например:
возможность падения с высоты самого работающего либо различных деталей и предметов;
оборудованиеработающееподдавлениемвышеатмосферного и т.д.
К вредным производственным факторам относятся:
сезонное изменение метеорологических условий;
запыленность и загазованность воздуха;
воздействие шума инфра- и ультразвука вибрации;
наличие электромагнитных полей;
Анализ негативных факторов и их воздействие на здоровье человека на станции ГТЭС приведен в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Анализ негативных факторов на энергопредприятии и средства их устранения.
Наименование фактора
Носитель опасного фактора
Круг лиц на которых возможно воздействие фактора
Средство устранения и локализации опасного фактора
Поражение электрическим током
Токоведущие части металлические части оборудования на котором возможно появление напряжения
Оперативный ремонтный и обслуживающий персонал
Защитное заземление оборудования выполнение требований ПТБ ПТЭ ПУЭ
Трансформаторы маслинные выключатели территории ОРУ ЗРУ ОПУ
Соблюдение норм и правил пожарной безопасности НПБ 105-03 СНиП 21-0197
Воздействие электрического поля
Распределительные устройства
Ремонтный и обслуживающий персонал
Экранирующие устройства на территории ОРУ экранирующие костюмы кратковременное пребывание
Механическое воздействие вибрации
Подъемно-транспортные средства
Соблюдение ТБ применение защитных заграждений амартизационные механизмы
виброизолирующие прокладки.
Вредные выделения и выбросы
Применение средств индивидуальной защиты и установка фильтрующих элементов
Выключатели котлотурбинный цех машинный зал силовые трансформаторы.
Оперативный ремонтный и обслуживающий персонал.
Наушники и шлемы. Использование шумоизоляционных материалов.
Кратковременное пребывание рядом с источником шума
СН 2.2.42.1.8.562-96
2 ЧРЕЗВЫЧАЙНЫЕ СИТУАЦИИ
2.1 Пожар как экологический фактор
Пожар — неконтролируемый процесс горения причиняющий материальный ущерб вред жизни и здоровью людей интересам общества и государства.
При возникновении пожара на энергетическом объекте первый заметивший загорание должен немедленно сообщить об этом начальнику смены (диспетчеру или дежурному по электростанции подстанции предприятию и т. д.) старшему по смене и приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения соблюдая при этом правила техники безопасности.
Получив первичную информацию о пожаре дежурный диспетчер начальник смены или другое должностное лицо обязаны немедленно сообщить об этом в пожарную охрану руководству объекта (по утвержденному списку) а также диспетчеру энергосистемы.
Старший по смене лично или с помощью дежурного персонала должен определить место очага пожара возможные пути распространения горения и дыма оценить степень угрозы людям и электрооборудованию оказавшимся в зоне воздействия опасных факторов пожара.
После получения необходимой информации старший по смене обязан:
проверить включена ли автоматическая установка пожаротушения;
принять меры по обеспечению безопасных условий эвакуации персонала или его пребывания в определенных помещениях здания;
произвести предусмотренные на случай аварийной ситуации операции на электроустановках (отключение или переключение оборудования;
организовать тушение пожара имеющимися силами и средствами выделить для встречи прибывающих пожарных подразделений лицо;
при необходимости принять меры к охлаждению водяными струями несущих металлических конструкций здания.
Отключение или переключение электросетей в зоне пожара может производиться только в соответствии с оперативной карточкой начальником смены (диспетчером или дежурным) или по его распоряжению дежурным персоналом с последующим уведомлением вышестоящего оперативного руководства по окончании операции отключения.
Исходя из особенностей каждого энергетического объекта следует разрабатывать конкретные рекомендации по тушению пожаров на наиболее ответственных и пожароопасных сооружениях и электроустановках: в кабельных помещениях генераторах трансформаторах а также оговорить порядок тушения электроустановок без снятия напряжения (до 10 кВ) при строгом выполнении правил техники безопасности.
При возникновении пожаров в машинных залах основной задачей по ограничению распространения пожара является защита от воздействия теплового потока емкостей с маслами баллонов с газами коммуникации масляных систем водородного охлаждения турбин генераторов а также предотвращение образования взрывоопасных смесей в объеме помещения. При горении внутри генератора с водородным охлаждением необходимо отключить его снять возбуждение с помощью автомата гашения поля подать азот или углекислый газ в систему охлаждения для вытеснения из нее водорода. Если при этом произошла разгерметизация генератора а водород выходит наружу и горит необходимо дополнительно обеспечить подачу распыленной воды или пены на охлаждение поверхностей около зоны горения и организовать удаление дыма из помещения. Использование для тушения пожара внутри генераторов или синхронных компенсаторов пенных и химических огнетушителей не допускается.
Основными средствами тушения пожаров трансформаторов являются воздушно-механическая пена распыленная вода и порошковые составы.
Во всех случаях при горении масла на трансформаторе или под ним необходимо отключать его от сети снять остаточное напряжение и заземлить. После снятия напряжения тушение пожара можно производить любыми средствами (распыленной водой пеной порошками). Если поврежден корпус трансформатора в нижней части и происходит горение под ним то горение масла ликвидируется пеной а масло следует спустить в аварийный резервуар. В случае воздействия пламени на корпус соседнего трансформатора его необходимо защищать распыленными струями воды.
При пожарах в распределительных устройствах горение изоляции кабелей муфт воронок может быть ликвидировано воздушно-механической пеной водой двуокисью углерода порошковыми и галоидопроизводными составами. При горении изоляции аварийная камера должна быть во всех случаях отключена от системы сборных шин. При тушении пожара внутри помещений рекомендуется применять стволы-распылители малой производительности поскольку требуемая интенсивность подачи огнетушащего средства обычно незначительна а излишнее количество пролитой воды и особенно пены может послужить причиной перекрытия фаз пробоев изоляции и КЗ.
2.2 Спринклерные и дренчерные установки их виды схемы принципы действия область применения
По принципу действия установки водяного пожаротушения подразделяются на спринклерные и дренчерные. Они получили свое название от английских слов sprincle (брызгать моросить) и drench (мочить орошать).
Спринклерные установки предназначены для обнаружения и локального тушения пожаров и загораний охлаждения строительных конструкций и подачи сигнала о пожаре.
Дренчерные установки служат для обнаружения и тушения пожаров по всей защищаемой площади а также для создания водяных завес.
Спринклерная установка водяного пожаротушения представленная на рисунке 3.1 работает следующим образом. В дежурном режиме спринклерная установка находится под давлением создаваемым импульсным устройством 10. При возникновении пожара вскрывается тепловой замок спринклерного оросителя 6. Распыленная вода из распределительной сети 5 через спринклеры подается в очаг пожара. Давление в питающем трубопроводе 4 падает срабатывает контрольно-сигнальный клапан узла управления 7 пропуская воду в распределительную сеть установки. Вода в начальный период поступает к узлу управления от импульсного устройства 10. При срабатывании клапана в узле управления вода поступает и к сигнализатору давления (СДУ) 3. Электрический импульс от СДУ подается на щит управления и контроля 2 обеспечивающего включение насоса 14 и подачу сигнала тревоги о возникновении пожара и срабатывании установки. Электроконтактные манометры (ЭКМ) 11 установленные на импульсном устройстве 10 предназначены для формирования сигнала обутечке (падении давления) воды (воздуха) а в отдельных случаях - для обеспечения включения насоса.
Рисунок 3.1 Принципиальная схема спринклерной установки водяного пожаротушения:
- приемно-контрольный прибор; 2 - щит управления; 3 - сигнализатор давления СДУ; 4 - питающий трубопровод; 5 - распределительный трубопровод; 6 - спринклерные оросители; 7 - узел управления; 8 - подводящий трубопровод; 9 16- нормально открытые задвижки; 10 - гидропневмобак (импульсное устройство);11 - электроконтактный манометр; 12 - компрессор; 13 - электродвигатель; 14 - насос; 15 - обратный клапан;
- всасывающий трубопровод
В зависимости от вида исполнения спринклеры бывают: с вогнутой розеткой (В); с плоской розеткой (П); настенного исполнения (Н); с плавким элементом (Э); со стеклянной колбой (К).
Для одной секции спринклерной установки следует принимать не более 800 спринклерных оросителей всех типов. Оросители устанавливают: розеткой вверх (СВ) розеткой вниз (СП) перпендикулярно плоскости перекрытия (покрытия) розеткой параллельно плоскости пола (СН).
2.3 Гидравлический расчет спринклерных и дренчерных водяных АУП
Гидравлический расчет спринклерной сети имеет целью определение расхода воды у «диктующего» спринклера (водопитателя наиболее удаленного и высоко расположенного относительно напорного патрубка) и сравнение расчетной интенсивности орошения с требуемой (нормативной); определение необходимого напора у водопитателя и наиболее экономичных диаметров труб.
Спринклеры следует располагать в местах сосредоточения теплых масс воздуха между несущими балками ребрами жесткости чтобы обеспечить их быстрое вскрытие.
После составления плана размещения оросителей и трассировки сети делают чертеж аксонометрической схемы сети. Примеры выполнения различных вариантов аксонометрических схем показаны на рисунке 3.2.
Рис 3.2 Расчетные схемы водяных установок пожаротушения:
а - тупиковая симметричная схема; б - тупиковая несимметричная схема; в - кольцевая схема; 7 2 3 4- оросители; 5 - клапан; 6 - задвижка; 7 - насос;- электродвигатель; А В n т - точки сопряжения
Расчетное количество спринклеров определяется делением площади для расчета расхода воды на площадь защищаемую одним спринклерным оросителем.
Гидравлический расчет установки пожаротушения будем производить в соответствии со схемой расстановки оросителей показанной на рисунке 3.2. Гидравлический расчет начинается с определения необходимого напора на «диктующем» оросителе [19 20].
В качестве «диктующего» принимаем ороситель 1. Величина напора на «диктующем» оросителе определяется как наибольшая из двух следующих значений:
где Нтт - свободный минимальный напор на оросителе необходимый для обеспечения паспортной площади орошения м; Нщсч - напор необходимый для обеспечения заданной интенсивности орошения л(с-м2) на площади орошения Fc оросителя с коэффициентом производительности оросителя К который определяется по техническим данным завода- производителя; Fc - площадь орошения оросителя рассчитывается с учетом расстановки оросителей и не должна превышать величины указанной в НПБ 88-2001* [19].
Определяем расход из оросителя 1 (лс):
Для выбора оптимального типа оросителя определяем требуемые напор Н1 и расход Q1 на «диктующем» оросителе для двух типоразмеров оросителей и сравниваем полученные значения интенсивностей орошения с нормативной величиной. Принимаем в качестве расчетного тот ороситель у которого превышение расчетной интенсивности над нормативной наименьшее.
Затем определяем потери напора на участке 1-2:
где Q1-2 - расход на участке 1-2 лс; K1 - ха
рактеристика трения трубопровода л2 с2 .
Для определения характеристики трения трубопровода необходимо рассчитать диаметр условного прохода трубопровода на участке 1-2:
где V - скорость движения воды по трубам мс (рекомендуется V= 3-5 мс).
Полученный по результатам расчёта диаметр условного прохода трубопровода округляют до ближайшего значения для труб стальных электросварных.
Напор у оросителя 2 вычисляется по формуле
Расход воды из оросителя 2 находится по формуле
По известному расходу воды на участке определяются потери напора на этом участке:
Таким образом для левой ветви рядка I (см. рисунке 3.2) необходимо обеспечить расход Q2-a при напоре НА. Правая часть рядка симметрична левой поэтому расход для этой ветви тоже будет равен Q2-A а напор в точке А будет равен НА. Следовательно для рядка I имеем напор равный HA а расход воды
Расчет сети производится до тех пор пока в него не будет включено то количество оросителей которое обеспечивает орошение расчетной площади.
3 Угроза поражения молнией
В данном разделе была реализована прикладная программа для расчета молниезщиты зданий и сооружений с заданными параметрами(видом защищаемого объекта и молниепровода положения в климатической зоне габаритов сооружения).
Листинг программы расчета грозозащитыприведен в приложении К.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ В РЕКОНСТРУКЦИЮ ПОДСТАНЦИИ 110356 КВ
1. Основы методики оценки эффективности инвестиций
Система показателей и критериев экономической
эффективности инвестиций
В основной части дипломного проекта производится выбор варианта из нескольких возможных то есть производятся расчеты сравнительной экономической эффективности. В организационно-экономической части следует оценить абсолютную эффективность инвестиций в выбранный вариант.
Для оценки абсолютной эффективности капитальных вложений используются простые и интегральные критерии оценки экономической эффективности
Простые методы оценки экономической эффективности инвестиций не учитывают всю продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков. Эти методы достаточно широко распространены и применяются в основном для экспресс-оценки проектов на предварительных стадиях разработки. К таким критериям относятся:
простая норма прибыли или простая норма рентабельности (ПНП);
простой срок окупаемости капитальных вложений.
Простая норма прибыли определяется как отношение чистой прибыли к суммарным инвестициям К
Величина чистой прибыли Пчt численно равна балансовой прибыли Пбt за вычетом выплачиваемых налогов на прибыль Нt:
где стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объем реализованной продукции в год t ); Иt - суммарные эксплуатационные издержки в год t; ставка налога на прибыль 02 (20 %).
Расчетная величина ПНП сравнивается с минимальным или средним уровнем доходности (процентной ставки по кредитам ценным бумагам депозитным вкладам).
Простой срок окупаемости капитальных вложений (Ток.п)
где tс и tп – соответственно срок завершения инвестиций (окончания строительства) и момент начала производства; Кt величина инвестиций в год t;И'tсуммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений; - амортизационные отчисления на реновацию.
При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно определить по формуле
Интегральные (динамические) критерии экономической эффективности инвестиций оперируют с показателями работы проектируемых объектов по годам расчетного периода с учетом фактора времени. В интегральных критериях также могут быть учтены прогнозируемые темпы инфляции. В интегральных критериях расходы и доходы разнесенные по времени приводятся к одному (базовому) моменту времени. Базовым моментом времени обычно является дата начала реализации проекта или дата начала производственной деятельности.
Используется ряд показателей:
чистый дисконтированный доход (ЧДД);
индекс доходности (ИД);
внутренняя норма доходности (ВНД);
дисконтированный срок окупаемости капитальных вложений (Ток.д).
Чистый доход это разность между притоками и оттоками денежных средств за срок жизни проекта
где Тр - расчетный период (срок жизни проекта) лет; Клик t - ликвидационная стоимость объекта.
Для каждого года расчетного периода чистый доход таким образом представляет собой номинальный денежный поток НДП то есть разность между притоком и оттоком денежных средств.
Чистый дисконтированный доход определяется дисконтированием чистого дохода. Дисконтирование разновременных затрат и результатов осуществляется с помощью коэффициента приведения
где Е норматив дисконтирования (ставка доходности); Тпр год приведения.
Чистый дисконтированный доход определяется:
при приведении к началу расчетного периода (Тпр=0):
при выделении денежных потоков в период эксплуатации и в период строительства формула (5.8) примет вид
при неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяется через сумму коэффициентов дисконтирования по формуле
При этом определяется по специальным таблицам или по формулам.
Критерием финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта является условие ЧДД > 0.
Индекс доходности инвестиций определяется отношением дисконтированных положительных денежных потоков за расчетный период к дисконтированной величине инвестиций:
Поскольку это относительный показатель он может использоваться при сравнении вариантов с разной величиной инвестиций при ранжировании проектов.
Внутренняя норма доходности объекта характеризует норму дисконтирования Е при которой ЧДД равен нулю. Используется в том случае когда еще неизвестен источник финансирования.
Внутренняя норма доходности объекта в этом случае определяется из выражения
где Евн – внутренняя норма доходности являющаяся в данном случае искомой величиной и обеспечивающая справедливость равенства.
ВНД может быть определена по формуле:
где ЧДД1 – положительное значение чистого дисконтированного дохода при меньшей ставке доходности Е1; ЧДД2– отрицательное значение чистого дисконтированного дохода при большей ставке доходности Е2
При равенстве денежных потоков по годам расчетного периода ВНД может определяться по специальным таблицам.
Дисконтированный срок окупаемости затрат характеризует период в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счет чистого дохода получаемого при эксплуатации объекта. Определяется при условии что ЧДД равен нулю из выражения
где Ток.д последний год периода после которого величина чистого дохода определяемая с фиксированной нормой дисконта Е приобретает положительное значение искомая величина.
При приведении доходов и расходов к моменту начала вложения инвестиций срок окупаемости будет включать в себя и срок строительства.
Критерием экономической эффективности инвестиций в сооружение объекта служит выражение: Ток Тприемл где Тприемл приемлемый срок окупаемости.
Особенности экономического обоснования проектов развития электрических сетей
По своему назначению электросетевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для:
) выдачи мощности электростанций;
) увеличения пропускной способности участков сети в связи с ростом перетоков;
) усиления электроснабжения узлов нагрузки и внешнего электроснабжения потребителей;
) сокращения потерь электроэнергии в сети;
) повышения надежности электроснабжения.
Практически каждый объект выполняет несколько из перечисленных функций. Основной фактор обоснования экономической эффективности для всех групп объектов 1-5 это возможность увеличения реализации электроэнергии потребителям и как следствие образование дополнительной прибыли в энергокомпании.
Как правило сооружаемые объекты относятся к группам 1-3 для которых характерно что ввод их приводит к увеличению пропускной способности сети. В результате обеспечивается передача дополнительной электроэнергии потребителям и образование прибыли в энергокомпании.
Определение эффективности капитальных вложений в объекты групп 4 и 5 сводятся к тому что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и как следствие увеличению прибыли в энергосистеме.
Стоимостная оценка результата сооружения электрической сети определяется по формуле
где Тэ средневзвешенный тариф на транспортировку электроэнергии в данной энергосистеме; W дополнительное поступление электроэнергии в сеть обусловленное сооружением электросетевого объекта; W – изменение потерь в сети; П увеличение прибыли за счет повышения надежности и других факторов влияющих на экономический эффект.
Дополнительное поступление электроэнергии в сеть определяется по присоединяемой нагрузке Р и числу часов использования максимума Тmax
если сооружаемый объект предназначен для выдачи мощности электростанции или внешнего электроснабжения узла нагрузки по радиальной схеме то значение W соответствует энергии поступившей в данный объект а W потери электроэнергии в этом объекте (ВЛ ПС);
если объекты сооружаются в замкнутой цепи и их ввод приводит к перераспределению потоков мощности в действующих элементах сети то W соответствует дополнительной электроэнергии которая будет поступать в сеть рассматриваемого района в связи с вводом проектируемых объектов а W изменение потерь в этой сети (с соответствующим знаком):
где потери в сети после ввода объекта; потери в сети до ввода объекта (без учета дополнительной передачи электроэнергии).
Увеличение прибыли П может быть вызвано повышением надежности электроснабжения которое оценивается либо снижением ущерба от недоотпуска электроэнергии либо изменением договорного тарифа зависящего от заданной надежности.
Снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии оценивается исходя из удельного ущерба 90120 руб.кВт·ч.
На увеличение прибыли также влияет топливный и мощностной эффекты возникающие в результате оптимизации режима работы электростанций объединяемых на параллельную работу сетью: снижение расхода топлива на производство единицы электроэнергии и максимума нагрузки энергосистемы.
2. Определение капитальных вложений в развитие сети
Капитальные вложения определяются суммой стоимостей объектов или их элементов сооружаемых в соответствующем году расчетного периода.
Капитальные вложения могут быть определены следующими методами:
Стоимость строительства оценивается сметой пределом затрат на сооружение объекта. Сметы бывают объектные (для отдельных видов работ и затрат) и сводные. Сводная смета содержит затраты на строительные работы оборудование монтажные и прочие работы которые вычисляются в соответствии с данными проекта по составу оборудования и объему работ. Основа расчета смет: цены на оборудование нормы и расценки на строительные и монтажные работы тарифы на транспортировку накладные расходы (необходимые для организации и управления строительством) плановые накопления.
В дипломных проектах могут использоваться данные локальных сметных расчетов которые определены в ценах года разработки проекта. Для определения инвестиций в ценах 2012 г. используются индексы-дефляторы представленные ниже:
На предпроектных стадиях (схема ТЭО ТЭР) расчет капитальных вложений выполняется по укрупненным стоимостным показателям УСП. УСП разработаны на основе прейскурантов и тарифов 2000г.
Для перехода от цен 2000 г. к ценам 2012г. Использую коэффициент-дефлятор J=5094.
По данным заводов-изготовителей (Коб) с учетом затрат на транспортировку оборудования (Ктр) и затрат на строительно-монтажные работы (Кстр)
В расчетах можно принять:
- затраты на транспортировку - 15-20 % от стоимости оборудования;
- строительно-монтажные работы – 30-50 % от стоимости оборудования.
При таком методе расчет капитальных вложений осуществляется по всем единицам оборудования.
Капиталовложения в сооружение реконструкцию и расширение электрической части электрических станций включают две составляющие:
затраты на сооружение силовой части электрической станции;
затраты на сооружение схемы выдачи мощности электрической станции.
Капитальные вложения в реконструкцию ПС
Наименование оборудования
Стоимость единицы в базовых ценах тыс. руб.
Общая стоимость в базовых ценах тыс. руб.
Сметная стоимость в текущих ценах млн руб.
Постоянная часть затрат
(в долях от табл. данных)
Всего базовая стоимость
Базовая стоимость с учетом зонального коэффициента (1)
Затраты на ПИР благоустройство и пр.(155 %)
Капитальные вложения
Общая стоимость реконструкции подстанции составила в ценах 2012 г. 297408 млн руб.
3 Расчет эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии
Годовые эксплуатационные расходы (ежегодные постоянные издержки) определяются по формулам
при этом затраты на обслуживание и амортизационные отчисления принимаются укрупнено в процентах от капитальных вложений
где норма амортизационных отчислений на реновацию ПС;
КПС - инвестиции (величина капитальных вложений в ПС);
норма отчислений на обслуживание и ремонт ПС.
Для затрат на обслуживание применяются такие же уровни инфляции что и для тарифа на передачу электроэнергии.
Стоимостная оценка результатов реконструкции подстанции выражается в увеличении дохода от передачи дополнительно отпущенной электроэнергии:
где Т– тариф на передачу электроэнергию 09 руб. кВт·ч.;
W–дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС млн кВт·ч;
W – изменение потерь млнкВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5% );
П – увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов (в расчете не учитывается).
Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Тmax:
При расчете выручки от реализации электроэнергии учтены прогнозируемые темпы инфляции (см. табл. 1).
Балансовая прибыль от передачи электроэнергии определена по форму-ле
Чистая прибыль определена исходя из ставки налога на прибыль
Расчет показателей экономической эффективности
инвестиций с учетом инфляции
Присоединяемая нагрузка задана P=20 МВт.
Число часов использования установленной мощности 6000 ч;
коэффициент собственных нужд и потерь kсн=75%;
количество электроэнергии принятой в сеть
потери электроэнергии
kпотW2= 0075 120 = 9 млн кВтч;
доход от передачи отпущенной электроэнергии (тариф меняется в силу инфляции)
= 09109(120-9) = 10889 млн руб.;
ежегодные постоянные издержки
=13086+19126=3221млн руб.;
балансовая прибыль от реализации электроэнергии
П = Ор – Ип= 10889– 3221= 7668 млн руб.
чистая прибыль от реализации электроэнергии
Пч = П(1- н) = 7668 (1-02) = 61344 млн руб.
Номинальный денежный поток (или чистый доход):
для первого года НДП1= ЧД1= - К = -297408 млн руб.
НДП2 = Пч2 + Иа2 = 61344 + 13086= 7443 млн руб.
Номинальный денежный поток нарастающим итогом:
для одного года НДПсумм = НДП1 = -297408 млн руб.
НДПсумм = НДП1 +НДП2 = -297408 + 7443 = -222978 млн руб.
Простой срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+) по строке «Номинальный денежный поток нарастающим итогом» для более точного определения используется интерполяция:
от начала расчетного периода
от начала эксплуатации Ток. п = 363 г.
Дисконтирование осуществлено при ставке доходности Е=13 %.
коэффициент приведения
дисконтированный денежный поток
ДДП1= НДП1k1= -297408 0.885 =-26321 млн руб.;
коэффициент приведения
ДДП2= 7443 0783 = 58279 млн руб.
Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом определяется аналогично номинальному денежному потоку нарастающим итогом.
Динамический срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+) по строке «Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом» для более точного определения используется интерполяция (аналогично определению Ток. п):
от начала расчетного периода
от начала эксплуатации Ток.д = 4989 г.
Чистый доход за расчетный период 17 лет составляет 159097 млн руб. а чистый дисконтированный доход 34665 млн руб.
Внутренняя норма доходности:
зададимся большей ставкой доходности Е=32% при которой ЧДД0 (расчет в MicrosoftExcel)
уточним при Е1=31 % и Е2=32 %
Расчет произведен в MicrosoftExcel. В расчете использованы как простые (статические) так и динамические показатели (интегральные). Результаты расчета при Е=13 % представлены в таблице. 3 и на рис. 1. Результаты расчета для двух вариантов ставки доходности приведены ниже:
Наименование показателей
Простой (статический) срок окупаемости инвестиций) от начала эксплуатации лет
То же от начала расчетного периода
Дисконтированный срок окупаемости от начала эксплуатации лет
Чистый доход млн руб.
Чистый дисконтированный доход млн руб.
Индекс доходности руб.руб.
Внутренняя норма доходности %
Выводы: Проведенные расчеты показали что при принятых условиях инвестиции в реконструкцию подстанции 110356 кВ экономически целесообразны. Инвестиции окупаются за приемлемый срок 3 года (простой срок окупаемости от начала эксплуатации).
При этом не учитывалось повышение надежности.
Рис 4.1 финансовый профиль проекта
В дипломном проекте разработана электрическая часть ГТЭС с установленной мощностью 20 МВт. В состав ГТЭС входят две газотурбинные установки ГТЭ-009М с подключенными к ним турбогенераторов типа ТФЗ-10-2(3x2)Л6000.
К установке в блоках приняты два трансформатора типа ТРМТНПЧ-25000110УХЛ1.
Токи короткого замыкания на шинах 110 кВ составляют I(3)=4951А и I(1)=39266А на шинах 220 кВ составляют I(3)=11266А и I(1)=9369А на выводах генератора G1 I(3)=999А.
Произведён выбор и проверка аппаратов ОРУ-110 кВ ОРУ-220 кВ и на генераторном напряжении.
В общей части также рассмотрены вопросы устройства релейной защиты автотрансформатора ТДТН-25000110356.
В спец. части разработаны технические мероприятия по эксплуатации силовых трансформаторов ТДТН.
В главе “Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности” выявлены вредные производственные факторы: идентификация и оценка опасных и вредных производственных факторов на ГТЭС технические и организационные мероприятия по снижению негативных факторов. Выполнен расчет заземляющего устройства ОРУ – 110 кВ.
В главе “Экономика и организация производства” был произведен расчет капитальных вложений в расширение подстанции. Полученные показатели соответствуют среднеотраслевым данным.
Тарамалы Л.З. Шихкеримов И.А. Галкин А.И. Тютин А.В. Методическое указание к контрольным и курсовым работам. 2-е издание.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций(1987 г.)
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов.
Б.Н.Неклепаев «Электрическая часть станций»: Учебник для вузов.- 2-е изд. перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат
«Основы проектирования релейной защиты электрических систем». А.В. Дьяков В.В. Платонов.-М.: Энергия 1974
Руководящие указания по релейной защите. Вып.5. Защита блоков генератор-трансформатор и генератор-автотрансформатор. М.:-Энергия1963
Справочник по проектированию электрическихсетей Под ред. Д.Л.Файбисовича .-М.:Изд-во НЦ ЭНАС
Охрана труда в электроустановках: Учеб. Под ред. Князевского Б.А.-3-е изд. Перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат 1983
Казьмина Г.В. Новиков С.И. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по курсу «Безопасность жизнедеятельности»
Пономарева Н.А. Пономарев Н.Р. Отверченко Л.Ф. Экономика и управления системами энергоснабжения: уч. пособие ЮРГТУ (НПИ) 2010г. – 130 с
Пономарева Н.А. Отверченко Л.Ф. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитие электрических сетей: учебно-методическое пособие Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. (НПИ) Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ) 2011. 104 с.
Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А :
Число дополнительных ветвей: 0
МЕСТО КЗ 4 Uпа 1.70 0
суммарные величины в месте несимметрии
Z1 (0.00 0.20) Z2 (0.00 0.20) Z0 (0.00 0.41)
I1 1239 -90 I2 1239 -90 3I0 3717 -90
Z1 (0.00 0.20) Z2 (0.00 0.20)
I1 2496 -90 I2 -2496 -90
МЕСТО КЗ 12 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 3.12) Z2 (0.00 3.12)
I1 160 -90 I2 -160 -90
МЕСТО КЗ 10 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 1.99) Z2 (0.00 1.99)
I1 251 -90 I2 -251 -90
МЕСТО КЗ 1 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 6.04) Z2 (0.00 6.04)
I1 83 -90 I2 -83 -90
************ 19 мая 2012 0 час 39 мин 43 сек ************
Время оформления 0 сек
s:=strtofloat(form1.sEdit1.te
l:=strtofloat(form1.sEdit2.te
h:=strtofloat(form1.sEdit3.te
ny:=strtofloat(form1.sEdit4.te
ndop:=strtofloat(form1.sEdit5.Te
bapv:=strtofloat(form1.sEdit6.Te
pper:=strtofloat(form1.sEdit7.Te
lper:=strtofloat(form1.sEdit10.Te
urab:=strtoint(form1.sEdit9.Te
ndot:=ndop*(1(1-bapv));
одностержн молниепровод
form1.sLabel17.Caption:='высота h
form1.sLabel23.Caption:='радиус зоны защиты r
форма с изображением зоны защиты;
одностержн молниепровод H>150
двустержн молниепровод H
form1.sLabel18.Caption:='высота h
form1.sLabel23.Caption:='радиус зоны защиты rс
два стержн молниепровод H
Один тросовый молниепровод
двустержн молниепровод H тросовый
=======================Rachet=======================
h:=strtofloat(form1.sEdit24.Te
if form1.sEdit8.Text='A' then
r0:=(1.1-0.002*h)*h;
form1.Memo1.Lines.add('радиус зоны защиты r
form1.Memo1.Lines.add(floattostr(r
h0:=(0.85-0.0017*(h-150))*h;
h0:=(0.92-0.0008*(h-150))*h;
r0:=(10.8-0.0018*(h-150))*h;
l:=strtofloat(form1.sEdit25.Te
hc:=h0-(0.17+0.0003*h)*(
if(2*hl)and(l=4*h) then
if (l=h)or (l>6*h) then
if (l>h)and(l=6*h) then
================zapis v memo================
form1.Memo1.Lines.add('радиус зоны защиты rс
form1.Memo1.Lines.add(floattostr(rc
h1:=strtofloat(form1.sEdit24.Te
h2:=strtofloat(form1.sEdit25.Te
l:=strtofloat(form1.sEdit27.Te
r01:=(1.1-0.002*h1)*
r02:=(1.1-0.002*h2)*
hc1:=h01-(0.17*0.0003*h1)*(
hc2:=h02-(0.17*0.0003*h2)*(
h:=strtofloat(form1.sEdit24.te
r0:=(1.35-0.0025*h)*h;
=========================================
l:=strtofloat(form1.sEdit25.te
hc:=h0-(0.14-0.0005*h)*(
if (hl)and(l=2*h) then
if (2*hl)and (l=4*h) then
if (hl) and (l= 6*h) then
procedure TForm1.sEd
procedure TForm1.N3Cl
procedure TForm1.sButton1Cl
procedure TForm1.sButton2Cl
procedure TForm1.FormCreate(Sender: TObject);
procedure TForm1.sButton3Cl
If plr=1 then form4.Image1.V
If plr=2 then form4.Image2.V
If plr=3 then form4.Image3.V
If plr=4 then form4.Image4.V
If plr=5 then form4.Image5.V
If plr=6 then form4.Image6.V
procedure TForm1.Button1Cl
procedure TForm1.sButton4Cl
memo1.Lines.SaveToFile('C:11.t