Районные сети энергоснабжения

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения энергии. Основными потребителями электрической энергии являются различные отрасли промышленности, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. При этом более 70% потребления электроэнергии приходится на промышленные объекты

Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятии, состоящие из сетей напряжением до I кВ и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии энергии.

В настоящее время большинство потребителей получают электроэнергию от энергосистем. В то же время на предприятиях продолжается сооружение собственных ТЭЦ.

При проектировании сооружений, электростанций, систем электроснабжения необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число, мощность трансформаторных подстанций, сечение проводов и кабелей.

От надежного и бесперебойного электроснабжения зависит работа промышленного предприятия. Для эффективного функционирования предприятия, схема электроснабжения должна обеспечивать должный уровень надежности и безопасности.

1. Составление схем районных сетей электроснабжения

При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений:

а). Электрическая сеть должна обеспечить заданную надежность электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители 1-й и 2-й категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей 1-й категории применяют резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 2-й категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным. Допускается питание потребителей 2-й категории и по не резервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы. Питание потребителей 3-й категории может, осуществляется по не резервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

б). Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

— разомкнутые не резервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

— разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;

— замкнутые резервированные (в том числе с двусторонним питанием);

— выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям. Составление вариантов следует начинать с наиболее простых схем — радиальных и магистральных, выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в одном направлении от источника питания, используется одна трасса. Передача электроэнергии по линиям должна осуществляться только в направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям. Передача электроэнергии в обратном направлении даже на отдельных участках сети приведет к повышению капиталовложений, повышению потерь мощности и энергии. Кроме того, следует учитывать, что радиальные и магистральные схемы позволяют сооружать подстанции без выключателей на стороне высшего напряжения, то есть более дешевые. Но в то же время они характеризуются наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исчислении).

в). Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малонагруженный участок. Замкнутые схемы требуют использования на подстанциях потребителей схем с выключателями на стороне высшего напряжения, и это удорожает подстанции. Кроме того, если простая замкнутая сеть охватывает 4…6 потребителей, то в после аварийных режимах, возникающих при отключении одного из головных участков, в ней происходит недопустимо большая потеря напряжения. Впрочем, этот недостаток легко устранить, если расчленить кольцо на два взаимосвязанных контура (то есть перейти к сложно замкнутой сети) или перевести сеть на более высокое номинальное напряжение.

Поэтому применение замкнутой сети всегда требует экономического обоснования.

Разработку вариантов необходимо начинать не по пути «всевозможных сочетаний» линий, подстанций и номинальных напряжений, а на основе принципов, приведенных выше, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей. На такой основе можно рекомендовать формирование в первую очередь вариантов сетей:

1. радиально — магистрального типа, при котором линии (одноцепные или двухцепные) не образуют замкнутых контуров;

2. простейшие замкнутые кольцевые (петлевые);

Магистрально — радиальные сети, как правило:

1. имеют наименьшую длину трасс линий;

2. имеют наименьшую величину потерь напряжения, мощности и электроэнергии;

3. возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения транзитных подстанций;

4. могут иметь высокую суммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всех участках) должны сооружаться двухцепными по условию надежности;

5. обладают большими резервами по пропускной способности линий при перспективном росте нагрузок в заданных пунктах.

Кольцевые (петлевые) схемы обычно:

1. обладают повышенной длиной трасс линий;

2. имеют повышенные потери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийных режимах;

3. могут иметь пониженную суммарную стоимость линий — одноцепных на всех участках или большей части участков;

4. обладают хорошими возможностями присоединения новых подстанций, расположенных на территории района. Промежуточными (компромиссными) технико-экономическими характеристиками могут обладать сложно-замкнутые сети. В некоторых случаях такое выполнение схемы может оказаться рациональным (например, при преобладании нагрузки в одном из пунктов). Рассматривается 5 различных вариантов сети, а также процесс выбора из них ограниченного числа вариантов для дальнейшего рассмотрения.

На основании анализа выбирается наиболее удачный вариант. Для этого рекомендуется провести небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между собой варианты с одинаковыми принципами построения схем сети.

Таблица.1. Технико-экономические показатели

Варианты схемы № 1 и № 2, отбрасываются, так как дорогие по стоимости, и для дальнейшего расчета и последующего технико-экономического сравнения оставляются варианты схем № 3, № 4 и № 5.

2. Расчет выбранных схем электроснабжения

2.1 Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств

Балансы активных и реактивных мощностей рассчитываются для режима наибольших нагрузок по укрупненным показателям. Расходные части балансов складываются из мощностей потребителей и потерь мощности в линиях и трансформаторах.

(1)

(2)

где — активная мощность, потребляемая всеми электроприемниками от энергосистемы;

— реактивная мощность, необходимая всем электроприемникам;

— активная мощность i-го потребителя;

— потери мощности в линиях и трансформаторах;

в предварительном расчете баланса их можно принять 2 — 4% от ;

— коэффициент мощности i-го потребителя;

— потери реактивной мощности в линиях и мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах их можно принять равными друг другу;

— потери реактивной мощности в трансформаторах;

в предварительных расчетах их можно принять 8 — 10% от

. (3)

Реактивная мощность, получаемая от системы, определяется как

(4)

Обычно, поэтому для обеспечения баланса по реактивной мощности необходима установка компенсирующих устройств общей мощностью

_{. (5)}

Средний коэффициент реактивной мощности:

_{. (6)}

Распределение мощности компенсирующих устройств по потребителям производится пропорционально потребляемой ими реактивной мощности.

. ₍₇₎

На подстанциях, где получается меньше 400 квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 квар. Затем производится проверка баланса

(8)

Если баланс не выполняется более чем на 200 квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются или уменьшаются на 400 квар.

После этого определяется реактивная мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств:

(9)

Для каждого пункта потребителя определяется:

а). активная мощность:

б) реактивная мощность:

После определения активной и реактивной мощностей потребителей, составляется уравнения полных мощностей каждого потребителя в комплексной форме:

S 3 = P 3 + j Q 3 = 12 + j 9 МВА

S 4 = P 4 + j Q 4 = 36 + j 27 МВА

S 5 = P 5 + j Q 5 = 10, 8 + j 5,184 МВА

S 6 = P 6 + j Q 6 = 13,6 + j 8,432 МВА

S 7 = P 7 + j Q 7 = 6,56 + j 4,592 МВА

S 8 = P 8 + j Q 8 = 10,5 + j 9,24 МВА Определяется суммарная потреблённая активная и реактивная мощность:

P потр = Р3 + P 4 + P 5 + P 6 + P 7 + P 8=12 + 36 + 10,8 + 13,6 + 6,56 + 10,5= =89,46МВт

Qпотр = Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 + Q 7 + Q 8 = 9 + 27 + 5,184 + 8,432 + 4,592 + + 9,24 = 63,448МВар Определяется активная и реактивная мощность источников питания:

P ип = P потр + P л + P тр = 1,03 * P потр = 1,03 * 89,46 = =92,1438МВар

Q ип = P ип * tg сист = 92,1438 * 0,363 = 33,45МВар Определяется дополнительная мощность ИРМ

Q ирм =Q потр + Q потр - Q ип +Q с=63,448 + 17,892 - 33,45 + 3,5784 = 44,3116 МВар

Q с = 0,04 * 89,46 = 3,5784 МВар

Q потр = 0,2 * 89,46 = 17,892 МВар

Определяется средний коэффициент мощности

Определяется необходимая мощность ИРМ на каждой подстанции

Q ИРМ 3 = P3 tg 3 tg ср = 12 * (0,75 0,214) = 6,43 МВар

Q ИРМ 4 = P4 tg 4 tg ср = 36 * (0,75 0,214) = 19,3 МВар

Q ИРМ 5 = P5 tg 5 tg ср = 10,8 * (0,48 0,214) = 2,87 МВар

Q ИРМ 6 = P6 tg 6 tg ср = 13,6 * (0,62 0,214) = 5,52 МВар

Q ИРМ 7 = P7 tg 7 tg ср = 6,56 * (0,7 0,214) = 3,19 МВар

Q ИРМ 8 = P8 tg 8 tg ср = 10,5 * (0,88 0,214) = 6,993 МВар

Определяется реактивная мощность с учётом ИРМ

Q3 = Q 3 Q ИРМ 3 = 9 6,43 = 2,57 МВар

Q 4 = Q 4 Q ИРМ 4 = 27 19,3 = 7,7 МВар

Q 5 = Q 5 Q ИРМ 5 = 5,184 2,87 = 2,314 МВар

Q 6 = Q 6 Q ИРМ 6 = 8,432 5,52 = 2,912 МВар

Q 7 = Q 7 Q ИРМ 7 = 4,592 3,19 = 1,402 МВар

Q 8= Q 8 Q ИРМ 8 = 9,24 6,993 = 2,247 МВар

Определяется действительная нагрузка потребителей с учётом ИРМ

S 3 = P 3 + jQ 3 = 12 + j2,57 МВА

S 4 = P 4 + jQ 4 = 36 + j7,7 МВА

S 5 = P 5 + jQ 5 = 10,8 + j2,314 МВА

S 6 = P 6 + jQ 6 = 13,6 + j2,912 МВА

S 7 = P 7 + jQ 7 = 6,56 + j1,402 МВА

S 8 = P 8+ jQ 8 = 10,5 + j2,247 МВА

2.2 Расчет выбранных схем электроснабжения в нормальном и аварийном режимах

Задачей расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший.

Расчету подлежат:

— потокораспределение в сети;

— сечение проводов на всех участках;

— потери активной мощности и наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме;

— потокораспределение в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Кроме того, в этом разделе необходимо выбрать трансформаторы подстанций потребителей.

При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:

— потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность воздушных линий не учитываются;

— источники ограниченной мощности (ТЭЦ) учитываются как нагрузки с отрицательным знаком;

— напряжения во всех точках сети считаются равным номинальному;

— сеть считается однородной.

Расчет потокораспределения радиально-магистральных сетей производится по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.

Расчет потокораспределение в простых замкнутых сетях начинают с «разрезания кольца» и определения потоков активной и реактивной мощности на головных участках по формулам:

(10)

(11)

где P_i и Q_i — активная и реактивная мощность потребителей;

l_i-n — расстояние от I-того потребителя до противоположного источника питания;

l_1-n — длина всей кольцевой линии.

Потоки мощности на остальных участках определяются по первому закону Кирхгофа.

При расчете сложнозамкнутых сетей необходимо вначале с помощью преобразований привести сеть к линии с двухсторонним питанием.

Для всех рассматриваемых вариантов должны быть приведены расчетные схемы с нанесенными на них нагрузками, потоками мощности, полученными в расчете и напряжения в узлах.

После расчета потокораспределения определяется номинальное напряжение сети и сечение проводов. В настоящее время рекомендуется определять сечение провода методом экономических интервалов.

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления участков линии по формулам:

(12)

(13)

Затем по формуле:

(14)

определяют потерю напряжения на участке и наибольшую потерю напряжения, то есть потерю напряжения от источника питания до наиболее удаленного потребителя;

где P_уч; Q_уч — потоки активной и реактивной мощности на участке сети.

При суммировании потерь напряжения по участкам следует принимать во внимание направление потока мощности на участке, так как в зависимости от этого напряжение вдоль участка может или уменьшаться или увеличиваться.

Потери активной мощности по участкам определяются по формуле:

(15)

и затем суммируются для всей сети.

Наиболее тяжелым послеаварийным режимом считается работа сети при повреждении и отключении наиболее загруженного головного участка замкнутой сети или одной из цепей магистральной линии на головном участке, или отключение ТЭЦ, если она имеет ограниченную мощность.

При этом рекомендуется следующий порядок расчета:

— рассчитываются параметры участков сети (если они изменились) и составляется расчетная схема сети в послеаварийном режиме;

— рассчитываются потокораспределения;

— по условиям нагрева проверяются и, если необходимо, корректируются сечения проводов;

определяются потеря напряжения (только на участках, где она изменилась) и наибольшая потеря напряжения.

Если наибольшая потеря напряжения превышает допустимую, необходимо принять меры к её уменьшению. Такими мерами могут быть (в порядке возрастания эффективности):

— увеличение сечения провода на одну — две ступени;

— выполнение наиболее загруженных участков кольцевой сети двухцепными линиями

— прокладка дополнительной линии электропередачи.

По результатам расчета послеаварийного режима рекомендуется составить таблицу.

Расчет схемы №3 в нормальном и аварийном режимах

Определяется потокораспределение на участках линии:

S34 =S4 = 36 + j2,57 МВА

S23 = S34 + S3 =36 + j2,57 + 12 + j7,7 = 48 + j10,27 МВА По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на участках линии:

Определяется токи на участках линии:

(18)

Определяются расчётные токи на участках линии:

Ipi = Ii * i * m (19)

где по справочным данным выбираем коэффициенты i =1,05; i =1,0 для линии 110кВ.

По расчётным токам определяется по справочным данным марка и сечение проводов линии:

так как расчётный ток участок 1−4 превышает справочные

данные для одноцепных линий, определяем её как двух

цепную линию на этом участке. [Л-3, с. 280, табл. 7,8]

Из справочника по сечению определяют нулевое активное и реактивное сопротивление проводов которое представлены в таблице 3.

Таблица.3. Технические характеристики проводов воздушной линии

Определяется полное сопротивление по участкам линии:

Определяются потери мощности по участкам линии:

Определяется падение напряжения по отдельным участкам линии:

Определяются падение напряжения в процентах по участкам линии и суммарное падение активной мощности на линии и сводятся в таблицу №4.

Таблица.4. Расчетные потери напряжения и мощности на участках сети

Так как UнаибUдоп, на участках линии необходимо произвести регулирование напряжения.

Предполагается, что на двухцепном участке 2−3 линии произошёл обрыв одной линии. Определяется полное сопротивление на аварийном участке линии, так как потокораспределения и ток не изменились:

Z₂₃ = 0,12 * 39 + j0,401 + 39 = 4,68+j15,64Ом Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7−30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения которые представлены в таблице 5:

Таблица. 5. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Определяется ток на головном участке:

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7−30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения:

Таблица 6. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7−30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения которые представлены в таблице 7:

Таблица. 7. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Расчет схемы №4 в нормальном и аварийном режимах.

Определяется потокораспределение на головном участке линии:

S43 =S3 = 12 + j2,57 МВА

S24 = S43 + S4 =12 + j2,57 + 36 + j7,7 = 48 + j10,27 МВА По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на остальных участках линии:

S67 = S7 = 6,56+ j 1,402 МВА

S16 = S67+S6 = 6,56+j1,402 + 13,6+j2,912=20,16 + j4,314 МВА

S15 = S5 = 10,8+j2,314 МВА Определяются токи на участках линии:

(20)

Определяются расчётные токи на участках линии:

Ipi = Ii * i * m (21)

где по справочным данным выбираются коэффициенты i =1,05; i =1,0 для линии 110кВ.

I p43 = I43 * i * m =0,064 * 1,05 * 1,0 = 0,067кА =67А

I p24 = I24 * i * m =0,078 * 1,05 * 1,0 = 0,082кА=82А

I p67= I67 * i * m =0,035 * 1,05 * 1,0 = 0,037кА=37А

I p16= I16 * i * m =0,108 * 1,05 * 1,0 = 0,113кА=113А

I p15 = I15 * i * m =0,058 * 1,05 * 1,0 = 0,061кА =61А

I p81 = I81 * i * m =0,152 * 1,05 * 1,0 = 0,160кА=160А

I p28= I28 * i * m =0,099 * 1,05 * 1,0 = 0,104кА=104А По расчётным токам определяется по справочным данным марка и сечение проводов линии:

S43=АС-120 ммІ Л-3, с. 280, табл. 7.8

S24=АС-120 ммІ

S67=АС-120 ммІ

S16=АС-120 ммІ

S15=АС-120 ммІ

S81=АС-150 ммІ

S28=АС-120 ммІ.

Из справочника по сечению определяется нулевое активное и реактивное сопротивление проводов, которые представлены в таблице 8.

Таблица.8. Технические характеристики проводов воздушных линий

Определяются полные сопротивления по участкам линии:

Определяются потери мощности по участкам линии:

Определяются падения напряжения по отдельным участкам линии:

Определяются падения напряжения по участкам линии и потери активной мощности на линии. Результаты заносятся в таблицу № 9.

Таблица.9. Расчетные потери напряжения и мощности на участках сети

Так как по участкам линии UнаибUдоп, регулирования напряжения не требуется.

Z₂₄ = 0,249 * 37,5 + j0,423 + 37,5 = 9,34+j15,86Ом Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7−30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения которые представлены в таблице 10:

Таблица. 10. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Определяется ток на головном участке:

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7−30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения:

Таблица.11. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Расчет схемы №5 в нормальном и аварийном режимах.

Определяется потокораспределение на головном участке линии:

По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на остальных участках линии:

Определяются токи на участках линии:

(22)

Определяются расчётные токи на участках линии:

Ipi = Ii * i * m (23)

где по справочным данным выбираются коэффициенты i =1,05; i =1,0 для линии 110кВ.

По расчётным токам определяются по справочным данным марка и сечение проводов линии:

Из справочника по сечению определяются нулевое активное и реактивное сопротивление проводов: [Л-3, с. 358, табл. 7−32]

Таблица.12. Технические характеристики проводов воздушной линии

Определяется полное сопротивление по участкам линии:

Определяются потери мощности по участкам линии:

Определяются падения напряжения по отдельным участкам линии:

Определяются падения напряжения по участкам линии в процентах. Результаты заносятся в таблицу:

Предполагается, что на ТЭЦ произошла авария.

По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на остальных участках линии:

Определяются падения напряжения на аварийном участке:

Определяются падения напряжения по участкам линии в процентах. Результаты заносятся в таблицу:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

3. Выбор мощности и типа трансформаторов

Мощность трансформаторов двухтрансформаторных подстанций выбирается с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов:

(24)

Мощность трансформаторов для однотрансформаторной подстанции выбирается проще:

(25)

В пунктах 3 — 8 принимается к установке по два трансформатора. Определяется максимальная и расчётная мощности трансформаторов:

где: n = 2 — количество трансформаторов

По полученным расчётным мощностям выбираются из справочника трансформаторы.

Таблица 15. Технические и расчетные характеристики трансформаторов.

4. Технико-экономический расчёт

Сравнение вариантов электроснабжения промышленного района удобнее всего производить по приведенным затратам:

З = р_н? К_? + И +У (26)

где р_н — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К_? — суммарные капиталовложения в строительство сети;

И — ежегодные эксплуатационные расходы;

У — ежегодный ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Лучшим считается вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты.

Капиталовложения в строительство сети определяется по укрупненным показателям, как сумма капиталовложений в строительство ЛЭП и подстанций.

К_У = К_лэп + К_{п/ст (27)}

где К_лэп = ?К_{лэп i}? l_i

К_п/ст = К_тр + К_ору + К_крун; причем К_{лэп i} — стоимость 1 км линии, зависящая от сечения провода, числа цепей и типа опор;

l_i — длина участка сети, км;

К_тр — стоимость трансформаторов подстанций потребителей;

К_ору — стоимость распределительных устройств;

К_крун — стоимость комплектных распределительных устройств.

Ежегодные издержки определяются по выражению:

И_год = И_л + И _п/ст +И ?w, (28)

где И_л = (б_а + б_р = б₀)? К_лэп — издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание линий;

И_п/ст = (б_а + б_р = б₀)? К_п/ст — издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание подстанций;

И ?W = ДРф_нбв — расходы на возмещение потерь электроэнергии;

в — стоимость 1 кВт часа электроэнергии;

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется и учитывается лишь в тех случаях, когда электроснабжение осуществляется по не резервированным схемам и варианты существенно отличаются по надежности.

На основании технико-экономического расчета выбирается лучший вариант. Это можно сделать или только по приведенным затратам, приняв вариант с минимальными приведенными затратами, или учесть также и другие параметры (надежность, потери энергии, расход цветного металла и т. д.).

В первом случае расчет проще, но он дает значительную погрешность, так как нет достоверных данных о величине р_н., этот расчет и возьмем во внимание. Во втором случае результат получается более достоверным, но сам расчет более трудоемким.

Так как схемы отличаются только длиной линий, то учитывается только эти элементы схемы, производится расчёт. Производится расчет схемы №3.

Определяются приведённые затраты:

Общая длина линии — 152 км.

По справочнику определяется стоимость линии на 1 км. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 16. Стоимость линии на 1 км для проводов марки АС

Определяются капиталовложения:

Определяются капиталовложения линии:

Определяются капиталовложения подстанции:

По справочнику определяется стоимость комплектных трансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 17. Укрупнённые показатели стоимости КТПБ — 110/10 кВ

К_п/ст =211,18+268,72+211,18+211,18+188,12+211,18=1301,56 т. руб.

Определяется общие капиталовложения линии:

Определяются ежегодные издержки:

б₁ = 3,6% - для ВЛ б₂ = 6,4% - для подстанций [Л-3, с. 315, табл. 8.2]

ф = 8300 — определяется по графику [Л-4, с. 266, гр. 6.1]

в = 0,7 коп = 0,7*10^-5 т. руб.

ДP = 1,233МВт = 1233кВт Определяется минимум приведенных затрат:

где: Р_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Производится расчет схемы №4.

Определяются приведённые затраты:

Общая длина линии — 154 км.

По справочнику определяется стоимость линии на 1 км. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица.18. Стоимость линии на 1 км для проводов марки АС.

Определяются капиталовложения:

Определяются капиталовложения линии:

Определяются капиталовложения подстанции:

По справочнику определяется стоимость комплектных трансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 19. Укрупнённые показатели стоимости КТПБ — 110/10 кВ.

К_п/ст =211,18+268,72+211,18+211,18+188,12+211,18=1301,56 т. руб.

Определяется общие капиталовложения линии:

Определяются ежегодные издержки:

б₁ = 3,6% - для ВЛ б₂ = 6,4% - для подстанций [Л-3, с. 315, табл. 8.2]

ф = 8300 — определяется по графику [Л-4, с. 266, гр. 6.1]

в = 0,7 коп = 0,7*10^-5 т. руб.

ДP = 0,751МВт = 751кВт Определяется минимум приведенных затрат:

где: Р_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Производится расчет схемы №5.

Определяются приведённые затраты:

Общая длина линии — 167,5 км.

По справочнику определяется стоимость линии на 1 км. [Л-4, с. 321, табл. 6.99].

Таблица.20. Стоимость линии на 1 км для проводов марки АС.

Определяются капиталовложения:

Определяются капиталовложения линии:

Определяются капиталовложения подстанции:

По справочнику определяется стоимость комплектных трансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 21. Укрупнённые показатели стоимости КТПБ — 110/10 кВ.

К_п/ст =211,18+268,72+211,18+211,18+188,12+211,18=1301,56 т. руб.

Определяется общие капиталовложения линии:

Определяются ежегодные издержки:

б₁ = 3,6% - для ВЛ б₂ = 6,4% - для подстанций [Л-3, с. 315, табл. 8.2]

ф = 8300 — определяется по графику [Л-4, с. 266, гр. 6.1]

в = 0,7 коп = 0,7*10^-5 т. руб.

ДP = 1,833МВт = 1833кВт

Определяется минимум приведенных затрат:

где: Р_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

По произведённому технико-экономическому расчёту вариантов электроснабжения схем (схемы № 3, № 4, № 5) выяснили, что по минимуму приведённых затрат наиболее выгодная и экономичная из трёх схем — схема № 5.

5. Разработка схемы первичных соединений трансформаторной подстанции

5.1 Схема присоединения подстанции к сети энергосистемы напряжением 110 кВ

За основу выбирается типовая схема присоединения подстанции к сети энергосистемы напряжением 110 кВ изображенная на рис. 16.

Рис. 16 Типовая схема присоединения подстанции к сети энергосистемы напряжением 110 кВ

5.2 Составление схемы выдачи электроэнергии

Составление схемы первичных соединений трансформаторной подстанции начинается с разработки схемы выдачи электроэнергии (рис 17), которая необходима для расчёта токов в нормальном режиме работы.

Рис. 17 Схема выдачи электроэнергии.

Токи на отходящих линиях определяются согласно расчёту линий распределительной сети 10кВ.

Для определения токов на отходящих линиях задается положение выключателя «отключено». Предполагается, что нагрузка распределена равномерно.

В данной схеме на стороне низшего напряжения используются вакуумные выключатели на выкатных тележках, что позволяет обойтись без разъединителей, соответственно упростив конструктивное исполнение подстанции и её обслуживание. Эти выключатели служат для защиты трансформаторов и потребителей от токов короткого замыкания, перегрузок, перенапряжений, чрезмерно низких напряжений, а также предназначены для различного рода коммутаций.

5.3 Выбор схем РУ

Согласно нормам технологического проектирования выбор схем РУ определяется напряжением РУ, числом присоединений и наличием аварийного резерва в системе.

Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии с шин проектируемой подстанции из-за отказов оборудования РУ.

Проектируемая подстанция имеет РУ, служащие для приема и распределения электроэнергии и содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательные устройства.

В проекте рассматривается вариант применения комплектной трансформаторной подстанции блочной модернизированной на напряжение 110 кВ КТПБ-110/10.

Оборудование РУ низшего напряжения, размещается в закрытом помещении (ЗРУ) или шкафах наружной установки (КРУН). В проекте рассматривается вариант установки комплектного распределительного устройство наружной установки серии К-59 для умеренного (У1) и холодного (ХЛ1) климата представляет собой в общем случае отдельностоящие блоки высоковольтных ячеек с коридором управления (далее блок КРУ), шкаф трансформатора собстветнных нужд (ТСН) и шкаф ВЧ-связи. В КРУ исполнения У1 может входить навесной шкаф с трансформаторами напряжения. Для понижающих подстанций без развитого РУ-10 кВ могут поставляться также отдельностоящие шкафы с трансформаторами напряжения (ТН) типа НАМИТ.

КРУ серии К-59У1 и К-59ХЛ1 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 10 кВ, в том числе и распределительного устройства трансформаторной подстанции, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 110/10 кВ.

КРУ серии К-59 рассчитано для работы в условиях климатических районов У и ХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15 150–69 и ГОСТ-15 543−70:

— температура окружающего воздуха для исполнения У1 — не выше +40⁰С и не ниже минус 40⁰С (эпизодический минус 45⁰С);

— для исполнения ХЛ1 — не выше +45⁰С и не ниже минус 60⁰С.

Нормальная работа КРУ серии К-59 обеспечивается при следующих условиях:

— высота над уровнем моря не выше 1000 м;

— скорость ветра — до 34 м/сек при толщине льда до 20 мм, при отсутствии гололеда скорость ветра — до 40 м/сек.

КРУ серии К-59 соответствует требованиям ГОСТ 14 693–77 и имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов №РОСС.RU.МВОЗ.В.3.

Таблица 22. Технические данные КРУ серии К-59У1 (ХЛ1).

5.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ в системе электроснабжения производится упрощенным способом с рядом допущений: считают, что трехфазная система является симметричной; не учитывают насыщение магнитных систем, т. е. считают, что индуктивные сопротивления в процессе КЗ не изменяются; принимают, что фазы всех ЭДС источников не изменяются в процессе КЗ; напряжение на шинах источника принимают неизменным, так как точки КЗ обычно удалены от источника.

При проектировании системы электроснабжения учитываются не только нормальные, продолжительные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы их. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

В системе трехфазного переменного тока могут быть замыкания между тремя фазами — трехфазные КЗ, между двумя фазами — двухфазные КЗ. Если нейтраль электроэнергетической системы соединена с землей, то возможны однофазные КЗ. Чаще всего возникают однофазные КЗ (60−92% от общего числа КЗ), реже трехфазные КЗ (1−7%).

Возможно двойное замыкание на землю в различных, но электрически связанных частях электроустановки в системах с незаземленными или резонансно-заземленными нейтралями.

Как правило, трехфазные КЗ вызывают в поврежденной цепи наибольшие токи, поэтому при выборе аппаратуры обычно за расчетный ток КЗ принимают ток трехфазного КЗ.

Последовательность расчёта:

1. Составляется схема замещения

2. На расчётной схеме выбирают точки КЗ

3. Для каждой точки составляется схема замещения

4. Принимаются базисные условия

5. Производится преобразование схемы замещения к простейшему виду

6. Производится расчет необходимых значений токов КЗ.

Составление расчетной схемы и схемы замещения

Расчетная схема составляется на основании схемы электроснабжения. Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на величину тока КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов. Расчетная схема представлена на рис. 18.

Для расчета токов КЗ прежде всего необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановки, влияющие на силу токов КЗ, должны войти своими сопротивлениями.

При составлении схемы замещения для электроустановок напряжением выше 1000 В учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов (АТ), реакторов, воздушных и кабельных линий.

Активные сопротивления учитывают только для воздушных линий с проводами небольшой площади поперечного сечения и со стальными проводами, а также для протяженных кабельных линий с небольшой площадью сечения.

Активные сопротивления трансформаторов учитывают в том случае, когда среднее номинальное напряжение ступени, где находится точка КЗ, U_ср? 500 В и мощность трансформатора S_н.т < 1000 кВМА или если питающая и отходящая линии выполнены из стальных проводов.

Пользуясь известными из электротехники правилами преобразования электрических цепей (сложение параллельно и последовательно включенных сопротивлений, замена треугольника эквивалентной звездой и т. д.), приводят расчетную схему к простейшему виду последовательно соединенных сопротивлений. Схема замещения представлена на рис. 19.

S_C = ?

X _*С = 0

Рис. 18. Расчетная схема Рис. 19. Схема замещения Данную схему замещения можно упростить и привести к следующему виду рис. 20.

Рис. 20. Упрощенная схема замещения

Определение параметров схемы замещения

При определении токов КЗ используют, один из двух методов:

1. Метод практических единиц — параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т. д.).

Метод практических единиц применяют при расчете токов КЗ сравнительно простых электрических сетях с небольшим числом ступеней трансформации. В частности, этот метод удобно использовать при определении токов КЗ электрических сетей, питающихся от районных энергосистем или от изолированно работающих электрических станций, а также сетей напряжением 380/220 В.

2. Метод относительных единиц — параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, приятой в качестве основной (базисной).

Метод относительных единиц удобнее пользоваться при расчете токов КЗ в сложных электрических сетях с несколькими ступенями трансформации, присоединенных к районным энергосистемам.

Для расчета используется метод относительных единиц.

Относительное сопротивление трансформатора определяется по формуле (29):

(29)

где S_б — базисная мощность;

S_н.Т — номинальная мощность трансформатора;

u_к — напряжение к. з трансформатора, %;

Относительное сопротивление ЛЭП и кабельной линии определяется по формуле (30):

(30)

где S_б — базисная мощность;

х_о— индуктивное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

L — длина линии, км;

U_ср — среднее номинальное напряжение.

Производится расчет сопротивлений:

S_б — принимается равной 100.

Определяется относительное сопротивление ЛЭП:

Определяется относительное сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

Определяется относительное сопротивление кабельной линии:

Наносим полученные значения сопротивлений на схему замещения и находим эквивалентные сопротивления параллельно включенных сопротивлений:

Расчет токов КЗ в заданных токах

Так как электрическая сеть присоединена к мощной системе, то:

Результирующее сопротивление до точки К1

Базисный ток Трехфазный ток КЗ

При КЗ на шинах проектируемой подстанции 110/10 кВ ударный коэффициент k_у=1,8

Ток двухфазного КЗ.

Результирующее сопротивление до точки К2:

Базисный ток Трехфазный ток КЗ

При КЗ на шинах проектируемой подстанции 110/10 кВ ударный коэффициент k_у=1,2

Ток двухфазного КЗ.

Результирующее сопротивление до точки К3:

Базисный ток Трехфазный ток КЗ

При КЗ на шинах проектируемой подстанции 110/10 кВ ударный коэффициент k_у=1,2

Ток двухфазного КЗ.

6. Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры трансформаторной подстанции

электроснабжение сеть энергия

6.1 Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры по условиям режима работы

В соответствии с ГОСТом выбор разъединителей, короткозамыкателей и выключателей осуществляется по следующим условиям:

номинальное напряжение — ;

номинальный ток — (кроме короткозамыкателей);

амплитудное значение тока динамической устойчивости — ;

действующее значение тока динамической устойчивости -;

номинальный тепловой импульс — ;

выключатели нагрузки дополнительно выбирают по условию — .

Для установки на ОРУ предполагается выбрать выключатель ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1, разъединители РНДЗ.1−110/1000У1 и РНДЗ.2−110/1000У1, отделитель ОДЗ-1−110/1000УХЛ1 и короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1. (Л-4)

Для установки в КРУНе — выключатель BB/TEL-20/1000У2.

Необходимо проверить по условиям форсированного режима работы на действие токов короткого замыкания разъединитель (табл. 23), выключатель (табл. 24), короткозамыкатель (табл. 25) и отделитель (табл. 26) установленные на стороне 110 кВ и выключатель (табл. 27) установленный на вводах 10 кВ и отходящих кабельных линиях двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ с трансформаторами по 10 000 кВА каждый.

Значение токов КЗ для точки К1: ;

Значение токов КЗ для точки К2:

Значение токов КЗ для точки К3:

На стороне 110 кВ: ;

На стороне 10 кВ: ;

Таблица 23. Условия выбора разъединителя

Таблица.24. Условия выбора выключателя

Таблица 25. Условия выбора короткозамыкателя

Таблица 26. Условия выбора отделителя

Таблица 27. Условия выбора выключателя

Данное оборудование проходит проверку по режиму короткого замыкания и может быть принято к установки. Технические данные оборудования заносятся в табл. 28,29,30,31,32.

Таблица 28. Технические показатели разъединителя РНДЗ.1 (2) — 110/1000У1.

Таблица 29. Технические данные выключателя ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

Таблица 30. Технические данные BB/TEL-10−20/1000УХЛ2

Таблица 31. Технические показатели отделителя ОДЗ-1−110/1000УХЛ1

Таблица 32. Технические показатели короткозамыкателя КЗ-110 УХЛ1.

6.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке. По классу точности трансформаторы напряжения выбираем в зависимости от допускаемой погрешности в измерениях присоединяемых приборов. Класс точности трансформатора напряжения выбираются, ориентируясь на присоединяемый к нему приборов наивысшего класса точности. Работа трансформаторов напряжения в принятом классе точности гарантируется, если отклонение напряжения не выходят за пределы + 10% номинального.

На электродинамическую и термическую стойкость трансформаторы напряжения не проверяются.

Технические данные трансформаторов напряжения выбранных для монтажа приведены в табл. 33.

Таблица 33. Параметры трансформаторов напряжения

6.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока для измерительных приборов выбираются по следующим условиям:

— по номинальному напряжению U_h > U_н.уст

— по току первичной обмотки I_п1 > I_{длит.mах}

— по конструкции и классу точности

— по динамической стойкости Для ОРУ — 110 кВ выбирается встроенный трансформатор тока в выключатель типа ТВ — 110 — II — 1000/5. Для КРУ — 10 кВ выбирается трансформатор тока типа ТЛК — 10.

Технические данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 34.

Таблица 34. Технические данные трансформаторов тока

6.4 Выбор ограничителей перенапряжения нелинейных

Ограничитель ОПН — КР/ТЕL предназначен для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений в сетях напряжением 10 кВ переменного тока частоты 48−62 Гц с изолированной или резонансно заземлённой нейтралью. ОПН — КР/ТЕL предназначены для установки в сетях с малой величиной емкостного тока.

Таблица 35 Параметры и технические данные ОПН — КР/ТЕL 10/10,5

6.5 Выбор предохранителей

Для защиты со стороны низкого напряжения трансформаторов напряжения применяют предохранители ПКТ.

Предохранители для защиты трансформаторов выбирают по конструктивному исполнению, по номинальному напряжению и току патрона, по предельному току и наибольшей мощности отключения.

Исходя из условий, выбираются для защиты РУ-10кВ предохранители типа ПКТ 101−10−31,5−12,5У3 [Л-3] с. 341 т. 5,15.

Технические данные предохранителей приведены в таблице 36.

Таблице 36. Параметры предохранителей

6.6 Выбор заземлителей

Заземляющие устройства представляют собой электротехнические устройства, предназначенные для создания надежных низкоомных заземлений определенных частей электрических машин, аппаратов, токопроводов и молниепроводов с целью обеспечения принятых режимов работы электроустановок, защиты их персонала от поражения электрическим током, выполнения грозозащиты и защиты от перенапряжений.

Технические данные заземлителей приведены в таблице № 4.9.1. [Л-3] с. 278 т. 5,6.

Таблице 37 Технические данные заземлителей

6.7 Выбор шин распределительных устройств

Шины распределительных устройств изготовляются из меди, алюминия, стали. Медные шины применяются в открытых и закрытых распределительных устройствах, при больших нагрузках или когда алюминиевые и стальные шины не могут быть установлены из-за наличия в окружающей среде разрушающие действующих на эти материалы примесей.

В других случаях применяются менее дефицитные и дорогие алюминиевые шины.

Выбор шин РУ 110 кВ

На открытых подстанциях 110 кВ и выше шины выполняются из голого многопроволочного провода.

Шины выбираются по длительному допустимому току I_доп и проверяются на электродинамическую и термическую устойчивость. Шины открытых распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше, выполненные неизолированными многопроволочными проводами, на электродинамическое действие токов к.з. не проверяют.

При проверке шин по длительно допустимому току должно быть выполнено условие:

> (31)

При проверке шин на электродинамическую устойчивость должно быть выполнено условие:

< (32)

где у_расч — расчетное напряжение на изгиб, возникающее в материале шин при протикании ударного тока трехфазного к.з.;

у_доп — допустимое напряжение на изгиб материала шин.

Зная максимальный расчетный ток на вводе:

А и учитывая возможность расширения подстанции, выбирается для шин РУ 110 кВ алюминиевые многопроволочные шины круглого сечения марки АС-70

А таб. 1.3.29 с. 34 [1]

Выбор шин РУ 10 кВ

А

По таблице 18.1 выбираем алюминиевые шины марки АТ 100×6 монтируемых на ребро. Длительно допустимый ток нагрузки шин равен 1425 А, то есть условие I_доп >I_р.макс выполняется.

Проверка шин на электродинамическую устойчивость

1. Вычисляется сила F⁽³⁾, действующая на шины, при протекании по ним ударного тока трехфазного к.з.:

(34)

где К_ф — коэффициент формы шин принимаем равным 1;

I_у⁽³⁾ — ударный ток трехфазного к.з., кА

— длина пролета равна 1,5 м;

а — расстояние между осями шин 0,25 м.

Н

2. Определяется момент сопротивления для шин прямоугольного сечения при установке на ребро

(35)

где b — диаметр шины, м.

м³

3. Определяется расчетное напряжение у_расч (МПа) при изгибе:

МПа Так как у_доп = 70 Мпа, то из этого следует, что шины механически устойчивы.

Проверка шин на термическую устойчивость

Проверка токоведущих частей на термическую устойчивость сводится к сравнению температуры проводника при к.з. с допустимой для него температурой при кратковременном действии тока к.з. Таким образом, должно выполняться условие:

(36)

Кривые для определения токоведущих частей при к.з. приведены на стр. 194. Так как в мощной системе то, зная что t_к=1,5 с, находим по кривым t_пр.п⁽³⁾=1,35 с.

Так как t_к > 1 с, то приведенное время апериодической слагающей тока К.З. не учитывается и принимается t_пр = t_пр. п.

Определяется температура шин до момента к.з.

С

где — расчетная температура окружающей среды;

— предельно-допустимая температура нагрева проводника при длительном режиме;

I_доп — длительно-допустимый ток проводника.

По значению =39,5⁰С используя кривые 18.1 находятся для алюминия Ар=0,3 10⁴

Вычислив значение:

А² с/мм²

по графику 18,1 находится = 87⁰ С, что значительно меньше = 200 °C.

Таким образом, выбранные шины РУ 10 кВ удовлетворяют все условиям выбора и могут быть приняты к установке.

7. Собственные нужды трансформаторной подстанции

К потребителям собственных нужд подстанции относятся: системы охлаждения трансформаторов, наружное и внутреннее освещение подстанции, система пожаротушения, система подогрева выключателей и приводов, отопление, система связи и телемеханики.

Выбор источников питания собственных нужд

На подстанциях расход электроэнергии на собственные нужды зависит от характера обслуживания, мощности трансформаторов, наличии на них устройств регулировки под напряжением, типа применяемых выключателей, климатических условий района в котором размещена подстанция и других условий.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции. При выборе мощности трансформаторов должно выполняется условие:

S_Т > S_расч (37)

где S_расч — расчетная мощность нагрузки собственных нужд.

Данные о потребителях собственных нужд приведены в таблице 38.

Расчетная нагрузка потребителей собственных нужд при коэффициенте опроса 0,8 равна:

кВ•А Выбираются два трансформатора типа ТМ-25/10. Для питания оперативных цепей подстанции используется переменный ток. Трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой к выводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управление выключателями 10кВ при полной потери напряжения на шинах 10 кВ.

Таблица 38. Нагрузка собственных нужд подстанции

8. Расчёт заземляющего устройства и молниезащиты трансформаторной подстанции.

8.1 Расчёт заземляющего устройства трансформаторной подстанции

Для защиты людей от поражения электрическим токов согласно ПУЭ (гл. 1.7) в электроустановках напряжением выше 1кВ должно применяться защитное заземление.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5−0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8−1,0 м от фундаментов или оснований оборудования.

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5−0,7 м от поверхности земли.

Заземление выполняется стальными уголками 50×50×4 мм, длиной 2,5 м, заглубленными на 0,7 м от поверхности земли и связанными между собой стальной полосой сечением 40×4 мм.

Расчетное сопротивление грунта с учетом сезонного коэффициента k_c = 1,65 стр. 316 и k₁ = 1,15 стр. 316.

Ом•м.

где р = 60 Ом•м — удельное сопротивление грунта измеренное в дождливый период осени.

Сопротивление уголка (при h_ср = 0,7 + 2,5/2 = 1,95).

Ом. (38)

где р_расч — расчетное удельное сопротивление грунта, Ом•м;

k — числовой коэффициент вертикального заземлителя равный для уголка 2,1;

d — ширина полки, м;

h_сp — глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины стержня, м.

Определяется расчетное сопротивление полосы связи

Ом.

где l — длина полосы связи, м;

k — коэффициент формы равный для прямоугольного сечения 2;

d — ширина полосы связи, м;

h — глубина заложения горизонтального заземлителя, м

(для полосы связи k_c = 4,5; k₁ = 1,6 и Р_расч = 4,5 1,6•60 = 430 Ом•м).

Теоретическое число уголков

Определяется расстояние между уголками

м При n = 80 b a/I =½, 5= 2,54 находим по кривым стр. 318 *з_B = 0,73 и з_Г = 0,55

Определяется действительное число уголков

Принимается к монтажу 82 уголка и выполняется проверочный расчет при

n = 82;

Определяется расчетное сопротивление заземляющего устройства

Ом < 0,5 Ом

8.2 Молниезащита подстанции

Атмосферные перенапряжения — одна из основных причин повреждений и аварийных отключений в электрических установках.

Перенапряжения, возникающие в элементах электроустановок результате прямого удара молнии и при набегании волн перенапряжении, не только приводят к повреждениям оборудования и перерывам электроснабжения, но и представляют значительную опасность для людей, особенно в электроустановках низкого напряжения. Поэтому правильный выбор защитных устройств от атмосферных перенапряжений — весьма важная задача, от решения которой в значительной мере зависит целостность оборудования, надежность электроснабжения потребителей и безопасность людей. От набегающих волн перенапряжения распределительное устройство защищается ограничителями перенапряжения.

От прямых ударов молнии открытое распределительной устройство (ОРУ) защищают стержневыми и тросовыми молниеотводами. Согласно ПУЭ, при напряжении 110кВ установка молниеотводов на конструкциях ОРУ разрешается, если сопротивление заземления в месте присоединения к нему молниеотвода составляет не более 4 Ом. Места присоединения молниеотводов к заземляющему контуру подстанции должны находится на расстоянии не менее 15 метров от мест присоединения к нему трансформаторов. Тросовые молниеотводы, защищающие подходы воздушной линии к подстанции напряжением 110 кВ, могут также присоединяться к заземленным конструкциям ОРУ, если сопротивление ближайшей к ним опоры не выше 10 Ом, а сопротивление заземления стойки конструкции, к которой присоединен трос, не выше 4 Ом.

9. Компоновка оборудования трансформаторной подстанции

Подстанция расположена в условиях незагрязненной атмосферы, в связи с чем аппаратура распределительного устройства 110 кВ и силовые трансформаторы 110 кВ устанавливаются открыто и применяются с нормальной изоляцией.

Подстанция 110/10 кВ состоит из 3-х основных конструктивных узлов

1. Открытого распределительного устройства (ОРУ) — 110 кВ.

2. Площадки силовых трансформаторов.

3. Закрытого распределительного устройства (ЗРУ) — 10 кВ, совмещенного с обще подстанционным пунктом управления ОПУ. Аппаратура ОРУ-110 кВ и силовые трансформаторы устанавливаются открыто. Порталы под ошиновку и стойки под оборудование выполняются из железобетона. Ошиновка ОРУ-110 кВ выполняется сталеалюминевыми проводами. Связь между силовыми трансформаторами и ЗРУ 10 кВ выполняется сталеалюминевыми проводом АС-50.

Соединение проводов ошиновки в местах ответвлений предусматривается при помощи сварки.

Прокладка кабелей — силовых и контрольных по территории ОРУ-110 кВ предусматривается в наземных кабельных лотках. Выход кабелей из лотков к ящикам зажимов и приводам аппаратов выполняется в трубах без заглубления их в земле.

Одиночные кабели к аппаратам, находящимся в стороне от основных трасс прокладываются в земле в траншеях.

Ревизия и ремонт силовых трансформаторов предусматривается осуществлять при помощи передвижных грузоподъемных механизмов.

ЗРУ-10 кВ выполнено совмещенным со щитовым помещением. Здание одноэтажное, выполняется из кирпича и включает в себя ЗРУ-10 кВ, щитовое помещение и комнату для персонала В ЗРУ-10 кВ устанавливаются шкафы серии К-59

В ОПУ устанавливаются щиты: управления и собственных нужд.

Заключение

Дипломное проектирование является одним из важнейших и наиболее эффективных видов учебного процесса, формирующих самостоятельность работы по проектированию и разработке проектов электроснабжения промышленных предприятий, а также их дальнейшей эксплуатации.

В настоящей работе бакалавра было произведено электроснабжение Михайловского промышленного района с разработкой трансформаторной подстанции 110/10 кВ мощностью 2×10МВА, предназначенной для приема электроэнергии и ее распределения. Выбранное электрооборудование и аппараты соответствуют всем требованиям и пригодны к эксплуатации.

Ввод в строй подстанции 110 кВ обеспечивает требуемый уровень надежности и качества напряжения в нормальном режиме. Ввод в эксплуатацию трансформаторной подстанции 110/10 кВ покроет часть дефекта активной мощности в электрических сетях.

В работе была спроектирована трансформаторная подстанция предназначенная для электроснабжения промышленного района. Связь с системой осуществляется по одноцепной линии электропередачи, длиной 22 километра при мощности системы S_с =? МВ•А.

В настоящее время очень важное значение имеет рациональное использование электроэнергии, в связи с этим в данной работе был произведён расчёт системы электроснабжения с учётом компенсации реактивной мощности. Не маловажное значение имеет также правильный выбор рационального числа трансформации, что обуславливается применением на данном предприятии рациональных напряжений и ведёт к сокращению числа трансформаций.

Увеличение производства электроэнергии в стране является залогом дальнейшего роста всего материального производства, так как ни одна отрасль не может существовать и успешно развиваться без электроэнергии.

Перечень использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок. С-П.изд-во''ДЕАЙ'' 2000. — 928 с.

2. В. А. Боровиков Электрические сети системы, М: «Энергия», 1968. — 508 с.

3. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.

4 И. Л. Каганов Курсовое и дипломное проектирование М: Агропромиздат, 1990. — 349 с.

5 Л. Д. Рожкова Электрооборудование станций и подстанций М: Энергоиздат, 1987. — 420 с.

6 Б. Ю. Липкин Электроснабжение промышленных предприятий и установок М.: Высшая школа, 1975/ - 432 с.

7 Методические указания для выполнения курсового и дипломного проектирования на тему: «Расчет токов короткого замыкания», часть 1, г. Камышин, 2002 г. 38 с.

8 Грудинский П. Г. Электротехнический справочник, т. 1,2-М.: Энергия, 1974

9 Блок В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию, М.: Высшая школа, 1990 г.

10 Прайс-лист фирмы «Таврида Электрик»

11 ОАО Самарский завод «Электрощит». Каталог.

12 Щеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. М.: Форум-Инфра, 2003.