М.: Энергоатомиздат, 1995 г. 2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7-е издание, перераб. и доп., с изменениями. М.: Министерство энергетики РФ, 2003г.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.


3


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Тольяттинский государственный университет»


Институт энергетики и электротехники


Кафедра «Электроснабжение и
электротехника»


13.03.02 Электроэнергетика и электротехника

(код и наименование направления подготовки, специальности)


Электроснабжение

(направленность (профиль))



БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА



на тему

«
Реконструкция электрической части подстанции 110/35/10 кВ
«Шигоны»



Студент(ка)

П.В. Борисов

(И.О. Фамилия)


(личная подпись)

Руководитель

А.Е.
Бурмутаев

(И.О. Фамилия)


(личная подпись)

Консультанты


(И.О. Фамилия)


(личная подпись)



(И.О. Фамилия)


(личная подпись)









Допустить к защите




Заведующий кафедрой д.т.н., профессор В.В. Вахнина ________________


«____»_______________2016 г.



Тольятти 2016




4


Аннотация


Темой
бакалаврская

работы является
«Реконструкция подстанции
110/35/10
кВ

Шигоны
».

На основании исходных данных (годовых графиков нагрузки) выполнен
расчет электрической нагрузки подстанции
110/35/10
кВ

Шигоны
, произведен
выбор количества и мощности силовых трансформаторов подстанций,
рассчитаны токи короткого замыкания на сторонах
110/35/10
кВ
,

произведен
выбор оборудования
и расчет релейной защиты.

Также в объем данной работы входит расчет заземления.

Графиче
ский материал представлен соответствующими листами проекта:

-

Подстанция понизительная 110/35/10 кВ «Шигоны» до реконструкции;

-

Подстанция понизительная

110/35/10 кВ
«
Шигоны
»
после
реконструкции;

-

План


разрез подстанции 110/35/10 кВ «Шигоны» (1);

-

План


разрез подстанции 110/35/10 кВ «Шигоны» (2);

-

Элегазовый выключатель ВГТ
-
35;

-

Элегазовый выключатель ВГП
-
110;

-

Ограничитель перенапряжения нелинейный ОПН
-
П
-
110.













5


С
одержание



стр.


Введение……………………………………………………………..……..

5

1.

Характеристика подстанции «Шигоны»…………………….…………..

6

2.

Расчет нагрузок подстанции «
Шигоны» …
………..…………………….

8

3.

Реконструкция главной электрической схемы подстанции


«Шигоны»…
…............................................................................................


1
1

4.

Выбор главной схемы электрических соединений

подстанции «Шигоны»……………………………………………….…..


1
2

5.

Выбор типа, количества и мощности силовых трансформаторов
подстанции «Шигоны»…………………………………………….…….


16

6.

Расчет токов короткого замыкания подстанции


«
Шигоны» …….
……………………………………………….………….


22

7.

Выбор электрической аппаратуры и токоведущих частей

подстанции «Шигоны»…
…………………………………………….…..


29

8.

Релейная защита и автоматика подстанции
«Шигоны»…………………………………………………………………


45

9.

Расчёт защитного заземления подстанции
«Шиго
ны»………………………………………………………..….…….


5
5

10.

Расчет молниезащиты подстанции
«Шигоны»……………..……………………………………………….….


58


Заключение……………………………………………..………………….

61


Список использ
ованных источников………………
…………………….

62










6


Введение



Необходимую надежность
работы всех секторов современного хозяйства
любой страны обеспечивает надежные и прогрессивные электротехнические
аппараты. Важное значение в это
м

играет
состояние электро
оборудовани
я

и
в
сей

электротехническ
ой

продукци
и
, используем
ой

в системах
электроснаб
жения как низшего, так и высшего напряжений.


В данное время перед энергетиками остро стоит вопрос технического
перевооружения парка силовых машин и другого электрооборудования. Для
решения данного вопроса требуется наличие полной информации о
техническом
состоянии данной аппаратуры в настоящее время, возможности
продления срока службы, а также частичной либо полной замене
, новых
конструкторских разработках и иностранных аналогах.


Данные элементы уже давным
-
давно выработали свой ресурс,
рекомендованный про
изводителем. Оно потеряло актуальности в виду того, что
не обеспечивает требуемый уровень надежности, а также не соответствует
современным параметрам по пожаро
-
взрывоопасности и требует ежегодных
значительных финансовых вливаний, идущих на обслуживание и п
очинку
изношенных элементов и узлов.

Целью представленной
бакалаврской

работы является повышение
структурной надежности систем электроснабжения действующей подстанции
«
Шигоны
».

В ходе реконструкции планируется изменение схемы по стороне
110

кВ
,

35 кВ и

10

кВ. Взамен существующего силового трансформатора и
масляных выключателей на сторонах
110
, 35 и 10

кВ


установка новых,
более мощных трансформаторов, элегазовых и вакуумных выключателей.

Таким образом, в процессе выполнения

работы будут решены несколько
п
роблем
: проблема нехватки мощности подстанции, увеличение надежности
подстанции «
Шигоны
» и электроэнергетической системы в целом.





7


1 Характеристика подстанции «
Шигоны
»


Подстанция «
Шигоны
» спроектирована и введена в эксплуатацию в 19
73

году с целью осуществления электроснабжения Ставропольского района.

По степени надежности и бесперебойности электроснабжения
потребителей Ставропольского района относятся к

первой и

второй категории.

Подстанция «
Шигоны
» оснащена силовым
и

трансформатор
ами

ТД
Т
Н
-
110/35/
10
-
4
000 кВА
.

При осуществлении реконструкции или технического перевооружения
главной понизительной подстанции мощнос
т
ь силовых трансформаторов
выбирается таким образом
, чтобы при выключении из сети наиболее
загруженного из них на время
восстановления или замены, оставшийся в работе
трансформатор мог обеспечивать электропитание всех потребителей.

[1]

Сервисное обслуживание ПС выполняется ремонтным персоналом
отделения «МРСК Волги» «Самарские РС» Жигулевского ПО.

Электроснабжение самой ПС
выполнено с помощью воздушной линии
110

кВ.
Открытое
распределительное устройство выполнено по схеме двух
блоков «линия
-
трансформатор» с двумя секционными перемычками на стороне
линии.

В электрическую сеть трансформатора включены разъединители
короткозамык
атели и отделители

110

кВ.

Установленный ресурс, рекомендованный производителем данного
оборудования и аппаратов, давным
-
давно истек. Внутренний износ
и внешнее
состояние делает указанные элементы электротехнической системы морально
устаревшими.

Также о
ни не соответствуют современным требованиям структурной
надежности и защищенности системы электроснабжения от неустойчивых
режимов, а также требуют существенных расходов на сервисное обслуживание
и восстановление работоспособности после аварий.

Электротехн
ическое
оборудование, имеющее значительный износ, может стать причиной серьезных


8


аварий и трагедий с участием персонала, а впоследствии привести к
нарушению электроснабжения конечных пользователей электрической энергии.

В связи с чем, предлагается при про
ведении реконструкции ПС замена
существующего оборудования на новое.

Все оснащение открытого распределительного устройства
110

кВ
устанавливается без изменения строительной части подстанции открытым
способом. ЗРУ
-
10 кВ

выполнено ячейками К
-
1
2, которые
оснащены
выключателями типа В
К
-
6
. Низ
ш
ая сторона

10 кВ

имеет схему с
одинарной

системой шин.

Электроснабжение собственных нужд ПС выполнено от трансформатора
типа ТМ, номинальной мощности 40 кВА, напряжением 6/0,4 кВ. К
собственным нуждам относятся: подогр
ев помещения,
РЗА

и т.д.

Согласно
Правилам устройства электроустановок,

на ПС должна быть
обеспечена следующими видами защит: защита вводов
10 кВ



двухступенчатая
МТЗ

на реле РТ
-
81
, на отходящих фидерах электрического питания
10 кВ



МТО, МТЗ

на реле РТ
-
8
1

и защита от ЗЗ.


Автоматика на ПС «
Шигоны
»
выполнена в виде
АПВ
-
110

кВ.
РЗ
, как и основное силовое оборудование,
имеет существенный износ, поэтому, несомненно, требует замены.
Несрабатывание РЗ и А может стать причиной серьезной аварии
.

Проектом
реконст
рукции предполагается замена существующих защит, выполненные
аналоговыми
приборами, на

защиты в виде микропроцессорных устройств.

Заземление имеет 0,5 Ом вне зависимости от времени года. Оно
выполнено из прутков легированной стали поперечным сечением 12 мм
,
длиной 5 м., соединенные между собой сальной полосой.


Защита от волн перенапряжения, набегающих с ВЛ
-
110 кВ
предусмотрена с помощью вентильных разрядников РВС
-
110, на стороне
10 кВ

РВО
-
6, соответ
ственно.


Это оборудование уже давно отработало свой срок службы,
установленный заводом изготовителем, оно морально устарело. Поэтому
предлагается заменить его на нелинейные ограничители перенапряжения.



9


2.

Расчет
нагрузок
подстанции «
Шигоны
»


Выполнение расчета нагрузок требуется для осуществления выбора
силовых трансформаторов. Расчет ведется на основе годовых и суточных
графиков нагрузок ПС
110
/
35/10
кВ «
Шигоны
», а также с учетом возможности
разрастания распределительных

сетей
, а, следователь
но, увеличением
потребляемой мощности. Данные для
расчетов сведены в таблицу

1.

Таблица 1


Нагрузочные характеристики подстанции



Наименование нагрузок

ЛЭП

Напряжение кВ

cos

1

Ввод 1

КЛ

10

0,92

2

Ввод 2

КЛ

10

0,92


Годовые графики нагрузок по вводам представлены на рисунках 1, 2.



Рисунок 1


Годовой график нагрузок ввод
-
1


Рисунок 2


Годовой график нагрузок ввод
-
2


По представленным графикам нагрузок определяем
расчетную мощность
как для потребителей электрической энергии, так и по главной понизительной
подстанции.

Расчет полной мощности для потребителей производим по формуле:

,






(
1
)



10



где



максимальная потребляемая активная мощность, кВт.

Определяем полную мощность ввод
-
1:


Определяем полную мощность ввод
-
2:


где
Cos
φ
= 0,92


коэффициент мощности потребителей.

Определяем значение потребляемой электроэнергии отдельных
потребителей:

,





(
2
)

где:
Р
in



потребляемая активная мощность соответствующей ступени графика,
кВт;
t
in



продолжительность нагрузки соответствующей ступени графика, час.

Определяем значение потребляемой электроэнергии ввод
-
1:



Определяем значение потребляемой электроэнергии ввод
-
2:


Учитывая ожидаемый рост нагрузки в среднем на 40%, определяем
значение потребляемой электроэнергии по
подстанции в целом:



(
3
)

Определяем значение продолжительности максимальной годовой
нагрузки подстанции:




(
4
)



11


где:
Р
max



максимальная потребляемая мощность по подстанции в целом,
МВт
;
W
max



максимальная потребляемая электроэнергия по подстанции в целом,
МВт·ч
.


Суммарный

годовой график нагрузок потребителей подстанции
представлен на

рисунке 3.



Рисунок 3


Суммарный годовой график нагрузок подстанции


В процессе
проектирования или технического перевооружения главных
понизительных подстанций, а также иных распределительных устройств выбор
мощности силового трансформаторного оборудования осуществляется таким
образом, что при плановом или аварийном отключениях одного

из двух,
оставшийся в работе мог бесперебойно осуществлять электроснабжение всех
конечных потребителей

[1].



12


3

Реконструкция главной электрической схемы подстанции
«
Шигоны
»


Как было

сказано выше, подстанция «
Шигоны
»

введена в эксплуатацию в
начале 70
-
х годов XX века. Основные элементы системы электроснабжения
функционируют по настоящее время и имеют повышенный износ. В условиях
развития экономики страны необходимы дополнительные мощности,
выделение которых невозможно

при
использовании устаревшего

и
изношенного оборудования.

С точки зрения надежности систем электроснабжения рассматриваемая
схема имеет ряд недостатков, исключая которые, возможно существенно
повысить надежность схемы системы.

Первый недостаток схемы


система имеет электрические элементы,
которые
н
е отвечают требуемой степени надежности, что приводит к снижению
структурной надежности всей системы. В данном случае речь ведется об
использовании короткозамыкателей и отделителей по

стороне 110 кВ.

Второй недостаток схемы заключается в
использовании изношенного

оборудования.
В частности,

это касается коммутационного оборудования
(масляные выключатели 35, 10 кВ) и также разрядников 110, 35, 10 кВ.

С целью устранения первого недостатка

необходима замена отделителей
с короткозамыкателями на современные вакуумные, либо элегазовые
выключатели 110 кВ, а также оснащение системой АВР
-
110.

С целью устранения второго недостатка
предполагается

частичная
реконструкция ОРУ
-
35 кВ и полная ЗРУ
-
10 к
В. Предполагается замена ячеек 10
кВ
,

РЗ и А и масляных выключателей 35 кВ.

В ходе реализации указанных мероприятий значительно повысится
уровень структурной надежности понизительной подстанции «
Шигоны
»,
благодаря чему появляется возможность повысить надежность
распределительных сетей 6, 0,4 кВ путем использования двулучевой схемы с
применением блочных трансформаторных подстанций типа 2

БКТП.



13


4

Выбор главной схемы электрических соединений

подстанции
«
Шигоны
»


Головная схема электросоединений подстанции представляет собой
группу электрического оборудования (трансформаторы, реакторы,
выключатели и т.д.).

Схемы
ГПП

при определенном проектировании разрабатываются на
основании перспектив развития всей энерг
осистемы в целом, схем снабжения
электрической энергией региона и иных ранее сделанных или выдвинутых
предположений и разработок, направленных на развитие электросетей и
должны соответствовать следующим требованиям:

1.

Производить переключающие операции необ
ходимого количества
ЛЭП
,
трансформаторов
, автотрансформаторов

с учетом возможностей
ПС
.

2.

Поддерживать уровень надежности функционирования
РУ

исходя из
критериев электроснабжения
потребителей

в согласовании с категориями
электроприемников потребителей и тран
зитных перетоков мощности в
устойчивом режиме без лимитирования мощности и в поставарийных режимах,
когда обесточенными остаются несколько присоединений с учетом той
нагрузки, которое несло на себе отключившееся оборудование.
[7]

3.

П
роизводить секционирование сетей электроснабжения и
гарантировать функционирование
РУ

при заданных значениях токов К.З.

4.

Учитывать вероятность возникновения аварийных ситуаций и
обеспечивать безопасность при проведении восстановительных работ на
отдельных э
лементах системы.

5.

Обеспечивать предъявляемые требования по наглядности,
компактности и унификации при сервисном обслуживании.

Электрические схемы
РУ

должны предусматривать осуществление
операции вывода отдельных элементов схемы в ремонт:

1.

Для распределител
ьных устройств до 220 кВ применим метод, при
котором возможны временные отключения присоединения ЛЭП или


14


трансформатор
а
. Это возможно в случае, если удовлетворяются условия
электроснабжения потребителей электр
о
энергии и обеспечения перетоков
мощности; в сл
учае, если обесточивание цепи невозможно


коммутация цепи
на обходную систему шин или же внедрением таких схем, в которых в
коммутациях присоединений задействовано более одного выключателя.

2.

Методом выключения присоединения при согласовании с
потребителем
электрической энергии на определенное время.

3.

Для оборудования, присоединенного к ЛЭП или трансформаторам, при
отключённых ВЛ и Т.
[3]

В связи с возможностью развития региона возникает
необходимость включения потребителей
I

категории, которые в соответствии

ПУЭ

допускает интервал в электроснабжении по времени функционирования
АВР. Существующая схема ПС «
Шигоны
» не соответствует данному
описанию, в связи с чем
,

требует реконструкции.

Типовая

схем
а

включения с выключателями
на
стороне
ВН

и перемычкой
с выключателями в цепях трансформатора
п
редставлен
а

на рисунке
4
.



Рисунок
4



Схема ОРУ
110

кВ




15


Работа схемы.

-

в установившемся нормальном режиме функционирования
Q
1,
Q
2
имеют замкнуты. Выключатель
Q
3 находится в резерве. Контактные части
QS
1


QS
8 находятся в замкнутом положении. Электроснабжение
потребителей выполнено благодаря 2
-
м ЛЭП
W
1,
W
2

посредствам
выключателей и разъединителей, а также с использованием трансформаторов.

-

при осуществлении серв
исного обслуживания ЛЭП
W
1
(
W
2)

требуется
отключение
Q
1 (
Q
2). При отключении выключателя включается в работу
СВ

Q
3. Данная манипуляция проходит без отключения действующих тр
-
ов.

-

при выводе в ремонт части линий
при КЗ выключается

Q
1 (
Q
2), в свою
очередь трансформатор Т1(Т2) на какое
-
то время остается без напряжения. В
данном случае устройством
АВР

будет введен в работу
СВ.

-

при возникновении дефекта одного из
трансформаторов газовая,
дифференциальная релейная защита или МТЗ производит
отключение
выключателей по
НН и ВН

относительно поврежденного трансформатора.
Вследствие чего по стороне
НН

системой АВР будут включены в работу
СВ
.

На стороне
10 кВ

выбираем схему «Одна рабочая секционированная
выключателем система шин» (рисунок
5
)



Рисунок
5



Схема РУ
10 кВ



16


Работа системы.

-

в установившемся нормальном режиме функционирования выключатели
Q
1,
Q
2 имеют замкнутые контакты. Выключатель
Q
3 находится в горячем
резерве. Контактные части разъединителей
QS
1


QS
10 находятся

в замкнутом
положении. Электроснабжение потребителей осуществляется с помощью

выключателей и
разъединителей, а также с использованием трансформаторов.

-

при отключении напряжения
I

(
II
)

секции сборных шин системой
автоматического ввода резерва будет осуществлено отключение выключателя

Q
1 (
Q
2) и введен в работу секционный выключатель
Q
3, вследствие чего
электроснабжение потребителя нарушено не будет.

-

при возникновении дефекта одного из
трансформаторов газовая,
дифференциальная релейная защита или МТЗ производит отключение
выключателей по низкой и высокой сторонах напряжения относительно
поврежденного трансформатора. Вследствие чего по стороне низкого
напряжения системой АВР будут включен
ы в работу секционные выключатели,
тем самым конечный потребитель обесточен не будет.

Таким образом, при реконструкции ОРУ
-
110, 35 кВ и ЗРУ
-
10 кВ будут
учтены описанные требования по повышению структурной надежности систем
электроснабжения потребителей.













17


5
. Выбор типа, количества и мощности силовых трансформаторов
подстанции «
Шигоны
»


Выбор мощности трансформаторов производится на основании технико
-
экономического расчета, исходя из полной расчетной нагрузки объекта,
удельной плотности нагрузки,
стоимости электроэнергии и других факторов.

Оптимальная мощность соответствует минимальным приведенным затратам.

При выборе мощности трансформаторов так же учитывается возможность
кратковременных перегрузок, если они не превышают 40% номинальной
мощности т
рансформатора, на время прохождения максимума нагрузки [16,78].

На подстанции «
Шигоны
» имеется два уровня напряжения 110 кВ
,

35кВ
и
10 кВ
, потребители 1 и 2 категории, следовательно
,

подстанция должна иметь
два трехфазных
тре
хобмоточных трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции, исходя из допустимой
аварийной перегрузки (40%), принято использовать приближенное выражение:






(
5
)

кВА

S
НОМ.Т2

S
НОМ.Т1

S
НОМ.Т



16

МВА


1
0

МВА


9,2

МВА

Для дальнейшего рассмотрения выбираем два трансформатора:

1)

ТД
Т
Н


1
0
000/110
/35/10

кВ
А;

2)

ТД
Т
Н


16
000/110/
35/10

кВ
А.


5
.1. Технико
-
экономический расчет трансформатора

ТД
Т
Н

10
000/110/
35
/
10 кВ
А

Технические данные ТД
Т
Н


10
000/110/
35/10

кВ
А:





1.

Приведенные потери активной мощности трансформатора в режиме х.х.



(
6
)



18


,

где: К
ип



коэффициент изменения потерь, который зависит от удаленности
потребителя от источника питания и составляет 0.02
-
0.2 кВт/квар. Для расчетов
принимаем К
ип
=0.05 кВт/квар.

2.

Потери реактивной мощности трансформатора на х.х.
:



(
7
)


к
В
ар

3.

Напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора
:



(
8
)



(
9
)



(
10
)


4.

Потери реактивной мощности трансформатора в режиме к.з.
:


(
11
)




5. Приведенные потери активной мощности трансформатора в режиме к.з.
:


,

(
12
)



,



19


где: Р
н.в.
, Р
н.с.
, Р
н.н.



потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток
трансформатора при 100% их нагрузке, можно
определить из выражения:

,


(12)




6. Коэффициент загрузки ВН обмотки трансформатора на
i
-
ой ступени:



(
13
)


7
. Коэффициент загрузки
С
Н обмотки трансформатора на
i
-
ой
ступени:



(
14
)


8
. Коэффициент загрузки НН обмотки трансформатора на
i
-
ой ступени:


(
15
)

К
зн

=

9
. Приведенные потери мощности:


(
16
)


10
. Потеря электроэнергии холостого хода на
i
-
й ступени
:

W
хх

=
n
Т
·Р
х

T
i

(
17
)

1
1
. Суммарная потеря холостого хода
:




(
18
)

1
2
. Потери электроэнергии холостого хода на
i
-
й ступени
:


(
19
)

где
Т
i



продолжительность нахождения нагрузки
S
i

на
i
-
той ступени.



20


1
3
. Суммарная потеря короткого замыкания
:


(
20
)

1
4
. Потери электроэнергии в трансформаторах подстанции
:



(
21
)

1
5
. Экономическая нагрузка
S
Э
, ниже которой целесообразно отключать
один из трансформаторов:

;

(
22
)

.


Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах целесообразно
выполнять с помощью

табл
ицы

2
.

Таблица
2



Расчет потерь электроэнергии в
ТРДН
-
25000/110/
35
/
10 кВ
А






(
23
)





P`
x


P`
к.в

P`
к.нн1

P`
к.нн2

i

S
BНi
,
МВА

S
С
Н
,
МВА

S
НН
,
МВА

n
i

T
i
, ч

&W
xi
,
кВт
*
ч

k
з.вi

k
з.нн1i

k
з.нн2i

&W
к.вн
i
,
кВт
*
ч

&W
к.
с
нi
,
кВт
*
ч

&W
к.ннi
,
кВт
*
ч

1

9,20

4,05

5,15

2

500

19000

0,92

0,40

0,51

28274,76

6752,96

7541,06

2

8,30

3,65

4,65

2

120

4560

0,83

0,37

0,47

5534,22

1321,76

1476,01

3

7,49

3,30

4,19

2

680

25840

0,75

0,33

0,42

25505,60

6091,59

6802,51

4

7,11

3,13

3,98

2

700

26600

0,71

0,31

0,40

23656,02

5649,85

6309,22

5

6,95

3,06

3,89

2

830

31540

0,69

0,31

0,39

26777,37

6395,34

7141,70

6

6,46

2,84

3,62

1

1660

31540

0,65

0,28

0,36

92554,84

22105,21

24684,98

7

6,24

2,75

3,49

1

1610

30590

0,62

0,27

0,35

83823,89

20019,96

22356,38

8

6,13

2,70

3,43

1

980

18620

0,61

0,27

0,34

49260,91

11765,16

13138,21

9

5,80

2,55

3,25

1

180

3420

0,58

0,26

0,33

8110,98

1937,17

2163,25

10

5,37

2,36

3,01

1

1230

23370

0,54

0,24

0,30

47432,62

11328,51

12650,59

11

5,15

2,27

2,89

1

270

5130

0,52

0,23

0,29

9586,03

2289,47

2556,66

Итого потери по ТП:

8760

220210



400517,2

95656,99

106820,6

823204,77



21


15.Определяем стоимость
потерь электроэнергии в трансформаторах
:



(
24
)


где:


стоимость 1 кВт
.
ч потерь эл.энергии х.х.
трансформаторов за время их работы в году
;

стоимость 1 кВт
.
ч нагрузочных потерь эл.энергии трансформатора .

Дальнейшее определение вариантов выбора
трансформаторов
производим методом приведенных затрат.

16. Ежегодные эксплуатационные издержки:

,


где:
Р
сум
= 0,094

(
25
)



(
26
)



17. Приведенные затраты
:


(
27
)



5
.2.

Технико
-
экономический расчет трансформатора

Т
Д
Т
Н


16
000/110/
35
/
10 кВ
А


Технические данные ТД
Т
Н


25000/110/
35/10 кВ
А:





Аналогично
производятся

расчет для
ТРДН
-
16
000/110/
35
/
10 кВ
А


Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах целесообразно
выполнять с помощью

таблицы
3
.






22


Таблица
3



Расчет потерь электроэнергии в ТРДН
-
16
000/110/
35
/
10 кВ
А





1.Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
:

,

2
. Ежегодные эксплуатационные издержки:



3
. Приведенные затраты
:



Таблица 4



Сопоставление двух вариантов

Трансформатор

Приведенные затраты

ТД
Т
Н
-
1
0
000/110/
35
/
10


ТД
Т
Н
-
16
000/110/
35
/
10



Согласно данным по нагрузке подстанции с учетом перспективы развития
района электроснабжения, а так же
на основании
наименьших приведенных
затратах для установки выбираем трансформатор типа
ТДТН 1
0
000/110/
35
/10.




P`
x


P`
к.в

P`
к.нн1

P`
к.нн2

i

S
BНi
,
МВА

S
СН
,
МВА

S
НН
,
МВА

n
i

T
i
, ч

&W
xi
,
кВт
*
ч

k
з.вi

k
з.нн1i

k
з.нн2i

&W
к.внi
,
кВт
*
ч

&W
к.снi
,
кВт
*
ч

&W
к.ннi
,
кВт
*
ч

1

9,20

4,05

5,15

2

500

26000

0,57

0,25

0,32

15772,43

3053,54

3962,17

2

8,30

3,65

4,65

2

120

6240

0,52

0,23

0,29

3087,14

597,67

775,51

3

7,49

3,30

4,19

2

680

35360

0,47

0,21

0,26

14227,71

2754,49

3574,12

4

7,11

3,13

3,98

2

700

36400

0,44

0,20

0,25

13195,97

2554,74

3314,94

5

6,95

3,06

3,89

2

830

43160

0,43

0,19

0,24

14937,14

2891,83

3752,34

6

6,46

2,84

3,62

1

1660

43160

0,40

0,18

0,23

51629,60

9995,49

12969,79

7

6,24

2,75

3,49

1

1610

41860

0,39

0,17

0,22

46759,24

9052,59

11746,31

8

6,13

2,70

3,43

1

980

25480

0,38

0,17

0,21

27479,07

5319,95

6902,97

9

5,80

2,55

3,25

1

180

4680

0,36

0,16

0,20

4524,52

875,95

1136,60

10

5,37

2,36

3,01

1

1230

31980

0,34

0,15

0,19

26459,20

5122,50

6646,77

11

5,15

2,27

2,89

1

270

7020

0,32

0,14

0,18

5347,34

1035,25

1343,30

Итого потери по ТП:

8760

301340



223419,
4

43253,99

56124,81

624138,16



23


6

Расчет токов короткого замыкания
подстанции

«
Шигоны
»


Проведение расчетов токов короткого замыкания необходим при
проектировании, реконструкции, техническом перевооружении для
осуществления выбора электрооборудования, токоведущих частей, заземлений,
устройств защиты и т.д.

Расчет токов ко
роткого замыкания с целью
осуществления выбора
кабельной продукции производится по техническим и электродинамическим
критериям при возникновении КЗ для определения характеристик
срабатывания, определения чувствительности выбранных уставок РЗиА
рассчитывает
ся приближенным методом.
[
16]

При проведении расчетов не предусматривают следующие параметры:

-

сдвиг по фазе электродвижущей силы и смена частоты;

-

ток намагничивания трансформаторов;

-

емкостную проводимость ЛЭП;

-

возможную не симметрию нагрузок;

-

влияние резкопеременной нагрузки и т.д.

С
х
ема

для расчётов токов
КЗ

представлена на
рисунке

6.


Рисунок 6


Исходная схема для расчетов токов короткого замыкания


Исходные данные:

Система:

кВ


Ом



24


Воздушная линия:

Ом/км;

км;

кВ



Ом/км;
км;
кВ



Ом/км;
км;

кВ

Трансформатор:

МВА.

Определение параметров схемы замещения: при
МВА.


6
.1 Расчет токов К.З. в точке К1

Принимаем базисную мощность равную:
S
б
=1000 МВА.

Определим сопротивление системы:









(
28
)


О.е
.

Определим сопротивление по линии
110

кВ:






(
29
)


О.е
.
,

где х
0

= 0,
4

Ом/км


сопротивление 1 км воздушной линии.

Результирующее сопротивление для точки К1:








(
30
)


Определим периодическую слагающую токов К.З:






(
31
)


Определим мощность короткого замыкания:







(
32
)



25



Определим ударный ток короткого замыкания:

.










(
33
)



где:



ударный коэффициент
.

Определяем действующие значения полного тока К.З.:






(
34
)



6
.2 Расчет токов К.З
.

в точке К2

Принимаем базисную мощность равную:
S
б
=1000
МВА


Определяем сопротивление трансформатора обмотки
ВН
:




(
35
)


Определяем сопротивление трансформатора обмотки
СН
:




(
36
)


Определяем суммарное сопротивление для точки К2:







(
37
)


Определим периодическую слагающую токов К.З:








(
38
)



26




Определим мощность короткого замыкания:





(
39
)


Определим ударный ток короткого замыкания:







(
40
)


где: К
У

= 1,7
5



ударный коэффициент.


Определяем действующие значения полного тока К.З.:








(
41
)

.


6
.3 Расчет токов К.З в точке К3

Определяем сопротивление трансформатора обмотки
НН
:






(
42
)


Определяем суммарное сопротивление для точки К3:




(
43
)


Определим периодическую слагающую токов К.З:




(
44
)




27


Определим мощность короткого замыкания:




(
45
)



Определим ударный ток К.З.:




(
46
)


где: К
у

=1,72


ударный коэффициент.

Определяем действующие значения полного тока К.З.:




(
47
)



6
.4 Расчет токов К.З в точке К4

Определяем сопротивление воздушной линии:


(
48
)



Ом




(
49
)



Определяем суммарное сопротивление для точки К4:




(
50
)



Определим периодическую слагающую токов К.З:














(
51
)





28



Определим мощность короткого замыкания:




(
52
)


Определим ударный ток короткого замыкания:




(
53
)


,

где: К
У

= 1,75


ударный коэффициент.

Определяем действующие значения полного тока К.З.:




(
54
)




6
.5 Расчет токов К.З в точке К5

Определяем сопротивление кабельной линии:



(
55
)


Ом




(
56
)



Определяем суммарное сопротивление для точки К5:




(
57
)


Определим периодическую слагающую токов К.З:









(
58
)





29



Определим мощность короткого замыкания:




(
59
)



Определим ударный ток короткого замыкания:




(
60
)



где: К
У

= 1,72


ударный коэффициент.


Определяем действующие значения полного тока К.З.:


(
61
)


Результаты расчетов токов короткого замыкания подстанции «
Шигоны
»
сведены в таблицу 5.

Таблица 5
-

Результаты

расчетов токов к.з. подстанции
«
Шигоны
»

Точки К.З.

Iк, кА

iуд, кА

Iу, кА

Sк.з., МВА

К1

19,6

49,9

29,59

3899,4

К2

2,2

5,4

3,3

147,1

К3

7,7

18,7

11,6

147,1

К4

1,9

4,7

2,85

126,5

К5

3,1

7,5

4,7

59,5








7

Выбор электрической аппаратуры и токоведущих частей
подстанции «
Шигоны
»



30



Все элементы электросистемы

могут находиться в трех основных
режимах функционирования: в режиме номинальной нагрузки (самый
продолжительный режим работы), режиме перегрузок (до 40%) и в режиме КЗ.

При номинальном режиме эксплуатации надежное функционирование
оборудования обусловлено

верным выбором их по номинальному току и
напряжению
[9]
.

При ненормальном режиме, когда величина суммарной нагрузки
превышает допустимое (номинальное) значение надежное функционирование
оборудования лимитировано по продолжительности, а время пребывания
об
орудования в данном состоянии исключительно зависит от величин тока и
напряжения. Так для каждой единицы электротехнической системы имеется
диапазон значений тока и напряжений, при котором гарантируется работа без
разрушения его целостности.

При режиме кор
откого замыкания надежное функционирование
оборудования обусловлено соотношением выбранных характеристик данного
оборудования по условиям термической и электродинамической стойкости.

Для коммутационной аппаратуры, за исключением аппаратуры с ручным
приводо
м, добавляются обязательный параметр, который характеризует
отключающую способность.

При выборе оборудования и токоведущих частей необходимо принимать
во внимание род установки. Иными словами место установки может быть либо
внутри помещения, либо на открыт
ом воздухе. Также следует учитывать
климатические особенности.

Схемы для расчета токов короткого замыкания выбираются или строятся
таким образом, чтобы были учтены самые неблагоприятные тяжелые условия
функционирования исследуемой системы. На расчётной схе
ме выбирается ряд
точек короткого замыкания (условно), в которых через установку, при котором
замыкание протекает наибольший ток.



31


После проведения необходимых расчетов, выбранное оборудование и
другие токоведущие части должны отвечать требованиям технико
-
э
кономического расчета.


7
.1 Выбор оборудования
110

кВ

7
.1.1 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели подразделяются на: масляные;
электромагнитные; воздушные; вакуумные; элегазовые.

Одними из первых были разработаны масляные выключатели. Они и по
сей день используются на различных подстанциях и электроустановках.
Данные коммутационные аппараты способны производить отключения
больших токов короткого замыкания. Однако у них имеются серь
езные
недостатки, которые побудили конструкторов и разработчиков к поиску новых
технических решений. Масляные выключатели обладают высокой
пожароопасностью и требуют значительных капитальных затрат на сервисное
обслуживание.

На смену масляным выключателем

пришли электромагнитные и
воздушные выключатели. Они не смогли завоевать рынок электротехники,
потому как обладали серьезными недостатками, такими как внушительные
габариты. В связи с чем, они не всегда могли быть использованы при
проведении реконструкций

подстанций.

Следующим этапом в развитии коммутационной аппаратуры является
создание новых вакуумных и элегазовых выключателей.

В сетях 110 кВ электроснабжающие организации начали масштабное
применение элегазовых выключателей, а также замену масляных и воз
душных
на указанные типы оборудования, так как они имеют более высокую
электрическую прочность по сравнению со своими предшественниками и
теплопроводность, а также имеют более скромные габаритные размеры.

В свою очередь вакуумные выключатели заняли нишу бо
лее низкого
класса напряжения от 6 до 35 кВ. Они наиболее востребованы и популярны на


32


территории Российской Федерации и за ее пределами на международной
энергетической арене.

Вакуумная коммутационная техника не лишена недостатков, однако
имеет высокую поп
улярность благодаря своей экологической чистоте в отличие
от масляной и элегазовой техники. Современные разработки и научные
изыскания в области гашения дуги подают надежду на создание в обозримом
будущем вакуумной коммутационной аппаратуры высшие классы
напряжения.

Рассмотрим более подробно элегазовую коммутационную технику.
Данная техника развивается в различных направлениях и дает надежды на
хорошие перспективы, так как прототипы новых разработок обладают весьма
привлекательными технико
-
экономическими
показателями.

Из всего разнообразий инновационных направлений в области элегазовой
техники можно выделить следующие:

1.

Модульные выключатели навысшие классы напряжения,
предназначенные для гашения электрической дуги больших значений токов
короткого замыкания
. Данные серии выключателей способны функционировать
в загрязненных и неблагоприятных климатических условиях.

2.

Элегазовая коммутационная дугогасительная техника на классы
напряжений от 10 до 35 кВ предназначенная для специального использования.
Примером тог
о может являться передвижные электрифицированные составы
.

3.

Еще одним из направлений являются разработки выключателей
нагрузки в элегазовой среде на класс напряжения от 15 до 110 кВ,
предназначенные для отключения при больших значениях емкостных и
индукционн
ых токов.

Преимущества: пожаробезопасность; быстродействие; высокая
отключающая способность; сравнительно небольшой износ рабочих
поверхностей токоведущих контактов, а, следовательно, наличие хорошего и
продолжительного рабочего ресурса; простота сервисног
о обслуживания;
возможность проведения новых разработок на существующей основе.



33



Недостатки: необходимо иметь специальные устройства, позволяющие
производить чистку узлов элегазового оборудования от шестифторовой серы
;

из
-
за сложности конструктивных элеме
нтов требуется использовать
дорогостоящие высоконадежные уплотнительные изделия для удержания
летучего элегаза; значительные стоимостные затраты на и
зготовления камеры
гашения дуги.


Общие сведения вакуумных выключателей.

В вакуумной дугогасительной техник
е гашение дуги осуществляется при
помощи переключающих операций в ВДК.

Преимущества: повышенная стойкость к износу контактных токоведущих
частей при осуществлении переключающих операций при номинальных
значениях токов и напряжений. Количество коммутационн
ых операций при
номинальных значений токов и напряжений без замены вакуумно
-
дугогасительной камеры составляет от 10000 до 50000
;

сервисное
обслуживание вакуумнодугогасительных аппаратов сводится к смазке
подвижных механических сочленений устройства с пери
одичностью один раз в
пять лет; возможность использования вакуумного оборудования в агрессивных
средах; значительный спектр температур использования, в которых возможна
стабильная работа вакуумнодугогасительной камеры; высокая вибрационная
стойкость, а так
же стойкость к ударным нагрузкам. Причиной этого является
незначительная масса и малогабаритность агрегатов; в связи с тем, что
вакуумная аппаратура имеет меньшие габариты по сравнению с масляными
производители высоковольтных ячеек наладили производство ма
логабаритных
ячеек с продольным и поперечным расположением переключающего
устройства. Это позволило при проведении реконструкции РУ, РП
усанавливать большее количество распределительных ячеек, а, следовательно,
присоединять большее количество потребителей,

передовая тем самым больше
электрической мощности;

удобство сервисного обслуживания и отсутствие
разлива трансформаторного масла и его замены при отключении выключателя
от токов короткого замыкания; не осуществляется загрязнение окружающей


34


среды; высокона
дежность и безопасность конструкции; малые затраты по
времени при монтаже или замене переключающего устройства.

Недостатки:

высокая степень внутренних коммутационных
перенапряжений, что в свою очередь неблаготворно сказывается на приборах и
электрическом о
борудовании, включенных в линию, в связи с чем, требуется
установка дополнительных защит для предотвращения пагубного
воздействия;

высокая стоимость вакуумных выключателей по сравнению с
элегазовыми и другими выключателями. Разница стоимости начинает
значи
тельно увеличиваться с увеличением класса напряжения.

Таблица
6



Сравнение вакуумного и элегазового выключателя

Наименование параметра

ВБП
-
110
III
-
31,5/2500

ВГТ
-
110ІІ
-
40/2500

Номинальное напряжение, кВ

110

110

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

126

126

Номинальный ток, А

2500

2500

Номинальный ток отключения, кА

31,5

40

Номинальное относительное содержание
апериодической составляющей, %, не
более

40

40

Цена, руб.

1250000

980000



Выбираем элегазовый выключатель типа ВГТ
-
110II
I
-
40/2000У1, так как
его характеристики наиболее
соответствуют требованиям технико
-
экономической целесообразности.

ВГТ
-
110ІІ
I
-
40/2500



выключатель предназначенный для коммутации
электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в
цикла
х АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с
номинальным напряжением

110

кВ.

Таблица
7



Выбор и проверка выключателей
110

кВ

Параметр

Условие

Расчётные данные

Пасп
.

данные

По напряжению

U
уст


U
ном,
кВ

110

110

По ном. току

I

I
ном
, А

176

2
5
00

По отключ. способности

I
п.


I
ном.откл
, кА

14,34

40

По эл
-
дин. стойк.

i
уд.


i
пр.с
, кА

36,5

80

Рассматриваемый выключатель проходит по заданным параметрам.




35


7
.1.2 Выбор разъединителей

Рабочий ток:







(
62
)


А

Результаты выбора сведены в таблицу
8
.

Таблица
8



Выбор и проверка разъединителей

Параметр

Условие

Расчётные данные

Пасп
.

данные

По напряжению

U
уст


U
ном,
кВ

110

110

По ном. длит. току

I
раб


I
ном
, А

1
12

1250

По эл
-
дин. стойк
-
ти

i
уд


i
пр.с
, кА

36.5

80


К установке принимаем разъединитель:
РГПЗ
-
1
-
IV
-
110/1250


7
.
1.3 Выбор
заземлителя

Для создания искусственного
КЗ

в нейтрали трансформатора
устанавливается однополюсный заземлитель. Выбор и проверка заземлителя
осуществляется по номинальному напряжению, электродинамической и
термической стойкости, данные по которому представл
ены в таблице
9
.

Таблица
9



Выбор и проверка заземлителя

Параметр

Условие

Расчётные
данные

Паспортные
данные

По напряжению

U
уст


U
ном,
кВ

110

110

По эл
-
дин. стойк
-
ти

i
уд


i
пр.с
, кА

36.5

40


Таким образом, для заземления нейтрали

трансформатора применяем
однополюсный заземлитель ЗОН
-
110
М
-
УХЛ1.


7
.1.3. Выбор трансформаторов тока

Приборы на 110 кВ Амперметр Э


377
S

= 0.1 ВА.

Выбор и проверку трансформатора тока оформим в виде табл
ицы

10
.

Таблица
10

-

Выбор трансформатора тока



36


Параметр

Условие

Расчётные
данные

Паспортные
данные

По напряжению

U
уст



U
ном
, кВ

110

110

По ном. току

I
норм



I
ном
, А

1
12

600

По эл
-
дин. стойк
-
ти

i
y

i
пр.с
, кА

18.36

2
6
,4


К установке принимаем трансформатор тока ТВТ 110


III



600/5


7
.1.4 Выбор
ОПН
-
110 кВ

Одним из основных видов защиты от внешних и внутренних
перенапряжений является РВ и ОПН. При составлении оперативных схем
защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений электрических
аппаратов и устройств РУ с использованием ограничителей пе
ренапряжения и
разрядников требуется решить 2 вопроса:

1.

Выбор количества и места расположения р распределительной
установке для наилучшего обеспечения защиты изоляции от всех видов
перенапряжений.

2.

Обеспечение надежного функционирования самих защитных аппара
тов
при воздействии на них номинального значения напряжения и
квазистационарных перенапряжений, для которых данный ЗА не рассчитаны.

Защитные параметры вентильных разрядников и нелинейных
ограничителей перенапряжения основаны на нелинейности ВАХ.
Функциони
рование данных защит заключается в том, что при повышенном
напряжении (перенапряжении) происходит существенное снижение
сопротивления, а при стабилизации рабочего напряжения до номинальных
значений происходит возрастание сопротивления защитных аппаратов.
Н
евысокая нелинейность ВАХ в РВ не может гарантировать единовременно
стабильно высокое ограничение перенапряжения и малые значения токов
проводимости при воздействии номинального напряжения. В связи с чем, в
конструкции РВ были применены искровые промежутки
, включаемые
поочередно с нелинейными элементами и дозволяющие избегать влияния на
номинальное напряжение и срабатывающие только при появлении


37


перенапряжении. Благодаря наибольшей нелинейности в оксидно
-
цинковых
сопротивлениях ОПН стало возможным уйти от п
рименения в системах
защитных аппаратов искровых промежутков. Таким образом, нелинейные
элементы ограничителей перенапряжения присоединены к электрической сети
в течении всего срока функционирования основного электротехнического
оборудования (замета только

при реконструкции или аварийном
восстановлении).

В настоящее время на новых подстанциях и распределительных
устройствах РВ не устанавливаются. Их место прочно заняли нелинейные
ограничители перенапряжения.

ОПН возможно использовать как внутри помещений, так и вне
строительных частей подстанций на возвышенностях до 1000 метров над
уровнем моря,а также в климатических зонах УХЛ, УХЛ1 при температуре
окружающей среды от
-
60 до +60 градусов по шкале Цельсия. Час
тота
колебаний напряжения может находиться в герцевом диапазоне от 48 до 68Гц.

Номинальное рабочее напряжение, при котором ОПН может длительное
время на всем промежутке эксплуатации обеспечивать требуемую защиту и
надежную работу, не должно превышать, уста
новленное производителем, его
наибольшее длительно
-
допустимое рабочее напряжение.

Преимущества: высокая эффективность; высокая электрическая
устойчивость при внешних перенапряжениях; высокая динамическая
стойкость; высокая надежность функционирования; гряз
естойкость;
антивандальная конструкция.

Конструктивно ограничитель перенапряжения состоит из колонки
обработанной изоляционным покрытием. Оболочка, помимо изолирующей
выполняет защитную функцию для защиты от механических повреждений.

Для сравнения выбираем

два
ограничителя перенапряжения
, ОПН
-
П
-
110
-
УХЛ1 и ОПН
-
Ф
-
110
-
УХЛ1 производимых ООО «Завод энергозащитных
устройств». Сравнительная характеристика ограничителей перенапряжения
представлена в таблице
11
.



38


Таблица 1
1



Сравнительная характеристика ограничителей перенапряжения

Характеристики

ОПН
-
П
-
110
-
УХЛ1

ОПН
-
Ф
-
110
-
УХЛ1

Класс напряжения сети, кВ

110

110

Ток пропускной способности на прямоугольном импульсе
длительностью 2000 мкс, А

700

700

Номинальный разрядный ток,

кА

20

20

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение,
действ. значение, кВ

56

56

Остающееся напряжение на ОПН при импульсе тока 8/20
мкс с амплитудой:

-

5000 А, кВ, не более

-

10000 А, кВ, не более

-

20000 А, кВ, не более


155

168

182


155

168

182

Амплитуда импульса большого тока 4/10 мкс, кА

100

100

Остающееся напряжение на ОПН при импульсе 1/4 мкс с
амплитудой номинального разрядного тока, кВ, не более

195

195

Удельная рассеиваемая энергия, кДж/кВ

6,0

6,0

Длина пути утечки внешней
изоляции, см, не менее

315

315

Полный грозовой импульс по ГОСТ 1516.2 с амплитудой,
кВ

229

229

Одноминутное испытательное напряжение частоты 50 Гц
в сухом состоянии и под дождем, кВ действ

143

143

Расчетный срок эксплуатации, лет.

30

30

Гарантийный
срок, лет.

6

5

Цена, руб.

28700

35000


Выбираем ограничитель перенапряжения типа
ОПН
-
П
-
110
-
УХЛ1, т.к.
при равных характеристиках он имеет меньшую стоимость.


7.2
Выбор оборудования 35 кВ

7.2.1
Выбор выключателей

Таблица 12


Сравнение вакуумного и
элегазового выключателей


Вакуумный выключатель

Элегазовый выключатель

Тип выключателя

ВВС
-
35II
-
20/
40
0

ВГБ
-
35
-
12,5/
40
0

Номинальное напряжение, кВ

35

40,5

Номинальный ток, А

40
0

40
0

Номинальный ток отключения, кА

20

12,5

Ток термической стойкости, кА

20

12,5

Амплитуда предельного сквозного
тока, кА

52

32

Время отключения,

с, не более

0,06

0,04+0,005

Продолжение таблицы 12



39


Коммутационная износостойкость,
циклов B
-
O при нормальном токе:

25

000

25 000

Масса выключателя на ток 630

А, кг

850

800

Срок
службы до списания, лет

25

25

Стоимость

750 000

670 000


Одним из важнейших недостатков является стоимость. Элегазовый

высоковольтный выключатель стоит дешевле, что говорит не в пользу
конкурентоспособности вакуумного высоковольтного выключателя, в связи с
чем отдаем предпочтение элегазовому выключателю.

Рабочий ток:

I
раб
=

А.



(99)

Результаты
выбора параметров выключателя сведены в таблицу 10.

Таблица 13


Выбор и проверка выключателей 35 кВ

Параметр

Условие

Расчётные данные

Паспортные
данные

По напряжению

U
уст


U
ном,
кВ

35

35

По ном. току

I

I
ном
, А

336,3

400

По отключ. способности

I
п.


I
ном.откл
, кА

1,45

7,20

По эл
-
дин. стойк.

i
уд.


i
пр.с
, кА

5,4

20

Рассматриваемый выключатель проходит по заданным параметрам.


7.2.2
Выбор разъединителей

Таблица 14


Выбор и проверка разъединителей

Параметр

Условие

Расчётные
данные

Паспортные
данные

По напряжению

U
уст


U
ном,
кВ

35


35

По ном. длит. току

I
раб


I
ном
, А

336,3

400

По эл
-
дин. стойк
-
ти

i
уд


i
пр.с
, кА

5,4

20

К установке принимаем разъединитель: РДЗ
-
35/400
-
УХЛ1


7
.
3

Выбор оборудования
10 кВ

Головным электрооборудованием закрытого распределительного
устройства
10 кВ

можно считать силовую ячейку, которая в зависимости от
требования потребителя может оснащаться различный коммутационным


40


оборудованием и средствами релейной защиты и автоматики. Ком
плект ячеек,
собранных и присоединенных в одну электрическую цепь образуют одну или
несколько секций сборных шин, которые могут быть секционированными друг
относительно друга.

На основании проведенного ранее анализа существующего
электротехнического оборуд
ования был сделан вывод о необходимости замены
всего действующего оборудования с целью обеспечения повышения
надежности функционирования структурной схемы системы электроснабжения
произведем выбор новых силовых ячеек и соответствующего оборудования.


7
.
3
.1

Выбор высоковольтных ячеек

Сертифицированная ячейка типа КРУС
-
75 имеет существенные
преимущества перед существующими аналогами российского и западного
производства. К основным преимуществам можно отнести:

малыми
габаритами; простота и доступность основны
х узлов для проведения
комплексного сервисного обслуживания в процессе эксплуатации;

множество
инновационных идей, реализованных в данную конструкцию.

Данные ячейки оснащены выкатными элементами, которые могут быть
выполнены в виде выключателей, разъедини
телей, трансформаторов
напряжения, трансформаторов собственных нужд и т.д.

Когда выкатной элемент (тележка) находится в ремонтном положении, то
есть полностью выкачена из силовой ячейки, все основные токоведущие части
и механизмы находятся в прямой доступ
ности для проведения сервисного
обслуживания. Контактные части в данной конструкции сконструированы в
виде втычных контактов. Отсек, предусмотренный для релейной защиты и
аппаратуры, оснащен светодиодной подсветкой.

Главной особенностью ячейки КРУС
-
75 явля
ется способность сохранять
целостность оперативного тока в момент нахождения выкатного элемента в
ремонтном положении.



41


Во всех подобных конструкциях основным уязвимым элементом
выкатного элемента являются высоковольтные контактные части, в связи с чем
разр
аботчиками произведено увеличение контактной части с 20 до 30 мм. Сами
же сочленяемые узлы выполнены из бериллиевой бронзы. Данный материал
обладает хорошими пружинистыми свойствами, именно поэтому конструкция
не требует дополнительных металлических пружин
. Дополнительным
характерным качеством, которым обладает данное оборудование заключается в
то, что контактные части не боятся высоких температур (нагрева).

Рассмотренная ячейка оснащается вакуумным выключателем
BB
\
TEL
.

Перейдем к рассмотрению модульной ячейки серии
Schneider

Electric

SM
6
. Корпус данной ячейки выполнен из стали. Ячейка комплектно оснащается
в отличие от ячейки КРУС
-
75 элегазовыми выключателями.

Данные ячейки устанавливаются со стороны напряжения 6 или 10
кВ в
закрытых распределительных устройствах главных понизительных подстанций,
распределительных пунктах соответствующего класса напряжения и
распределительных устройствах энергоснабжающих организациях.

Модульные ячейки
SM
6

отвечают всем необходимым требова
ниям,
действующим на территории Российской Федерации. Безопасны как для
оперативного, так и для ремонтного персонала, просты и удобны при
эксплуатации. Рекомендованный производителем срок эксплуатации
электрооборудования составляет 30 лет при нормальных ус
ловия сервисного
обслуживания.

Также как и ячейки серии КРУС
-
75 ячейки
SM
6

относятся к
малогабаритным, так как заявленная ширина ячейки с высоковольтным
выключателем составляет 750 мм.

Присоединение кабельных линий производится с лицевой стороны
ячейки. Н
еобходимые органы управления для совершения требуемых
манипуляций расположены на фронтальной панели, собственно, что упрощает
использование.




42


Таблица
1
5



Сравнение ячеек

Наименование параметра

КРУС
-
СЭЩ
-
75

SM6

Номинальное напряжение, кВ

6, 10

6, 10

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

7,2; 12,0

7,2; 12,5

Номинальная частота, Гц

50

50

Номинальный ток сборных шин, А:

630, 1000

630, 1250

Номинальный ток главных цепей:

630, 1000

630, 1250

Ток термической стойкости главных
цепей, при времени протекания
3с, кА

20

25

Ток электродинамической стойкости
главных цепей, кА

51

50

Номинальный ток отключения
вакуумного контактора, кА:

20

25

Ширина

750

375
-
750

Высота

2052

1600(2050)

Глубина

900

1200

Высота над уровнем моря, м

1000

1000

Нижнее значение
температуры
окружающего воздуха, С

-
20

-
20

Верхнее значение температуры
окружающего воздуха, С

+40

+40

Стоимость

750 000

1

040 000


В
процессе

сравнения двух
типов

КРУ

выбираем

ячейки типа

КРУС
-
СЭЩ
-
75

на основании меньших приведенных затрат
.


7
.
3
.2 Выбор выключателей
10 кВ

Выключатели выбирают по номинальному значению напряжения и тока,
роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и
коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на
стойкость при сквозных токах КЗ.










(
63
)


А

Выбор и проверку выключателей, устанавливаемых на
вводе в ячейках
ЗРУ ГПП, оформим в виде таблицы 1
6
.





43


Таблица 1
6



Выбор и проверка выключателей

Параметр

Условие

Расчётные
данные

Паспортные
данные

По напряжению

U
уст


U
ном,
кВ

10

10

По ном. току

I

I
ном
, А

1177,1

160
0

По отключ. способности

I
п.


I
ном.откл
, кА

1,45

7,2

По эл
-
дин. стойк
-
ти

i
уд


i
пр.с
, кА

18,7

20


Выбираем
ВВ

типа
BB/TEL
-
10/1600

в

качестве секционного и вводнго

выключателей. Вакуумные выключатели входят в комплект высоковольтных
ячеек самарской компании ЗАО «Электрощит» типа КРУ СЭЩ
-
70
.


7
.
3
.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор и проверку трансформатора тока оформим в виде таблицы 1
7
.

Таблица 1
7



Выбор и проверка трансформатора тока

Параметр

Условие

Расчётные
данные

Паспортные данные

По напряжению

U
уст



U
ном
, кВ

10

10

По ном. току

I
норм



I
ном
, А

588

3000

По эл
-
дин. стойк
-
ти

i
y

i
пр.с
, кА

14,7

254,6


Для расчёта
Z
2
выбираем приборы,
устанавливаемые на п/ст на стороне
10
кВ
, которые сведены в таблицу 1
8
.

Таблица 1
8



Расчёт суммарной нагрузки приборов

Тип приборов

Число

Нагрузка
S
пр,
ВА

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр Э
-
42702

3

0,1

0,1

0,1

Меркурий 230 АR

1

0,1

Итого:


0,4


Сопротивление приборов:


,
где
I
2

= 5 А.







(
64
)


Ом
.

Полное вторичное
сопротивление:

,



(
65
)



44



Ом
.

где сопротивление контактов принимаем
R
К

= 0,1 Ом.

Сечение проводов:






(
66
)


Принимаем медные жилы сечением
S

= 1.5мм
2
.

К установке принимаем трансформатор тока ТОЛ
-
10
-
600/5.

7.3.4

Выбор трансформаторов напряжения

Выбор приборов для
ТН

приведен в таблице

1
9
.

Таблица 1
9



Выбор приборов для трансформаторов напряжения

Прибор

Тип

Потребляемая
мощность
,
ВА

Кол
-
во,
шт

Общая мощность,
ВА

Вольтметр

Э
-
42702

2

2

4

Ваттметр

Д
-
365

1,5

1

1,5

Варметр

Д
-
365

1,5

1

1,5

Меркурий 230 АR


0,65

1

0,65

Итого:




S

=7,65


Мощность подключаемых приборов:
S
приб

=

7,65 ВА.

Проверку трансформатора напряжения оформим в виде таблицы
20
.

Таблица
20



Проверка трансформатора напряжения

Параметр

Условие

Расчётные
данные

Паспортные данные

По напряжению установки

U
уст


U
ном
, кВ

10

10

По вторичной нагрузке

S



S
ном
, ВА

7,65

120


К установке принимаем трансформатор напряжения
НАМИТ


10


2
,

соответствующий классу точности 0,5.

7
.
3
.5 Выбор предохранителей

Предохранители выбираются для защиты трансформаторов напряжения
по следующим

условиям:

Номинальному напряжению
U
уст


U
ном
.



45


Номинальному току
I
п


I
н
.



(
67
)

А

0,004

I
M

= 3.2 А


Выбираем предохранители типа ПН
-

01
-
10.


7.2.6. Выбор ограничителей перенапряжения на стороне
10 кВ

С целью выбора наиболее качественного и дешевого
оборудования
рассмотрим 2 ограничителя перена
п
ряжения ОПН
-
П
-
10
/
12
/
2
0 и ОПН
-
Ф
-
10
-
12
/
2
0. Сравнение осуществляем по заводским параметрам и стоимостным
характеристикам. Данные представлены в таблице
21
.

Таблица
21



Сравнительная характеристика ограничителей перенапряжения

Характеристики

ОПН
-
П
-
10
/12/20

ОПН
-
Ф
-
10
/12/20

Класс напряжения сети, кВ

10

10

Ток пропускной способности на
прямоугольном импульсе длительностью
2000 мкс, А

400

400

Номинальный разрядный ток,
кА

10

10

Наибольшее длительно допустимое
рабочее напряжение, действ. значение, кВ

7,2

7,2

Амплитуда импульса большого тока 4/10
мкс, кА

100

100

Удельная рассеиваемая энергия, кДж/кВ

4
,0

4
,0

Длина пути утечки внешней изоляции, см,
не менее

15,7

15,7

Одноминутное испытательное напряжение
частоты 50 Гц в сухом состоянии и под
дождем, кВ действ

34
,0

34
,0

Расчетный срок эксплуатации, лет.

30

25

Гарантийный срок, лет.

6

5

Цена, руб

1380

1560


К установке принимаем ограничитель перенапряжения серии
ОПН
-
П, в
связи с тем, что при схожих параметрах ограничитель данной серии имеет
меньшую цену.



46


8

Релейная защита и автоматика подстанции «
Шигоны
»


8
.1 Описание РЗ и А подстанции «
Шигоны
»
110
/
35/
10 кВ

В процессе эксплуатации электрических сетей и
электроустановок
возникают повреждения и анормальные режимы работы, приводящие к резкому
увеличению тока и понижению напряжения в элементах системы
электроснабжения. Особенно опасны короткие замыкания.

В большинстве случаев при КЗ возникает электрическая д
уга с высокой
температурой, приводящей к разрушению электрических аппаратов, изоляторов
и токоведущих частей. Так как при КЗ к месту повреждения притекают
большие токи, то возможен перегрев неповрежденных токоведущих частей, что
вызывает развитие аварии
[1
7]
.

Для обеспечения надежного электроснабжения, предотвращения
разрушения оборудования электроустановок и сохранения устойчивой работы
элементов системы необходимы, возможно, быстрое отключение
поврежденного участка или элемента, а также ликвидация опасног
о
анормального режима. В основном для этих целей используют специальные
автоматические устройства в виде релейной защиты, отключающей
выключатели.

При отключении выключателей электрическая дуга в месте повреждения
гаснет, прохождение тока КЗ прекращается и

восстанавливается напряжение на
неповрежденной части сети.

При нарушении нормального режима работы иногда нет н
еобходимости
в
отключении электрооборудования, а дост
аточно

дать предупредительный
сигнал обслуживающему персоналу на подстанции; при его отсутс
твии
-

оборудование автоматически отключается, но обязательно с выдержкой
времени
[20]
.

Одним из основных видов анормальных режимов являются
перегрузки
,
представляющие серьезную опасность для
изоляции

электродвигателей,
трансформаторов и генераторов. Защит
а от перегрузок осуществляется с


47


выдержкой времени большем, чем у защит от КЗ. Защита от перегрузок в сетях
не предусматривается, так как в правильно спроектированной сети перегрузки
маловероятны.

Таким образом, релейной защитой называют защиту электричес
ких
установок от возможных повреждений и анормальных режимов работы,
осуществляемую посредством автоматических устройств. Основным
назначением РЗ являются выявление места повреждения и быстрое
автоматическое отключение выключателем поврежденного участка ил
и
оборудования, а также обнаружение нарушения нормального режима работы с
последующей подачей предупредительного сигнала обслуживающему
персоналу или отключением оборудования с выдержкой времени

[20]
.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите:

1)

Селективность

Селективностью или избирательностью защиты называется способность
защиты отключать при КЗ только поврежденный

участок сети;

2)

Быстрота действия

Отключение КЗ должно производиться с возможно большей быстротой
для ограничения размеров разрушения
оборудования, повышения
эффективности автоматического повторного включения линий и сборных шин,
уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей и
сохранения устойчивости параллельной
работы
генераторов, электростанций и
энергосистемы в цело
м. Последнее из перечисленных условий является
главным;

3)

Чувствительность

Для того чтобы защита реагировала на отклонения от нормального
режима, которые возникают при КЗ (увеличение тока, снижение напряжения и
т. п.), она должна обладать определенной чувств
ительностью в пределах
установленной зоны ее действия.

Чувствительность защиты принято характеризовать коэффициентом
чувствительности
k
ч
.
Для защит, реагирующих на ток КЗ,



48


,







(
68
)

где
I

к.
min

-

минимальный ток КЗ;

I

с.з

-

наименьший ток, при котором защита начинает работать (ток
срабатывания защиты);

4)

Надежность

Требование надежности состоит в том, что
защита должна безотказно
работать при КЗ, в пределах установленной для нее зоны и не должна работать
неправильно в режимах, при которых ее работа не предусматривается
[18]
.


8
.2 Описание РЗ и А подстанции «
Шигоны
»
110
/
35/
10 кВ

В соответствии с ПУЭ на подстанции установлены следующие защиты.
Защита вводов
10 кВ

выполнена 2
-
х ступенчатой МТЗ на реле РТ
-
40, на
отходящих линиях установлены МТО и МТЗ на реле РТ
-
40 с действием на
отключение выключателя и защита от замыкания на землю с

действием на
сигнал.

Автоматика на подстанции выполнена в следующем объеме:
автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя
10 кВ

при
исчезновении напряжения на питающей линии, АВР трансформаторов
собственных нужд, автоматическое включение
обогрева счетчиков.

Оборудование релейной защиты и автоматики подстанции «
Шигоны
»
имеет большой износ, что в аварийном режиме грозит отказом срабатывания.
Это неизбежно повлечёт за собой поломку оборудования и нарушение
электроснабжения потребителей, что н
е допустимо, так как подстанция
«
Шигоны
» питает потребителей первой и второй категории. Предлагается
заменить данное оборудование на микропроцессорные устройства защиты.


8
.
3

Защита силовых трансформаторов подстанции «
Шигоны
»

Защита трансформаторного
оборудования будет обеспечена при помощи
микропроцессорного устройства типа «Сириус
-
Т» [36].



49


8
.
3
.1 Эксплуатационные возможности Сириус
-
Т
:

-

2
-
х ступенчатая диф. защита;

-

защита от повышенной нагрузки трансформатора по имеющимся
классам напряжения;

-

осуществления контроля функционирования трансформатора по
заданным параметрам;

-

автоматическое управление системой охлаждения трансформатора в
зависимости от величин токов и температуры окружающей среды;

-

возможность присоединения дополнительных защит
по требованию
заказчика или оперативного персонала;

-

осуществление контроля и диагностики поступающих команд на
отключение питания;

-

осуществление диагностики терминала на правильность его
функционирования;

-

наличие базы хранения все хронологии операций

оперативного
персонала и событий, происходящих под действием защит и автоматики;

-

возможность включение и отключение некоторых функций и защит при
необходимости, используя несложные манипуляции;

-

наличие всех наиболее известных интерфейсов для
подключения к
компьютерной технике;

-

возможно подключение функции передачи информации об аварийных
отключениях по средствам каналов связи на компьютер диспетчерского пункта.


8
.
4

Защита трансформаторов напряжения подстанции «
Шигоны
»

Защита трансформаторов

напряжения будет обеспечена при помощи
микропроцессорного устройства типа «Сириус
-
ТН» [36].

8.4.1

Эксплуатационные возможности

устройства

Сириус
-
ТН
:

-

диагностика наличия напряжения в сети;

-

реле отсутствия напряжения в сети;

-

реле блокировки при
срабатывании максимальной токовой защиты;



50


-

защита от минимального напряжения;

-

защита от перенапряжения;

-

АЧР для обеих секций сборных шин;

-

ЧАПВ;

-

система АВР;


8
.
5

Защита отходящих линий подстанции «
Шигоны
»

Защита отходящих линий будет обеспечена пр
и помощи
микропроцессорного устройства типа «Сириус
-
21
-
Л» [36].


8
.
5
.1 Эксплуатационные возможности Сириус
-
2
1
-
Л
:

-

обеспечение всех необходимых функциональных защит,
регламентированных нормативной документацией и правилами (Правила
устройств
электроустановок и Правила технической эксплуатации);

-

возможность осуществления включения/отключения действия релейных
защит, автоматики, задание соответствующих параметров для
функционирования релейной техники;

-

хранение, введение, удаление и использование информации об уставках
срабатывания релейной защиты и автоматики;

-

функция слежения за состоянием коммутационного аппарата и его
цепей управления;

-

возможно подключение функции передачи информации об аварийн
ых
отключениях по средствам каналов связи на компьютер диспетчерского пункта;

-

обеспечение контроля за функционирование оборудования в течении
всего периода эксплуатации;

-

контроль над ложными срабатываниями;

-

обеспечение высокой помехозащищенностью под
аваемых сигналов при
выполнении различных к
оммутационных и других операций.

8
.
5
.2 Функции защиты, выполняемые устройством Сириус
-
2
1
-
Л:

-

максимальная токовая защита от двух и трехфазных замыканий;



51


-

защита от обрыва фазы питающей линии;

-

защита от однофаз
ных замыканий на землю;


8
.
5
.3 Функции автоматики, выполняемые устройством Сириус
-
2
1
-
Л
:

-

возможно выполнения коммутационных операций по внешним
командам;

-

возможно присоединения дополнительных видов защит, работающих на
фотоэлементах;

-

УРОВ;

-

возможно
задействование одно
-

или двукратную систему
АПВ
;

-

автоматическое частотное регулирования.


8
.
6

Защита вводов
35 и
10 кВ

подстанции «
Шигоны
»

Защита вводов напряжения
35 и
10 кВ

будет обеспечена при помощи
микропроцессорного устройства типа «Сириус
-
В» [36].


8
.
6
.1 Эксплуатационные возможности Сириус
-
2
1
-
В
:

-

многоступенчатая максимальная токовая защита;

-

ЗОФ;

-

защита от минимального напряжения;

-

возможно задействование однократную систему
АПВ
;

-

логическая защита системы сборных шин;

-

система автоматического ввода резерва для осуществления операции
включения секционного выключателя;

-

дистанционное включение система автоматического ввода резер
ва;


8
.
7

Защита

секционного

выключателя

35

и

10

кВ

подстанции
«
Шигоны
»

Защита секционного выключателя будет обеспечена при помощи
микропроцессорного устройства типа «Сириус
-
СВ» [36].



52


8
.
7
.1 Эксплуатационные возможности Сириус
-
2
1
-
С
:

-

многоступенчатая
максимальная токовая защита;

-

логическая защита системы сборных шин;

-

защита от обрыва фаз;

-

УРОВ;

-

возможно присоединения дополнительных видов защит, работающих на
фотоэлементах;


8
.
8

Расчет уставок отходящей линии подстанции «
Шигоны
»



8
.
8
.1 Расчет
сопротивления схемы замещения

1.

Реактансы на шинах «
Шигоны
»:


Ом



А


Ом



А

Расчет сопротивлений для отходящей линии ПС «
Шигоны
» сведён в
таблицу
2
2
.

Таблица 2
2



Расчет сопротивлений для ПС «
Шигоны
»


пп

ТП

S

L(
км
)

r
0

x
0

R

X

Z

1

От ГПП (
II

c
) до ТП
-
10

240

3,73

0,129

0,071

0,48

0,25

0,54

2

От ТП
-
10 до ТП
-
11

185

0,42

0,167

0,073

0,07

0,03

0,08

3

От ТП
-
11 до ТП
-
12

150

0,49

0,206

0,074

0,10

0,04

0,11

4

От ТП
-
12 до ТП
-
13

120

0,47

0,258

0,076

0,12

0,03

0,12

5

От ГПП (
I

c
) до ТП
-
1

2*240

6,20

0,129

0,071

0,80

0,44

0,46

6

От ТП
-
1 до ТП
-
2

240

0,42

0,129

0,071

0,05

0,03

0,06

7

От ТП
-
2 до ТП
-
3

185

0,42

0,167

0,073

0,07

0,03

0,08

8

От ТП
-
3 до ТП
-
4

150

0,45

0,206

0,074

0,12

0,03

0,12

9

От ТП
-
4 до ТП
-
5

120

0,45

0,258

0,076

0,12

0,03

0,12

10

От ТП
-
5 до ТП
-
6

95

0,45

0,326

0,078

0,15

0,04

0,15


2.

Сопротивление линии
Z
л1

от секции 1 ПС «
Шигоны
» до ТП
-
13:

Z
л1

= 0,54+0,08+0,11+0,12= 0,85 Ом

3.

Сопротивление линии
Z
л2

от секции 2 ПС
«
Шигоны
»

до ТП
-
1
3:

Z
л2

=
0,46+0,06+0,08+0,12+0,13+0,15=1,00 Ом





53


4.

Считаем сопротивление трансформатора
S
=630 кВА
:

Z
тр

=



(
69
)

Z
тр1

= 3,14 Ом


8.8.2
Расчет токов короткого замыкания

1)

I
кз (1) на шинах ТП
-
1
3







(
70
)






(
71
)


2)

I
кз (2) за трансформатором ТП
-
1
3
:








(
72
)






(
73
)


3)

I
кз (3) в конечной точке данного режима на шинах 10кВ ТП
-
1
3:







(
74
)







(
75
)






54


4)

I
кз (4) за трансформатором ТП
-
1
3

(
S

= 630 кВА)
:




(
76
)






(
77
)



8.8.3
Считаем защиту МТО








(
78
)


1.

Считаем МТО от броска
токов намагничивания
:







(
79
)


2.

Считаем

от

в конце линии
:










(
80
)



8.8.4
Считаем МТЗ

1.

Считаем МТЗ

при



2.

Считаем МТЗ и допустимость тока кабеля

при





55


Из расчетов:

МТО должно быть в пределах

t
=0,0с.

МТЗ в пределах

t
=0,6с.


8.8.5
Расчет К
чувст.

отходящей линии сек
-
II

ПС «
Шигоны
» при уставках
МТО

1.

на шинах 10кВ ПС «
Шигоны
»
:







(
81
)


2.

на шинах ТП
-
1
3
:










(
82
)



8.8.6
Чувствительность МТЗ

1.

на шинах ТП
-
1
3
:



РЗА чувствительна

2.

за трансформатором ТП
-
1
3

(
S
=630кВА) в точке подключения
дополнительной нагрузки:


МТЗ чувствительна

для резервной защиты, основная защита
-

это
предохранители ПК
-
10кВ трансформатора 630 кВА.

Таким образом, был произведён расчет уставок релейной защиты
подстанции 110/35/10 «
Шигоны
».




56


9

Расчёт защитного заземления подстанции «
Шигоны
»


Исключительно все металлоконструкции, а также нетоковедущие части
силового оборудования (металлические корпуса) в соответствии с
действующими требованиями к электроустановкам должны быть заземлены.
Заземлен
ие подстанции можно подразделить на естественное и искусственное.
К искусственным относится различные металлические конструкции
строительных сооружений, а также металлическая арматура и т.д.

В распределительных устройствах различного класса напряжения, ров
но,
как и в подстанциях, заземляющие устройства предназначены для:

-

обеспечения оперативному и ремонтному персоналу защиты от
попадания под действие электрического тока при прикосновении к
металлоконструкциям или металлическим корпусам оборудования, котор
ые в
нормальном режиме работы не должны находиться под воздействием
электрического тока, но могут в случае пробоя диэлектрической изоляции;

-

создания защитного заземления трансформаторному оборудованию с
выведенной нейтралью;

-

присоединения защитной апп
аратуры, обеспечивающей нормальное
функционирование при внешних и внутренних перенапряжениях;

Как было описано ранее, заземление может быть как искусственным, так
и естественным. Естественным заземлителем могут выступать заземлители
опор воздушных линий эл
ектропередачи, присоединенные с заземляющим
устройством грозозащитным тросом. Искусственное заземление
изготавливаются в виде ортогональных и горизонтальных металлических
стержней или полос.

Размещение ортогональных металлических стержней должно быть
выпол
нено по периметру территории подстанции и внутри таким образом,
чтобы весь электрический потенциал распределялся однородно по всей
территории главной понизительной подстанции. Для этого на площади
распределительного устройства осуществляют закладку металли
ческих полос с


57


заглублением от 0,5 до 0,7 м вдоль установленного силового оборудования и
аппаратов со стороны сервисного обслуживания на удалении от 0,8 до 1 метра.
Возможное увеличение заданных параметром от фундаментов до 1,5 метров с
монтажом одного заз
емляющего контура для нескольких рядов
электротехнического оборудования, если лицевые стороны данного
оборудования установлены друг напротив друга на расстоянии не более 3,
0 м.

Заземляющее устройство могут быть выполнены не только в виде
контуров, но и в
качестве заземляющей сетки, ячейки которой не должны
превышать размеры 6 х
10 кв
адратных

метров. Металлические стержни длиной
от 3 до 5 метров обычно вбивают в узловых соединениях заземляющей сетки.

Для главных понизительных подстанций основным напряжением

6
-
35кВ
заземляющее устройство изготавливают в виде прямоугольника из
металлической полосы, соединенной с ортогональными заземлителями.

Для проектируемой ГПП используем в расчете следующие параметры:

длина стержней
:




;

диаметр
стержней
:




;

расстояние между стержнями
:


;

сопротивление заземления
:


;

глубина заложения полосы
:


;

удельное сопротивление грунта
:


.

Определяем сопротивление одного вертикального стержня:

,
(
83
)

где:





коэффициент сезонности (для климатической
зоны
II
);



расчётное сопротивление.


Определяем необходимое количество вертикальных стержней:



58


,
(
84
)


г
де


-

коэффициент использования вертикальных заземлителей,
расположенных по контуру.


≈ 58 шт.

Определяем сопротивление заземляющей полосы:

,


(
85
)


где:



периметр подстанции;

Ом·м
, определяется с учетом коэффициента
сезонности для климатической зоны
II
.

Сопротивление заземляющей полосы в контуре:



(
86
)

Ом.

Необходимое сопротивление вертикальных заземлений:






(
87
)


Ом.

Определяем уточнённое количество стержней:




(
88
)


Принимаем 60 стержней.



59


10

Расчет молниезащиты подстанции «
Шигоны
»


Одним из самых весомых критериев бесперебойного функционирования
электротехнических установок является обеспечивание надежной защиты от
грозовых явлений строительных сооружений и электротехнического
оборудования. Защита ПС от прямых попаданий молнии выполн
яется при
помощи стержневых и тросовых молниеотводов. При проектировании системы
молниезащиты для рассматриваемых ПС следует придерживаться требуемым
рекомендациям Правил устройства электроустановок, а именно:

-

подстанции открытого типа на напряжения клас
са 20 и 35 кВ областях с
количеством грозовых часов в году не менее 20;

-

для всех открытых распределительных устройств и ПС на напряжение
220 кВ на площадках с удельным сопротивлением почвы в сезон грозовой
активности не менее 2000 Ом*м при количестве гро
зовых часов в году
превышающее 204.

Капитальные строения закрытых распределительных устройств и ПС
закрытого типа необходимо оснащать молниезащитой с числом грозовых часов
свыше 20. Молниезащиту капитальных строений закрытых распределительных
устройств и П
С закрытого типа с кровлей, выполненной из металлических
листов или иных токопроводящих материалов, обеспечивают путем
присоединения заземляющего контура к токопроводящим кровельным
покрытиям или использование молниеприемных сеток. В открытых
распределител
ьных устройствах 35
-
150 кВ стержневые молниеотводы могут
возводиться:

-

при в сезон активности гроз до 500 Ом*м (35 кВ);

-

при удельном сопротивлении грунта до 1000 Ом*м (110 и 150 кВ)
-

вне
зависимости от контура заземления ПС;

-

при 1000 до 2000 Ом*м (1
10 и 150 кВ)


при
S

заземляющего контура
ПС 10000кв.м.



60


На территории открытого распределительного устройства
110

кВ
молниезащита должна быть выполнена таким образом, чтобы от всех
строительных конструкций, включая те, на которых возведены элементы
электри
ческой системы растекание тока молнии происходило тросам
молниеотвода или трассам заземления в 3
-
х, 4
-
х направлениях. Гирлянды
навесной изоляции порталов, установленных на территории открытого
распределительного устройства
110

кВ, с тросовыми или же стержн
евыми
молниеотводами, а также на начальных, концевых и поворотных опорах линий
электропередачи
110

кВ в том случае, если трос не заводится на ПС, должны
быть оснащены на два изолятора свыше нормируемого количества.

Воздушное изоляционное расстояние от
токоведущих частей высоковольтного
оборудования до железобетонных, металлических сооружений, на которых
возможно размещение молниеотвода, на закрытой территории открытого
распределительного устройства должно быть не менее длины гирлянды.
Большая угроза для

состояния изоляции трансформаторного оборудования
заключается при монтаже молниеотводов на трансформаторных порталах, так
как при попадании молнии в молниеотвод, находящегося на портале
трансформатора, металлический кожух приобретает потенциал, равный
пот
енциалу молниеотвода, который может привести к пробою изоляции
трансформаторного оборудования [8]. В связи с чем, монтаж молниеотводов на
порталах трансформаторного оборудования возможен в случае, если удельное
сопротивление грунта в грозовой период состав
ляет 350 Ом*м и выше, а также
соблюдая следующие требования:

-

к вводам обмоток на напряжение 3
-
35 кВ или на удалении 5 м и менее
присоединяют нелинейные ограничители перенапряжения или вентильные
разрядники;

-

растекание тока молнии происходило тросам мол
ниеотвода или трассам
заземления в 3
-
х, 4
-
х направлениях;

-

на трассах заземления, на удалении 3
-
5 м от молниеотвода должны быть
вбиты в грунт 2
-
3 пятиметровых металлических электрода;



61


-

на ПС 20
-
35 кВ сопротивление заземляющего устройства должно быть
не б
олее 4 Ом.

Молниеотводы, как правило, состоят из 4
-
х частей:

-

молниеприемника;

-

основной конструкции;

-

токоотвода;

-

заземлителя.

Молниеприемник с тоски зрения надежности систем электроснабжения
должен обладать такими качествами как: живучесть, безотказ
ность, а также
обеспечивать стойкость к термическим, механическим воздействиям.

Основная конструкция обладает высокой механической прочностью,
которая требуется для удержания молниеотвода при сильных порывах ветра.

Токоотвод соединен с заземляющим устройст
вом открытого
распределительного устройства подстанции в единую цепь.

Все молниеотводы выполняются из стали, поэтому требуют специальных
устойчивых к коррозии покрытий.

Определяем активную высоту молниеотвода:


(
89
)


где
h
x

= 12 м


высота защищаемого объекта.

Определяем зону защиты:






(
90
)

где
p

= 1


коэффициент для различных высот молниеотводов


Принимаем к установке 6 молниеотводов, расположенных по углам
подстанции.




62


Заключение


Данную
бакалаврскую

работу можно считать всецело завершенным
документом, в котором представлены необходимые расчеты и руководящие
мероприятия по реконструкции действующей главной понизительной
подстанции
110
/
35/
10 кВ

«
Шигоны
».

На основе данных о типах и состоянии основного электротехнического
оборудования, суточных, годовых графиков нагрузок подстанции произведен
расчет количества, мощности и типа заменяемых трансформаторов, получены
данные значений токов КЗ на заданные классы н
апряжения, осуществлен выбор
оснащения подстанции как высоковольтного электротехнического
оборудования, так и релейной защиты и автоматики. Дополнительно
произведен расчет молниезащиты реконструируемой подстанции.

Работа выполнена руководствуясь основными
нормативными
документами, такими как: Правила устройств электроустановок;

Правила
технической эксплуатации;

Правила техники безопасности;

Строительные
нормы и правила.
















63


Список использ
ованн
ых источников


1.

Инструкция по проектированию городских

электрических сетей РД
34.20.185
-
94. М.: Энергоатомиздат, 1995 г.

2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7
-
е издание, перераб. и
доп., с изменениями. М.: Министерство энергетики РФ, 2003г.

3.

Радкевич, В.Н. Электроснабжение промышленных предприятий

/ В.Н.
Радкевич, В.Б. Козловская, И.В. Колосова // Учеб. пособие


Минск : ИВЦ
Минфина, 2015.

4.

Янукович, Г.И. Электроснабжение сельского хозяйства / Г.И. Янукович
// Курсовое и дипломное проектирование: учеб. пособие: 3
-
е изд., доп. и исправ.


Минск:

ИВЦ Минфина, 2016.

5.

Кабышев, А.В. Расчет и проектирование систем электроснабжения /
А.В. Кабышев, С.Г. Обухов // Справочные материалы по электрооборудованию:
Учеб. пособие / Том. политехн. ун
-
т.


Томск, 2015.

6.

Киреева Э.А.
Электроснабжение и электро
оборудование цехов
промышленных предприятий /
Э.А. Киреева //
учебное пособие
-

Кнорус:
Бакалавр, 2013.

7.

Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий / Б.И.
Кудрин.
-

М.: Интермет Инжиниринг, 2012.

8.

Хорольский
, В.Я. Эксплуатация систем электроснабжения / В.Я.
Хорольский, М.А. Таранов


Москва, Форум, Инфра
-
М, 2013 г.

9.
Марквардт, К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных
дорог / К.Г. Марквардт


Санкт
-
Петербург, 2012 г.

10.

Принципы построения и

развития городских электрических
сетей и рационального использования энергии
-

труды Ленинградского
инженерно
-
экономического института.

11.

Электротехнический справочник: В 4 т. Т.3. Производство, передача и
распределение электрической энергии/ Под общ. ред. В.Г.Герасимова и др. М.:
МЭИ, 2002.



64


12.

Юндин, М.А. Курсовое и дипломное проектирование по
электроснабжению сельского хозяйства / М.
А. Юндин, А.М. Королев


Санкт
-
Петербург, Лань, 2011 г.

13.

Хорольский, В.Я. Надежность электроснабжения / В.Я. Хорольский,
М.А. Таранов


Санкт
-
Петербург, Форум, Инфра
-
М, 2013 г.

14. Алиев, И.И. Кабельные изделия / И.И. Алиев
-

Справочник. М.: ИП
РадиоСО
ФТ, 2001.

15.

Дубинский, Г.Н. Наладка устройств электроснабжения напряжением
выше 1000В / Г.Н. Дубинский, Л.Г. Левин


Москва, Солон
-
Пресс, 2014 г.

16.

Салтыков, В.М. Проектирование электрической части подстанций в
энергосистемах / В.М. Салтыков // Учеб.
Пособие
-

Тольятти: ТГУ, 2002.

17.
Ким, К.К. Расчет электрических цепей в системе Mathematica / К.К. Ким,
А.Н. Бестужева, А.Л. Смирнов


Москва, НИЦ "Регулярная и хаотич, 2011 г.

18.

Салтыкова, О.А. Релейная защита понизительной подстанции /
О.А.

Салтыкова
, В.В. Вахнина // Учеб. пособие. Тольятти: Кассандра, 2000.

19.

Свирен, С.Я. Электрические станции, подстанции и сети / С.Я. Свирен


Москва, 2012 г.

20.

Шабад, М.А.


Расчеты релейной защиты и автоматики
распределительных сетей
: Монография / М. А. Шабад
.
-

4
-
е изд., перераб. и
доп.
-

СПб.: ПЭИПК, 2013

21.

Электротехника и электроника:


Москва, Академия (Academia),

2015 г.

22.

Рассел, Д. Беспроводная передача электричества / Джесси Рассел


Москва, 2012 г.

23.

Рассел, Д. Плавкий предохранитель / Джесси Рассел


Москва,


2013 г.

24.
Правила разработки и применения графиков аварийного ограничения
режима потребления электрической энергии (мощности) и использования
противоаварийной автоматики:


Москва, Энергия, 2014 г.

25.

Нормативы для определения расчётных электрических нагрузок
зданий (квартир), коттеджей, микрорайонов (кварталов) застройки и элементов


65


городской распределительной сети.
-

М., Министерство топлива и энергетики,
1999

г.

26. Опред
еление нагрузок и расхода электрической энергии на бытовые
нужды.
-

М., Издательство литературы по строительству, 1998

г
.

27. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
по
требителей.
-
М.: Энергоатомиздат, 2003

г
.

28. Piątek,


Ł. Frequency and outage duration in electric power systems /,

Ł.
Piątek

, A. Burmutaew // Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review).


2009.


Vol. R85.


Nr. 3.


P. 220
-
222.

29. Piątek

, Ł. Proceedings of the Fifth International Scientific Symposium
ELEKTROENERGETIKA 2009.


Technical University of Kosice, Slovakia,
September 23
-
25, 2009, Stará Lesná.


P. 302
-
304.

30. Burmutaew, A. Modelling the organization of maintenance and emer
ge
ncy
repairs for calculating the reliability of electric power systems / Burmutaew //
Technology university of Czestochowa. Faculty of Management.
-

Częstochowa:
Sekcja Wydawnictwa Wydziału Zarządzenia Politechniki Częstochowskiej, 2010.

31. Endrenyi, J. Re
liability evaluation of transmission systems with switching
after fauits


approximation and a computer program // J. Endrenyi, P. Maenhaut, L.
Payne / IEEE Transactions on power apparatus and systems.


1973.


Vol. PAS
-
92.


№ 6.


P. 1863
-
1875.

32
. Ge,
H. Reliability evaluation of equipment and substations with fuzzy
Markov processes // H. Ge, S. Asgarpoor / IEEE Transactions on Power Systems, 25
(2010), nr. 3, 1319
-
1328.








Приложенные файлы

  • pdf 47541894
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий