Содержание. Курсовое проектирование

Курсовое проектирование

По дисциплине

“Электрические станции и подстанции систем электроснабжения”

Методические указания

Часть 1 (подстанции)

Новомосковск, 2000

УДК-621.318.5

ББК-31.27-05

Л-149

Курсовое проектирование по дисциплине

”Электрические станции и подстанции систем электроснабжения”

Методические указания. Часть 1.

НИ РХТУ: Сост. Стебунова Е.Д., Чиркова Т.Ю., Ильин А.И.

Новомосковск, 2000.-100с.

В методических указаниях представлены основные теоретические положения по проектированию главной схемы подстанции. Каждый раздел имеет необходимые справочные материалы, а при необходимости и примеры расчетов.

.

Табл.31.Ил.24.Библиогр.:2

Рецензент: Бабокин Г.И.

© Новомосковский институт

Российского химико-технологического университета

им. Д.И.Менделеева, 2000.

Содержание

Введение........................................................................................ 4

1. Составление схемы распределения электрической энергии

для питания местной и удаленной нагрузок................................ 5

2. Выбор числа и мощности рабочих трансформаторов............ 7

3. Схемы электрических соединений подстанции..................... 11

4. Выбор мощности и схемы собственных нужд подстанции.. 21

5. Выбор мощности источников собственных нужд................. 24

6. Расчетные условия для выбора электрических аппаратов и проводников 34

7. Расчетные условия для проверки электрических аппаратов и проводников по режиму короткого замыкания...................................................................................................... 36

8. Расчет токов к.з....................................................................... 37

9. Расчет восстанавливающего напряжения на контактах выключателя 48

10. Выбор и проверка основного электрооборудования

подстанции.................................................................................. 62

11. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения 73

12. Выбор сечения кабелей для питания электроприемников.. 81

Приложение 1.............................................................................. 83

Приложение 2.............................................................................. 89

Приложение 3.............................................................................. 93

Приложение 4.............................................................................. 98

Литература................................................................................ 100

Введение

Методические указания предназначены для студентов дневной формы обучения, выполняющих курсовой проект по дисциплине «Электрические станции и подстанции промышленных предприятий».

Методические указания предназначены для студентов, выполняющих курсовой проект по проектированию главной электрической схемы подстанции. Особое внимание следует обратить на выбор номинальной мощности силовых трансформаторов, распределительных устройств, выбор и проверку электрических аппаратов.

Графическая часть состоит из двух листов. Первый- однолинейная схема подстанции с указанием контрольно-измерительных приборов и устройств релейной защиты и автоматики. Второй - по заданию преподавателя.

1. Составление схемы распределения электрической энергии для питания местной и удаленной нагрузок

Задание на разработку главной схемы электрических соединений подстанции включает в себя значение транзитной мощности, которую надо передать через шины распределительного устройства высокого напряжения (РУ ВН), напряжение питающей энергосистемы (U_с), установленную мощность (S_уст) местной и удаленной нагрузок, графики изменения установленной мощности в течение суток, а также расстояние от системы до объекта и до удаленной нагрузки.

Большое значение для выбора главной схемы электрических соединений подстанции имеет правильное составление структурной схемы выдачи электроэнергии. Для этого следует определиться с назначением подстанции.

По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая подстанция - это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.

Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двухсторонним или односторонним питанием.

Узловая подстанция - это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.

По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Потребительские подстанции предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

В данном курсовом проекте разрабатывается схема потребительской транзитной подстанции.

Рис.1.1. Структурные схемы подстанций

На рис.1.1 показаны структурные схемы подстанций. На подстанциях с двухобмоточными трансформаторами (рис.1.1,а) электроэнергия от энергосистемы поступает в РУВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУНН. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание потребителей (рис.1.1,б). Возможно сооружение подстанции с двумя РУ среднего напряжения, РУВН и РУНН. На таких подстанциях устанавливаются два автотрансформатора и два трансформатора (рис.1.1,в). Потребительские подстанции с установкой трехобмоточных трансформаторов связи сооружаются в случае, если РУВН имеет напряжение 110-220 кВ, а РУСН - 35 кВ (рис.1.1,г).

Для питания удаленной нагрузки сооружается тупиковая подстанция с одним РУНН. Связь с проектируемой подстанцией осуществляется воздушными линиями с шин РУВН или с шин РУСН.

Можно осуществлять питание удаленной нагрузки с шин РУНН кабельными линиями, если расстояние до нагрузки не превышает 2 км и напряжение местной нагрузки совпадает с напряжением удаленной нагрузки, и если мощность местной нагрузки не превышает 8-10 МВт.

Для питания удаленной нагрузки, как правило, используются подстанции по упрощенным схемам. Защита трансформаторов на таких подстанциях осуществляется:

- короткозамыкателями;

- короткозамыкателями с отделителями;

- предохранителями;

- устройствами релейной защиты.

Способ защиты силового трансформатора выбирается исходя из характера потребителей, расстояния до источника питания, схемы присоединения к сети.

2. Выбор числа и мощности рабочих трансформаторов

Подстанции, как правило, размещаются вблизи центров нагрузок, причем на подстанциях всех категорий обычно устанавливают два трансформатора (автотрансформатора).

Установка одного трансформатора на подстанции допускается, если обеспечивается требуемая степень надежности электроснабжения потребителей.

Выбор мощности трансформаторов производится с учетом характера графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок по ГОСТ 14209-85.

При выборе мощности трансформаторов нельзя руководство­ваться только их номинальной мощностью, так как в реальных ус­ловиях температура охлаждающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток, и если мощность вы­брать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее транс­форматор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощ­ность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор мо­жет работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть су­ток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора.

Допустимые систематические нагрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравно­мерности нагрузки в течение суток.

Рис.2.1. Построение двухступенчатого графика по суточному графику нагрузки трансформатора

На рис.2.1 изображен су­точный график нагрузки, из которого видно, что в ночные, ут­ренние и дневные часы трансформатор недогружен, а во время вечернего максимума перегружен. При недогрузке износ изоля­ции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается.

Максимально допустимая систематическая нагрузка определя­ется при условии, что наибольшая температура обмотки +140 ^оС, наибольшая температура масла в верхних слоях +95 ^оС и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной на­грузке, когда температура наиболее нагретой точки не превы­шает +98 ^оС. Для подсчета допустимой систематической на­грузки действительный график преобразуется в двухступенча­тый (см. рис.2.1).

Коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика определяется по выражению:

,

(2.1)

где S_1, S_2,…, S_m - значения нагрузки в интервалах Dt_1, Dt_{2, …,}Dt_m.

Коэффициент максимальной нагрузки в интервале h=Dh₁+ Dh₂+…+Dh_P:

.

(2.2)

Если К^/₂ ³ 0,9 К_max, то принимают К^/₂ = К₂ , если К^/₂ < 0,9 K_max, то принимают К₂ =0,9K_max.

Зная среднюю температуру окружающей среды за время действия графика (θ_охл), cистему охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ, Ц), по таблицам, приведенным в ГОСТ 14209-85 (для трансформаторов до 100 МВА), определяют допустимость относи­тельной нагрузки К₂ и ее продолжительность.

Нагрузка более 1,5S_ном должна быть согласована с заводом-изготовителем. Нагрузка более 2,0S_ном не допускается.

Аварийная перегрузка разрешается в аварийных случаях, например при выходе из строя параллельно включенного трансформатора.

Допустимая аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки (140 ^оС для трансформаторов напряжением выше 110 кВ и 160 ^оС для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115 ^оС). Аварийные перегрузки вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ впоследствии не компенсируется нагрузкой с износом изоляции ниже нормального.

Значение допустимой аварийной перегрузки определяется по ГОСТ 14209-85 в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К₁, температуры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегрузки θ_охл и длительности перегрузки. Максимальная аварийная перегрузка не должна превышать 2,0S_ном.

Допустимые нагрузки и аварийные перегрузки для трансформаторов мощностью до 100 МВА приведены в приложении П1.

График работы трансформаторов для рис.1.1,а для питания местной нагрузки соответствует графику, приведенному в задании.

График работы трансформаторов для рис.1.1,б, рис.1.1, г складывается из графика работы местной нагрузки и графика работы удаленной нагрузки. Так как нагрузки, местная и удаленная, имеют различные cosj, то отдельно складываются активные мощности Р_i-j (где i-j - это промежуток времени, в течении которого потребитель работает с заданной нагрузкой) и реактивные мощности Q_i-j. Полная мощность определяется по формуле:

,

(2.3)

где P^CН_i-j, P^HH_i-j - соответственно активная нагрузка РУ среднего напряжения и низшего напряжения для промежутка времени i-j, МВт;

Q^CН_i-j, Q^НН_i-j - соответственно реактивная нагрузка РУ среднего и низшего напряжения для промежутка времени i-j, МВАр.

Если полученный график работы трансформаторов будет иметь два максимума, то для определения коэффициента К₂ берется максимум больший по величине, либо по продолжительности. Остальная нагрузка учитывается при определении коэффициента К₁.

3. Схемы электрических соединений подстанции

3.1.Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения

Схемы распределительных устройств высшего напряжения определяются положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений. На рис.3.1 показаны типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: подстанции узловые, проходные, присоединенные на ответвлениях и концевые (тупиковые). Как известно, узлом называют точку сети, в которой сходятся не менее трех линий. Предполагается при этом, что каждая линия связывает узел с источником энергии. Однако встречаются подстанции с двумя питающими линиями, к сборным шинам которых присоединено еще несколько линий, питающих подстанции того же напряжения. Такие подстанции также принято относить к числу узловых. Число узловых подстанций в системе относительно невелико. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит через сборные шины этих подстанций.

Рис.3.1. Принципиальные схемы, поясняющие положение подстанции в сети высшего напряжения:

а - проходная; б - на ответвлениях; в - концевая; г - узловая

В первую очередь при составлении главной схемы РУ ВН надо определиться с числом присоединений, которое зависит от транзитной мощности и мощности самой подстанции, а также от способа питания удаленной нагрузки.

Выбор сечений проводов электрических линий производится по экономической плотности тока. Выбранное сечение проверяется по условиям нагрева в продолжительном расчетном режиме и в режиме короткого замыкания, а для линии сверхвысокого напряжения также по условиям отсутствия короны. Пропускная способность электрических линий оценивается по их натуральной мощности, по условиям статической устойчивости электропередачи, а также по допустимым в условиях эксплуатации потерям напряжения. В нормальном режиме для линии 110 кВ и выше допускается падение напряжения до 10%, в аварийных условиях - до 15%.

Натуральная мощность линий, МВт, равна:

,

(3.1)

где U_ном - номинальное напряжение передачи, кВ;

z_в - волновое сопротивление передачи, Ом.

,

(3.2)

где L₀ - индуктивность линии, Гн/км;

С₀ - емкость линии, Ф/км.

Параметры линий, скорость распространения электромагнитной волны J и скорость света С связаны между собой соотношением:

.

(3.3)

Для воздушных линий J=С; для кабельных линий, имеющих x=4¸5, скорость J=С/(2¸2,5).

Натуральные мощности воздушных и кабельных электрических линий указаны в табл.3.1.

Таблица 3.1

Номинальное напряжение линии, кВ	Натуральная мощность, МВт
Воздушных линий с числом проводов в фазе	Кабельных линий
	0,1	-	-	-	-
	0,25	-	-	-	-	2,5
		-	-	-	-
		-	-	-	-
		-	-	-	-
			-	-	-
				-	-	-
					-	-
	-	-	-	2100-2500	-	-
	-	-	-			-

По расчетам института «Энергосетьпроект» реальная пропускная способность электрических линий 35-750 кВ находится в пределах, указанных в табл.3.2, а ориентировочная экономическая зона применения линий различного напряжения может быть оценена по кривым, приведенным на рис.3.2.

Рис.3.2. Границы равноэкономичности сетей различного напряжения:

1 - 1150 и 500 кВ; 2 - 500 и 220 кВ; 3 - 110 и 35 кВ; 4 - 750 и 330 кВ; 6 - 330 и 150 кВ; 7 - 150 и 35 кВ

Таблица 3.2

Номинальное напряжение линии, кВ	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт	Наибольшая длина передачи, км
	5-15	30-60
	25-50	50-150
	100-200	150-250
	300-400	200-300
	500-700	600-1000
	700-900	800-1200
	1800-2200	1200-2000
	4000-6000	2500-3000

Однотрансформаторные тупиковые подстанции выполняют по блочной схеме линия – трансформатор с установкой на стороне высшего напряжения разъединителя (рис.3.3,а), разъединителя и предохранителя (рис.3.3,б), разъединителя, отделителя и короткозамыкателя (рис.3.3,в) или разъединителя и отделителя с передачей отключающего импульса на выключатель головного участка линии по телеканалу (рис.3.3,г); в отдельных случаях устанавливают выключатель и разъединитель (рис.3.3,д). Аналогичные схемы могут применяться при подключении однотрансформаторных подстанций на ответвление от проходящих линий. В соответствии с НТП подстанций 35-750 кВ разработаны типовые схемы (табл.3.3; рис.3.4), позволяющие максимально унифицировать проектные решения.

Рис.3.3. Блочные схемы однотрансформаторных подстанций

Рис.3.4. Типовые схемы электрических соединений подстанций на стороне высшего напряжения

Таблица 3.3

Наименование схемы	Номер рисунка	Применение схем в сетях различного напряжения, кВ
Блок (линия-трансформатор) с разъединителем	3.4,а	+	+	+	+	-	-
Блок (линия-трансформатор) с предохранителем	3.4,б	+	-	-	-	-	-
Блок (линия-трансформатор) с отделителем	3.4,в	+	+	+	-	-	-
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	3.4,г	+	+	+	-	-	-
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов	3.4,д	+*	+	+	-	-	-
Сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов	3.4,е	-	+	-	-	-	-
Четырехугольник	3.4,ж	-	-	+	+	+	+
Расширенный четырехугольник	3.4,з	-	-	+	+	-	-
Одна секционированная система шин (до 10 присоединений)	3.4,и	+	-	-	-	-	-
Одна секционированная система шин с обходной, с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенными секционным и обходным выключателями (до шести присоединений)	3.4,к	-	+	-	-	-	-
Одна секционированная система шин с обходной, с совмещенными секционным и обходным выключателями	3.4,л	-	+	+	-	-	-
Одна секционированная система шин с обходной, с отдельными секционным и обходным выключателями	3.4,м	-	+	+	-	-	-
Две несекционированные системы шин с обходной (от 7 до 15 присоединений)	3.4,н	-	+	+	-	-	-
Две секционированные системы шин с обходной (более 15 присоединений)	3.4,о	-	+	+	-	-	-
Трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя (до четырех линий при 330-350кВ и трех при 750кВ)	3.4,п	-	-	-	+	+	+
Трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий (до шести линий)	3.4,р	-	-	-	+	+	+
Полуторная схема (восемь и более присоединений)	3.3,с	-	-	-	+	+	+

* Ремонтная перемычка не предусматривается.

Примечание. Для РУ 150 кВ рекомендуются те же схемы, что и для РУ 110 кВ.

3.2.Схемы распределительных устройств среднего напряжения

Для этих устройств с напряжением 35-220 кВ НТП рекомендуют следующие схемы:

а) для РУ 35 кВ - одиночную секционированную систему сборных шин; при числе присоединений 12 и более допускается применение схемы с двумя системами сборных шин;

б) для РУ 110-220 кВ при числе присоединений до 6 включительно, а также при числе присоединений до 10 с преобладанием параллельных линий или линий, резервированных от других подстанций - одиночную секционную систему сборных шин с обходной системой;

в) для РУ 110-220 кВ при числе присоединений 7 и более - две системы сборных шин с обходной системой; при числе присоединений 16 и более - ту же схему, но с секционными выключателями в обеих системах шин.

3.3.Схемы электрических соединений на стороне низшего напряжения

На стороне низшего напряжения (6-10 кВ) подстанции применяется схема с одной секционированной системой сборных шин. В целях ограничения токов к.з. обычно принимается раздельная работа секций. При необходимости более глубокого ограничения токов к.з. применяют трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения, а также одинарные и сдвоенные групповые реакторы, которые устанавливают в цепях трансформаторов. Отходящие линии, как правило, не реактируют. Секционные реакторы на подстанциях из-за отсутствия местных источников энергии малоэффективны и поэтому не применяются.

Типовые схемы электрических соединений РУ низшего напряжения подстанций приведены на рис.3.5.

Рис3.5. Типовые схемы электрических соединений распределительных устройств низшего напряжения подстанций

4. Выбор мощности и схемы собственных нужд подстанции

В зависимости от типа, назначения и размещения подстанций, мощности трансформаторов (автотрансформаторов), наличия или отсутствия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования определяется главная схема подстанции и схема собственных нужд (с.н.). Подстанции могут выполняться с постоянным дежурным персоналом или без него, с постоянным или переменным оперативным током.

Постоянный дежурный персонал предусматривается на подстанциях 35¸330 кВ при размещении на них диспетчерских пунктов предприятий или районных электрических сетей; на подстанциях 220-330 кВ со сложной схемой электрических соединений, с большим объемом оперативных переключений; на подстанциях с высшим напряжением 500¸750 кВ.

Потребители с.н. подстанций делятся на ответственных и неответственных. К первым относятся электроприемники системы охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов), аварийное освещение, система пожаротушения, система подогрева выключателей и приводов, электроприемники компрессорной, система связи и телемеханики.

Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурного персонала.

Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей, шкафов КРУ (КРУН), освещение подстанции.

На подстанциях с выключателями высокого напряжения дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при постоянном оперативном токе – зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки подшипников, насосы системы охлаждения.

На двухтрансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора с.н. со скрытым резервом.

Переменный оперативный ток на подстанциях 35¸220 кВ применяется, где это возможно по условиям работы приводов выключателей. В частности, он применяется: на подстанциях 35¸220 кВ, выполненных по упрощенным схемам; на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ, у которых приняты схемы мостиков с установкой маломасляных выключателей (кроме ВМК-110); на подстанциях с высшим напряжением 6¸35 кВ, у которых приняты к установке масляные выключатели с пружинными и электромагнитными приводами, причем работа электромагнитных приводов обеспечивается по сети выпрямленного оперативного тока.

На подстанциях с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы с.н. подключаются на ответвление между выводами низкого напряжения трансформатора и выключателем (рис.4.1).

Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 330¸750 кВ; на подстанциях 110¸220 кВ, где этого требуют приводы выключателей; на подстанциях 35¸220 кВ, где аккумуляторная батарея необходима для прочих целей (связь, телемеханика и т.п.). При этом устанавливаются одна или две (на подстанциях 500¸750 кВ) аккумуляторные батареи 220 В, работающие в режиме постоянного подзаряда.

Трансформаторы с.н. на подстанциях с постоянным оперативным током подключают к шинам РУ 6¸35 кВ, а при отсутствии РУ - к выводам низкого напряжения трансформаторов (автотрансформаторов) (рис.4.2).

Рис.4.1. Схема питания с.н. подстанций с оперативным переменным током

Рис.4.2. Схема питания с.н. подстанций с оперативным постоянным током

5. Выбор мощности источников собственных нужд

Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

В учебном проектировании можно по ориентировочным данным (см. табл.5.1) определить основные нагрузки с.н. подстанции Р_уст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cosj =0,85, определяют Q_уст и расчетную нагрузку:

,

(5.1)

где К_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.

В ориентировочных расчетах можно принять К_с =0,8.

Мощность трансформаторов с.н. выбирается:

-при двух трансформаторах с.н. на подстанции без постоянного дежурного персонала и при одном трансформаторе с.н.:

Sтрсн ³ Sрасч;

(5.2)

-при двух трансформаторах с.н. на подстанции с постоянным дежурным персоналом:

,

(5.3)

где К_п - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4.

Предельная мощность каждого трансформатора с.н. должна быть не более 630 кВА.

В таблицах 5.1 и 5.2 указаны нагрузки потребителей с.н. подстанций.

5.1. Выбор схемы цепей оперативного тока

На подстанциях 110-500 кВ с выключателями высокого напряжения, как правило, применяется постоянный оперативный ток, получаемый от аккумуляторных батарей. Оперативный ток используется для питания цепей управления, сигнализации, блокировки, аварийного освещения. Колебания напряжения на шинах постоянного оперативного тока подстанции незначительны, т.к. нагрузка аккумуляторной батареи практически постоянна, длительность толчковых токов составляет доли секунды.

Таблица 5.1

Установленная мощность устройств охлаждения силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Установленная мощность двигателей системы охлаждения, кВт	Тип трансформатора (авто-трансформатора)	Установленная мощность двигателей системы охлаждения, кВт
ТД-100000/35	1,5	ТРДН-32000/220
ТД-16000/35		ТРДН-40000/220
ТДНС-10000/35	1,5	ТРДН-63000/220	5,5
ТДНС-16000/35		ТРДЦН-63000/220	29,6
ТРДНС-25000/10; 35	2,5	ТРДЦН-100000/220	29,6
ТРДНС-32000/15; 35		ТРДЦН-160000/220	44,4
ТРДНС-40000/20; 35		ТРДНС-40000/330
ТРДНС-63000/35		ТРДЦН-63000/330	22,2
ТДТН-10000/35	1,5	ТДТН-25000/220
ТДТН-16000/35	2,5	ТДТН-40000/220	4,5
ТДН-10000/110		АТДЦТН-63000/220/110	22,2
ТДТН-10000/110		АТДЦТН-125000/220/110	29,6
ТДН-16000/110	1,5	АТДЦТН-200000/220/110	44,4
ТДТН-16000/110		АТДЦТН-250000/220/110	51,8
ТДН-25000/110	2,5	АТДЦТН-125000/330/110
ТРДН-25000/110	2,5	АТДЦТН-200000/330/110	44,4
ТДТН-25000/110	2,5	АТДЦТН-250000/330/150	51,8
ТДН-40000/110		АТДЦН-400000/330/150*	59,2
ТРДН-40000/110		АОДЦТН-133000/330/220
ТДТН-40000/110	3,5	АТДЦТН-250000/500/110*	44,4
ТДН-63000/110		АТДЦН-500000/500/220*
ТРДН-63000/110		АОДЦТН-167000/500/220	29,6
ТДТН-63000/110	4,5	АОДЦТН-267000/500/220*	44,4
ТДН-80000/110		АОДЦТН-167000/500/330	29,6
ТРДН-80000/110		АОДЦТН-267000/750/220*	92,4
ТДТН-80000/110	7,5	АОДЦТН-333000/750/330*
ТДЦТН-80000/110	29,6	АОДЦТН-417000/750/500*
ТРДЦН-125000/110	29,6

* Трансформаторы с вынесенной системой охлаждения

Таблица 5.2

Потребители СН подстанций

Вид потребителя	Мощность на единицу, кВт
Подогрев выключателей и приводов (на три полюса):
МКП-35 С-35-630-10 С-35-3200-50 МКП-110 У-110-2000-50 ВВБ-110 ВВБ-220 У-220-2000-40	4,4 2,8 4,4 15,8 11,3 1,8 3,6 54,8
У-220-3200-40 ВВБ-330	42,9 4,6
Подогрев шкафов КРУН и КРУ-10
Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, шкафа зажимов	0,6
Подогрев релейного шкафа
Отопление, освещение, вентиляция:
ОПУ ЗРУ 6-10 кВ ЗРУ, совмещенное с ОПУ здание разъездного персонала	60-110 5-7 20-30 5,5
Вспомогательное оборудование синхронных компенсаторов:
КСВ-37500 КСВ-50000 КСВ-100000
Освещение ОРУ 110, 220 кВ при:
nяч£3 nяч>3	5-10
Компрессорная (на один агрегат):
электродвигатели отопление, освещение	20-40 15-30
Маслохозяйство	75-400
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП	2´23

Основные элементы аккумуляторной установки присоединяются к шинам, от которых питаются сети управления и аварийного освещения. Дополнительные элементы присоединяются на шинки питания электромагнитных приводов.

В нормальном режиме постоянная нагрузка питается от подзарядного устройства, которое одновременно служит для подзаряда всей батареи.

В этом режиме на шинах управления напряжение равно:

2,15.108=232 В,

где 2,15 В - напряжение на каждом элементе в режиме подзаряда;

108 - число основных элементов в батарее.

При разряде до 1,8 В на элемент напряжение снижается до 1,8.108=195 В (88,5% U_н). При заряде напряжение на каждом элементе поднимается до 2,35 В. Для того, чтобы в этом режиме напряжение на шинах управления не превышало допустимого значения 230¸235 В, выполняется дополнительная отпайка от 100-го элемента (рис.5.1).

Рис.5.1. Схема аккумуляторной установки без элементного коммутатора:

I - цепи управления и сигнализации; II - аварийное освещение электродвигателей; III - электромагниты включения

Дополнительные элементы обеспечивают более высокое напряжение на шинах питания приводов, а следовательно, позволяют снизить сечение кабелей к силовым приводам, которое определяется допустимой потерей напряжения. Количество дополнительных элементов может быть различным от 6 до 30 и определяется расчетом. Параллельно дополнительным элементам включается балластное сопротивление, значение которого регулируется так, чтобы ток постоянной нагрузки проходил по этому сопротивлению, а ток подзаряда - по дополнительным элементам.

Для подзаряда и послеаварийного заряда предусматривается установка двух автоматизированных выпрямительных устройств.

Выбор числа и номера аккумуляторов производится, исходя из допустимых отклонений напряжения на шинах при толчковой нагрузке.

5.2. Выбор аккумуляторных батарей, подзарядного и зарядного агрегатов.

Аккумуляторные батареи выбирают по необходимой емкости, уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда:

,

(5.4)

где n_о - число основных элементов в батарее;

U_ш - напряжение на шинах;

U_nз - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

Если U_ш =230 В, то:

элементов.

В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется:

элементов.

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В) число элементов равно:

элементов,

где n – общее число элементов в батарее.

Количество добавочных элементов:

nдоб = 125-108=17 элементов.

Типовой номер батареи N выбираем по формуле:

N³1,05 ,

(5.5)

где I_ав - нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А (для подстанций это постоянно включенная нагрузка и освещение);

1,05 - коэффициент запаса;

j - дополнительная нагрузка аварийного разряда, А/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов в зависимости от температуры электролита (рис.5.2).

Рис.5.2. Зависимость тока разряда аккумулятора от температуры электролита:

1 - разряд 0,5 ч; 2 - разряд 1 ч

Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера. Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему толчковому току:

46N³ Iт.max,

(5.6)

где 46 - коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку.

Iт.max=Iав+Iпр,

(5.7)

где I_пр - ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима.

Таблица 5.3

Электромагнитные приводы

Тип	Установившийся ток при напряжении 110 и 220 В*
включающего электромагнита	отключающего электромагнита
Ток, А	Пределы оперативной работы привода, %	Ток, А	Пределы оперативной работы привода, %
ПЭ-11	120/60	85-110	2,5/1,25	65-120
ПЭ-21У3	290/145	-	5/2,5	-
ПЭ-21АУ3	- /250	-	- /5	-
ПЭ-22	- /148-250	-	- /3,5	-
ПЭГ-8	212/106	-	2,5/1,25	-
ПС-31У3	333/166,5	-	- /2,5	-
ШПЭ-31	248/124	-	10/5	-
ШПЭ-33	488/244	-	10/5	-
ШПЭ-46		-	20/10	-
ШПЭ-12	202/101	-	5/2,5	-
ШПЭ-44	480/240	93,5-121В / 187-242 В	10/5	71,5-132 B / 143-264 B

* В числителе 110 В, в знаменателе 220 В.

Выбранная аккумуляторная батарея проверяется по допустимому отклонению напряжения на шинах в условиях наибольшего толчкового тока.

На рис.5.3 приведены кривые зависимости напряжения на аккумуляторе первого номера от значения толчкового (кратковременного) тока разряда.

По току разряда, отнесенному к номеру аккумулятора:

(5.8)

определяют по кривой, соответствующей температуре аккумуляторов, отклонение напряжения, % на аккумуляторах (рис.5.3). Найденное значение сравнивается с допустимыми значениями отклонений напряжения по табл.5.4 с учетом потери напряжения в соединительных кабелях.

Рис.5.3. Зависимость напряжения от тока разряда аккумулятора первого номера

Таблица 5.4

Допустимые отклонения напряжения для электроприемников постоянного тока

Электроприемник	Номинальное напряжение, В	Допустимые уровни напряжения, % номинального
Аппаратура управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты		80-110
Приводы масляных выключателей: электромагниты включения электромагниты отключения		80-110 65-120
Электромагниты управления воздушными выключателями		65-120
Аварийное освещение		95-105
Электродвигатели		95-105

Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Ток подзаряда должен быть 0,03N, А, но учитывая возможные продолжительные разряды, этот ток принимается равным 0,15N, тогда:

Iпз ³ 0,15N+Iп,

(5.9)

где I_п - ток постоянно включенной нагрузки.

Напряжение подзарядного устройства 2,2n_o, тогда мощность равна:

Pпз=(0,15N+Iп).2,2nо.

(5.10)

В качестве подзарядных устройств применяются подзарядные устройства типа ВАЗП – 380/260-40/80 на напряжение 380 - 260 В и ток 40-80 А (технические данные представлены в табл.5.5).

Таблица 5.5

Технические данные зарядно-подзарядного агрегата

ВАЗП-380/260-40-80

Режим работы агрегата	Стабилизация напряжения	Плавное регулирование напряжения
Напряжение питающей сети переменного тока, В		-
Пределы выпрямленного напряжения, В	220-260	260-380	2-11*
Пределы выпрямленного тока, А	4-80	4-40	4-80
Максимальная потребляемая мощность (при cosφ=0,86), кВт	20,8	15,2	0,88

* Область стабилизации 2-11 В предназначена для формовки нескольких (до четырех) аккумуляторов.

Подзаряд добавочных элементов осуществляется током:

Iпз,доб=0,05 N

(5.11)

при напряжении 2,2n_доб, где n_доб = n-108.

6. Расчетные условия для выбора электрических аппаратов и проводников

Продолжительный режим работы электрического устройства - это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Продолжительный режим работы имеет место, когда электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном или послеаварийном.

Нормальный режим - это такой режим работы, при котором электроустановка и все ее элементы функционируют в соответствии с запланированными параметрами, без перегрузки и когда в схеме нет вынужденно отключенных элементов. Для выбора аппаратов и токоведущих частей принимается ток нормального режима I_норм (I_р).

Ремонтный режим - это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому возможна повышенная нагрузка отдельных элементов. При выборе аппаратов и токоведущих частей необходимо учитывать это повышение нагрузки до I_рем.max.

Послеаварийный режим - это режим, в котором часть элементов электроустановки выведена в ремонт вследствие аварийного отключения. При этом возможна перегрузка оставшихся в работе элементов током I_пав.max.

Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда через элементы электроустановки проходит наибольший ток I_max.

Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: I_норм (I_р) - наибольший ток нормального режима; I_max - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Цепь двухобмоточного трансформатора на подстанции

На стороне ВН и НН расчетные нагрузки определяют:

1 - если номинальная мощность трансформатора выбрана с учетом систематических перегрузок, то:

;	(6.1)
,	(6.2)

где К_пер.ав - коэффициент длительной аварийной перегрузки (из расчета).

2 - если номинальная мощность трансформатора выбрана без использования графиков электрических нагрузок, то:

Iнорм (Iр) =Kз.норм ,

(6.3)

где К_з.норм - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, равный 0,65¸0,8 - в зависимости от состава потребителей по надежности электроснабжения.

Imax=Kз.ав ,

(6.4)

где К_з.ав - коэффициент перегрузки в аварийном режиме.

Аналогично определяются токи нормального и максимального режимов для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов. При этом необходимо учитывать, что номинальная мощность трансформатора - это мощность обмотки высокого напряжения, и перегрузка одной обмотки за счет другой недопустима.

Цепь линии

Если линия одиночная, радиальная, то I_норм=I_max определяется по наибольшей нагрузке линии.

Для двух параллельно работающих линий:

,

(6.5)

где S_нагр - наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям.

.

(6.6)

Для n параллельных линий:

;	(6.7)
.	(6.8)

Выбранные электрические аппараты и проводники должны быть проверены по аварийному режиму (см. раздел 8).

7. Расчетные условия для проверки электрических аппаратов и проводников по режиму короткого замыкания

Проверка аппаратов и проводников производится по аварийному режиму. Аварийный режим - это режим, вызванный внезапным нарушением нормального режима вследствие к.з. Аварийные режимы необходимо быстро ликвидировать.

Аппараты и проводники должны быть динамически и термически устойчивыми при различных аварийных режимах.

Расчетные условия включают в себя:

- расчетную схему электроустановки;

- расчетный вид к.з.;

- расчетную точку к.з.;

- расчетную длительность протекания тока к.з.

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолиненейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, влияющих на ток к.з. и поэтому учитываемых при расчете тока к.з. Схема замещения - это схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, в которой все электромагнитные связи заменены электрическими.

Расчетным видом к.з. является наибольший возможный вид к.з. Для схем подстанций это, как правило, трехфазное к.з.

Расчетная точка к.з. располагается таким образом, чтобы через проверяемое электрооборудование протекал наибольший возможный ток к.з.

Расчетная длительность к.з. принимается различной в зависимости от назначения расчета.

При проверке на термическую устойчивость:

tрасч=tоткл=tр.з.осн+tоткл.выкл.,

(7.1)

где t_р.з.осн - время срабатывания основной (резервной)

релейной защиты;

t_{откл.выкл} - полное время отключения выключателя.

При проверке выключателей на отключающую способность:

t=tmin р.з.+tсобст.откл.,

(7.2)

где t_{min р.з.} - минимальное время срабатывания релейной защиты (0,01 с);

t_{собст.откл.} - собственное время отключения выключателя.

В схемах подстанций имеется, как правило, две расчетные зоны:

1 - зона распределительного устройства высокого напряжения, где расчетной точкой к.з. является точка К1 на шинах высокого напряжения;

2 - зона распределительного устройства низкого напряжения (6,10 кВ), где расчетной точкой является точка к.з. на шинах 6-10 кВ, для которой определяется суммарный ток к.з. с учетом подпитки от высоковольтных электродвигателей, если они есть.

8. Расчет токов к.з.

Определение токов к.з. зависит от требований к точности результатов, от исходных данных и назначения расчета. Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов к.з. исходят из следующих положений:

1) Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой.

2) Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения.

3) Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток к.з. имеет наибольшее значение.

4) Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе.

Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети (средние номинальные напряжения), а именно: 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; 0,23; 0,133 кВ.

Учитывают влияние на токи к.з. присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи к.з. не учитывают при единичной мощности электродвигателей до 100 кВт, если электродвигатели отделены от места к.з. одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места к.з. двумя или более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту к.з. только через те элементы, через которые проходит основной ток к.з. от сети и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.д.).

В электроустановках напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых площадей сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

Расчетная схема для определения токов к.з. представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены генераторы, компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели, оказывающие влияние на ток к.з., а также элементы системы электроснабжения (линии, трансформаторы, реакторы), связывающие источники электроэнергии с местом к.з. При составлении расчетной схемы для выбора электрических аппаратов и проводников и определении при этом токов к.з. следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы. При этом не нужно учитывать кратковременные видоизменения схемы этой электроустановки, например, при переключениях. Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся. Кроме того, расчетная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка.

По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими. Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом к.з., вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники энергии - сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения (основная ступень). В практических расчетах за основную удобно принимать ступень, где определяются токи к.з. Параметры элементов схемы замещения можно выражать в именованных или относительных единицах.

При составлении схемы замещения в относительных единицах значения ЭДС и сопротивлений схемы выражают в долях выбранных значений базовых величин. В качестве базовых величин принимаются базовая мощность S_б (обычно S_б =100 МВА) и базовое напряжение U_б. Для основной ступени, для которой производится расчет токов к.з., U_б=U_ср. При этом базовые токи и сопротивления на основной ступени определяются по выражениям:

;	(8.1)
.	(8.2)

Расчетные формулы для определения сопротивления основных элементов схемы в именованных и в относительных единицах приведены в табл.8.1.

Таблица 8.1

Расчетные выражения для определения приведенных значений сопротивлений

Элемент электроустановки	Исходный параметр	Именованные единицы	Относительные единицы
Генератор
Энергосистема
Iном.отк
Энергосистема
Трансформатор
Реактор
Линии электропередачи

Примечание. S_ном - номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы), МВА; S_б - базовая мощность, МВА; S_к - мощность к.з. системы, МВА; I_{ном.отк} - номинальный ток отключения выключателя, кА; x_*c(ном) - относительное номинальное сопротивление энергосистемы; x_т - относительное сопротивление трансформатора, определяемое через u_к - напряжение к.з. трансформатора (см. табл.8.4);

I_б - базовый ток, кА; U_ср - среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ; x_уд - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км; l - длина линии, км.

Синхронные машины учитывают их индуктивным сопротивлением для начального момента к.з. (сверхпереходным сопротивлением по продольной оси полюсов) x^//_d.

Значение x^//_d для различных машин можно брать из каталогов - табл.8.2.

Для асинхронных двигателей:

,

(8.3)

где k_п - кратность пускового тока.

Средние значения сверхпереходных ЭДС и x^//_d в относительных единицах можно принять в соответствии с табл.8.3.

Таблица 8.2

Значение x^//_*d синхронных двигателей

---

---

Тип и марка электродвигателей	Pн, кВт	x//*d
СДН -14-49-6		0,146
СДН –15-49-6		0,172
СДН –16-104-6		0,141
СДН –14-59-8		0,173
СДН –16-86-8		0,152
СДН –17-119-8		0,141
СДН – 16-54-10		0,173
СДН –18-91-10		0,141
СДН –15-49-12		0,184
СДН –17-49-16		0,185
СТД –1000-2		0,130
СТД – 3200-2