Учебное пособие 269

2) Цепь двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН. На стороне ВН расчетные токи определяются по формулам (7.1, 7.2). На стороне НН

3) Цепь трехобмоточного трансформатора. На стороне ВН расчетные токи определяются по (7.1, 7.2). На стороне СН

Аналогично определяются расчетные токи на стороне НН с заменой нагрузок СН на нагрузки НН.

4) Цепь автотрансформатора. На стороне ВН и СН расчетные токи определяются по (7.1, 7.2), т.к. автотрансформатор может быть использован для связи двух систем и перетоков мощности как из ВН в СН, так и в обратном направлении. На

стороне НН расчетные токи определяются по формулам (7.5, 7.6) и нагрузке S∑ нн. 5) Цепь линии к потребителю.

а) Если линия одиночная, то

где Sм1 - мощность нагрузки единичного потребителя из табл.1.

б) Если потребитель имеет 2,4,6 и т.д. (n) линии, подключенных симметрично к двум секциям сборных шин ВН, СН или НН подстанции, то

что соответствует режиму вывода из работы одной секции.

При нечетном количестве параллельных линий к потребителю за расчетный форсированный режим принимается наиболее неблагоприятный режим отключения секции с наибольшим количеством присоединений. При этом

где n' - количество линий, подключенных к оставшейся в работе секции.

в) Если потребитель имеет n параллельных линий, подключенных к РУ ВН или СН по схеме с двумя рабочими системами сборных шин, то

11

6) Цепь питающей линии. Расчетные токи определяются по формулам (7.7 - 7.13) с заменой в них мощности единичного потребителя на суммарную мощность

подстанции S∑ расч с учетом передаваемого транзита мощности.

7)Цепи секционных, шиносоединительных выключателей. В нормальном режиме они чаще всего отключены. Через включенный шиносоединительный выключатель в нормальном режиме ток незначителен и обусловлен неравномерностью распределения нагрузки по двум системам сборных. Максимальный расчетный ток определяется для самого неблагоприятного режима, когда все отходящие линии переведены на одну секцию или систему сборных шин, а питающие линии – на другую.

8)Сборные шины. Для них расчетным также является наиболее неблагоприятный режим, и расчетный максимальный ток определяется в соответствии с пунктом 7.

Следует отметить, что приведенные формулы расчета Iнорм и Imax справедливы для наиболее распространенных двух трансформаторных подстанций. В случае одно- и трех трансформаторных подстанций в формулы должны быть внесены изменения с учетом фактического режима работы трансформаторов.

Условия выбора и проверки аппаратов и проводников приведены в учебной и справочной литературе [3,4,10 – 15]. Рекомендации по выбору типов аппаратов указаны в нормах технологического проектирования подстанций [17].

Данный этап проектирования рекомендуется выполнять в следующей последовательности:

а) выбор аппаратов РУ ВН, СН. Результаты сводятся в таблицы по форме табл.4.

Выбираются следующие аппараты: выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, предохранители, ограничители перенапряжений.

б) выбор ячеек КРУ 6-10 кВ и проверка аппаратов, входящих в комплект ячеек выбранного типа. Результаты проверки сводятся в аналогичную таблицу;

в) выбор питающих линий; г) выбор отходящих линий последовательно: по стороне ВН, по стороне СН и

по стороне НН; д) выбор ошиновки РУ ВН, СН;

е) выбор ошиновки НН трансформатора до вводных ячеек РУ 6 - 10 кВ. Выбор ошиновки включает в себя и выбор изоляторов (подвесных, опорных,

проходных, маслонаполненных вводов).

12

При выборе трансформаторов тока следует иметь в виду, что они могут быть встроены в вводы выключателей или трансформаторов.

Проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения по допустимой величине сопротивления r2 или мощности вторичной обмотки Sa (приборов учета электроэнергии и измерения электрических параметров) в данном разделе может быть выполнена со ссылкой на результаты раздела 13 или может быть перенесена в раздел 13.

8.ВЫБОР СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, а также включающих отключающих устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.

К постоянно включенным электроприемникам оперативного тока относятся сигнальные лампы, катушки реле, постоянно включенная часть аварийного освещения и т.п.

Временная нагрузка полностью включенного аварийного освещения потребляется в течение 0,5 - 1 часа до ликвидации аварии.

Кроме длительного тока нагрузки сети оперативного тока имеют место кратковременные (не более 5 секунд) пиковые нагрузки, потребляемые катушками электромагнитных приводов аппаратов. Эта мощность может быть значительна.

На подстанциях применяют следующие системы оперативного тока:

-постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей (СОПТ);

-переменный оперативный ток от, измерительных трансформаторов тока и напряжения, трансформаторов собственных нужд;

-выпрямленный оперативный ток от блоков питания или выпрямительных силовых устройств;

-смешанный, использующий разные системы оперативного тока (постоянный

ивыпрямленный, переменный и выпрямленный).

Аккумуляторные батареи являются независимыми от режима работы и состояния первичных цепей подстанции источниками питания. Трансформаторы тока и напряжения, трансформаторы собственных нужд, обеспечивающие питание систем переменного и выпрямленного оперативного тока, являются зависимыми источниками. Поэтому они дополняются источниками питания импульсного действия - предварительно заряженными конденсаторами или индукционными накопителями, обеспечивавшими отключение коммутационных аппаратов при исчезновении на подстанции переменного напряжения.

В соответствии с рекомендациями [14,17] область применения той или иной системы оперативного тока определяется типом подстанции по способу её присоединения к питающим линиям электропередачи.

ПЕРЕМЕННЫЙ оперативный ТОК применяется:

на подстанциях 35/6-10 кВ которые по способу присоединения к питающим линиям являются ответвительными или тупиковыми.

13

На всех остальных вновь сооружаемых подстанциях должна применяться СИСТЕМА ПОСТОЯННОГО ОПЕРАТИВНОГО ТОКА (СОПТ), питаемая от аккумуляторных батарей [17].

9.РАСЧЕТ НАГРУЗОК, ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА

ИСХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Потребителями собственных нужд районной подстанции могут быть:

-электроосвещение (зданий и наружных площадок);

-вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;

-подогрев масла и приводов открыто установленных выключателей, разъединителей отделителей и короткозамыкателей;

-отопление и вентиляция закрытых помещений;

-подогрев шкафов КРУН, КРУ, релейных шкафов;

-зарядные и подзарядгные агрегаты;

-масляное хозяйство;

-компрессорное хозяйство и т.п.

Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика (от 50 до 300 кВт), поэтому они питаются от сети 380/220 В. Для их пит ания, предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.

В курсовом проекте нагрузку собственных нужд допустимо оценивать ориентировочно на основании данных таблиц П 6.1, П 6.2 [4]. В таблицах приведена мощность Руст потребителей собственных нужд. Приняв для двигательной нагрузки сosϕ = 0,85, а для остальных потребителей cosϕ = 1, определяет Qуст. Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд определяется по формуле

(9.1)

где кс- коэффициент спроса, учитывавший коэффициенты загрузки и одновременности. В ориентировочных расчетах прививается кс = 0,8.

Выбор трансформатора собственных нужд проводится по условию (9.2)

При выборе ТСН следует учитывать рекомендации [17] которые указывают, что на вновь сооружаемых подстанциях для собственных нужд должны применяться, как правило, сухие трансформаторы с литой изоляцией воздушного охлаждения.

Присоединение ТСН к сети зависят от системы оперативного тока. На подстанциях 35 кВ с переменным оперативным током ТСН присоединяются через предохранители к вводам 6-10 кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ 6-10 кВ. На подстанциях с постоянным оперативным током ТСН присое-

14

диняются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6-35 кВ или к в ы- водам 6-35 кВ автотрансформаторов.

Трансформаторы ТСН небольшой мощности (до 63-100 кВА) устанавливаются непосредственно в шкафах КРУ (КРУН) б -10 кВ. Если рассчитанная мощность ТСН превышает указанные значения, трансформаторы размещаются, открыто вне РУ 6-10 кВ. Для их подключения предусматриваются ячейки с предохранителями (выключателями) и кабельными выводами.

Вторичным напряжением 380/220 В от ТСН записывается щит собственных нужд, выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин, секционированной автоматическим выключателем (автоматом).

Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении обще подстанционного пункта управления (ОПУ).

10. ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОНСТРУКТИВНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ПОДСТАНЦИИ

В курсовом проекте должны быть рассмотрены следующие вопросы конструктивного выполнения подстанции:

-выбор типов выполнения распределительных устройств, всех напряжений (открытого типа - ОРУ иди закрытого типа ЗРУ);

-компоновка площади подстанции с размещением на плане РУ всех напряжений и трансформаторов, ТСН, вспомогательных зданий и сооружений (ОПУ, компрессорной, маслохозяйства и т.д.);

-компоновка РУ всех напряжений с размещением на плане аппаратов;

-выбор конструкций для размещения аппаратов и ошиновки (сборных шин и связей между аппаратами);

-размещение на плане ремонтных площадок, подъездных автомобильных дорог и железнодорожных путей к трансформаторам и отдельным аппаратам;

-выбор способов и приспособлений для прокладки силовых и контрольных кабелей.

Компоновка, конструктивное выполнение подстанции, и ее отдельных распределительных устройств должны обеспечивать удобство и безопасность обслуживания, пожарную безопасность, экономичность сооружения и эксплуатации. Основные требования к конструктивному выполнению РПП приводятся в Правилах [1,2] и Нормах технологического проектирования [17]. Варианты и примеры компоновок и конструкций ОРУ и ЗРУ достаточно полно рассматриваются в учебной литературе [3, 4 5, 8, 9, 12, 14, 15], а также на информационных порталах заводов изготовителей электроэнергетического оборудования.

При проектировании рекомендуется использовать типовые компоновки, унифицированные конструкции и строительные блоки или модули (КТПБ), (КТПМ), (КТПБМ).

11. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

На РПП предусматривается защитное заземление «обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металличе-

15

ским частям, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. В расчете заземления не учитываются естественные заземлители, которые на РПП, как правило, отсутствуют. Поэтому расчет осуществляется только для заземлений, выполняемых искусственно.

Искусственное заземляющее устройство может выполняться из прутковой или полосовой стали в виде сетки на глубине 0,5-0,7 м, к которой присоединяется заземляемое оборудование.

Расстояние между полосами сетки должно быть не более 6 м. Граница заземляющего устройства должна находиться на территории подстанции на расстоянии не менее 3 м от ограждения.

Если сопротивление сетки превышает допускаемое по нормам ПЭУ, то к сетке добавляют вертикальные электроды длиной 3-5 м. Расстояние между электродами принимается не менее их длины.

Для закрытых РУ заземление выполняется в виде контура из горизонтального проводника или контура с вертикальными электродами по периметру здания на расстоянии 0,8 - 1,0 м от фундамента.

Расчет заземляющего устройства РПП осуществляется в соответствии с рекомендациями [4,6], исходя из условия, что в любое время года его сопротивление Rз не должно превышать допустимого значения.

12. РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ

Защита от грозовых перенапряжений открытых распределительных устройств РПП осуществляется стержневыми молниеотводами. Небольшие подстанции 35/6- 10 кВ могут быть защищены одним молниеотводом. На высоте hх защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия rх молниеотвода определяется по формуле (12.1)

где h - выcота молниеотвода;

h - активная высота молниеотвода; p - коэффициент, равный:

р=1 для молниеотводов при h<30 м; р=5,8 для молниеотводов при h>30 м.

Пользуясь формулой (12.1), подбирают высоту h молниеотвода так, чтобы зона его действия (круг площадью πrх2) полностью закрывала площадь подстанции на высоте hx.

На подстанциях, имеющих ОРУ 110 кВ и выше, применяют два, три и большее число молниеотводов. При этом рекомендуется следующая последовательность расчета: намечается к установке минимальное количество молниеотводов (2, 3 или 4), строится общая зона действия молниеотводов и проверяется условие за-

16

щищенности всей площади ОРУ. Если не удается добиться этого условия даже при увеличении высоты молниеотводов, то принимают большее количество молниеотводов, заново строят общую зону защиты и т.д. Не следует идти по пути максимального увеличения высоты молниеотводов. Лучше установить больше молниеотводов средней высоты, что проще при монтаже и эксплуатации.

Общая зона действия двух стержневых молниеотводов показана на рис.2.

Рис. 2. Зона защиты двух стержневых молниеотводов

Радиус действия rx определяется по формуле (12.1), а bx - по формуле (12.3)

Зона действия трех и четырех молниеотводов показана на рис.3 и 4.

Внешние области зоны действия трех и четырех молниеотводов rx и bx определяются по формулам (12.1) и (12.3).

Объект высотой hx внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие

17

где D – диаметр окружности, проходящей через вершины треугольника, соединяющего основания молниеотводов (рис.3) или диагональ прямоугольника

(рис.4).

Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы. На трансформаторных порталах молниеотводы могут быть установлены при соблюдении некоторых условий [7,8].

Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. При этом должно быть установлено два - три или один - два вертикальных электрода длиной 3 - 5 м соответственно на таком же расстоянии от стойки с молниеотводом. Отдельно стоящие молниеотводы могут иметь собственные заземлители.

Защита зданий ЗРУ и закрытых подстанций, имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные конструкции кровли, осуществляется заземлением этих покрытий или конструкции. Если такая защита невозможна, устанавливаются стержневые молниеотводы на крыше и заземляются.

13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В курсовом проекте должны быть рассмотрены следующие вопросы измерений и учета:

-определение необходимого объема измерений и учета;

-выбор типов и классов измерительных приборов;

-размещение приборов системы измерений и учета в схеме.

Необходимый объем измерений, а также состав приборов системы учета и измерений на основных присоединениях РПП представлены в [3,4,8], основные технические характеристики приборов [13,14], а также на информационных порталах заводов изготовителей электроаппаратной продукции.

18

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Правила устройства электроустановок – СПб.: Издательство ДЕАН, 2004. –

648 с.

2.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – М.: Изд-во НУ ЭНАС, 2004. – 80 с.

3.Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций : учебник для студ. учреждений сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. — 10-е изд., стер. — М.: Издательский центр «Академия»,

2013. — 448 с.

4.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-648 с.

5.Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергоатомиздат, 1985.- 220 с.

6.Рябкова Е.Я. Заземления в установках высокого напряжения. М.: Энергия,

1978.- 220 с.

7.Юриков П.А. Защита электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии. – М.: Энергоиздат, 1982.- 88 с.

8.Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. – Л.:Энергоатомиздат 1985.- 312 с.

9.Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: учеб. пособие / Г.Н. Ополева. – М.: ФОРУМ: ИНФРА – М, 2006. – 480 с.

10.Электротехнический справочник.: Т. 2, 3 / Под ред. профессоров МЭИ. В.Г. Герасимова (гл. ред.) и др., 9-е изд. МЭИ, 2003,2004.

11.Ситников, Н.В. Электроснабжение [Электронный ресурс] : Справочные материалы: Учеб. пособие. - Электрон. текстовые, граф. дан. ( 5,0 Мб ). - Воронеж: ФГБОУ ВПО "Воронежский государственный технический университет", 2013.

12.Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. С.С. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012.- 320 с.

13.Электрическая часть станций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Энергоиздат. 1989. - 402 с.

14.Макаров Е. Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1500 кВ. – М.: Папирус Про, 2005. – 624 с.

15.Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Под. ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 152 с.

16.Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. М.: Энергосетьпроект, 2008.-132 с.

17.Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. - М.: Энергосетьпроект, 2017.- 135 с.

19

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к курсовому проектированию для студентов направления 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» всех форм обучения

Составители:

Ситников Николай Васильевич Горемыкин Сергей Александрович

Компьютерный набор Н. В. Ситникова

Издается в авторской редакции

Подписано к изданию 15.01.2022.

Уч.-изд. л. 1,3.

ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет» 394006 Воронеж, ул. 20-летия Октября, 84