Реферат: Выбор схемы развития районной электрической сети

--PAGE_BREAK---         существующая сеть должна быть короче;
-         каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям надёжности;
-         потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны получать питание от двух независимых источников (по двум или более линиям);
-         в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции) проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).
С учётом указанных требований были разработаны варианты присоединения подстанции №10 к энергосистеме.
Вариант I (рис.2.1) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 20км).
Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединение подстанции №10 в кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 45км).
Вариант III (рис.2.3) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 50км).
Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двух линий 110кВ общей длинной 60км)
<oval id="_x0000_s1065" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25213.zip» v:shapes="_x0000_s1065">
<line id="_x0000_s1066" from=«108pt,9.65pt» to=«162pt,9.65pt» o:allowincell=«f»><img width=«75» height=«12» src=«dopb25214.zip» v:shapes="_x0000_s1066">               32/0.87                    10
<line id="_x0000_s1067" from=«198pt,.45pt» to=«243pt,45.45pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«64» height=«65» src=«dopb25215.zip» v:shapes="_x0000_s1067">                             
<line id="_x0000_s1068" from=«270pt,5.9pt» to=«324pt,32.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«77» height=«43» src=«dopb25216.zip» v:shapes="_x0000_s1068">                                                                                              40/0.85
<oval id="_x0000_s1069" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25217.zip» v:shapes="_x0000_s1069">
<line id="_x0000_s1070" from=«261pt,20.35pt» to=«315pt,92.35pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«76» height=«101» src=«dopb25218.zip» v:shapes="_x0000_s1070">                                                                     7
<line id="_x0000_s1071" from=«45pt,12.45pt» to=«45pt,48.45pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25185.zip» v:shapes="_x0000_s1071">       20/0.85
<oval id="_x0000_s1072" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1072"><oval id="_x0000_s1073" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1073"><oval id="_x0000_s1074" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1074">
<line id="_x0000_s1075" from=«63pt,14.35pt» to=«2in,14.35pt» o:allowincell=«f»><img width=«110» height=«2» src=«dopb25220.zip» v:shapes="_x0000_s1075"><line id="_x0000_s1076" from=«180pt,14.35pt» to=«306pt,14.35pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«172» height=«5» src=«dopb25221.zip» v:shapes="_x0000_s1076">        9                         8                                  5
<line id="_x0000_s1078" from=«162pt,10pt» to=«162pt,37pt» o:allowincell=«f»><line id="_x0000_s1077" from=«324pt,11.9pt» to=«324pt,38.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«39» src=«dopb25201.zip» v:shapes="_x0000_s1078"> <img width=«12» height=«39» src=«dopb25222.zip» v:shapes="_x0000_s1077">  

                                                                                              
                                       60/0.85                                  16.9/0.9
<line id="_x0000_s1079" from=«270pt,11.9pt» to=«324pt,11.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25223.zip» v:shapes="_x0000_s1079">                                                                                                  существующая сеть
<line id="_x0000_s1080" from=«270pt,12.5pt» to=«324pt,12.5pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25224.zip» v:shapes="_x0000_s1080">                                                                                                  проектируемая сеть
Рис.2.1 Развитие сети по варианту I                 
<oval id="_x0000_s1081" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25225.zip» v:shapes="_x0000_s1081"><line id="_x0000_s1082" from=«117pt,16.25pt» to=«171pt,16.25pt» o:allowincell=«f»><img width=«75» height=«12» src=«dopb25214.zip» v:shapes="_x0000_s1082">                     32/0.87                10
<line id="_x0000_s1083" from=«162pt,10.7pt» to=«180pt,154.7pt» o:allowincell=«f»><img width=«26» height=«194» src=«dopb25226.zip» v:shapes="_x0000_s1083"><line id="_x0000_s1084" from=«198pt,10.7pt» to=«243pt,64.7pt» o:allowincell=«f»><img width=«62» height=«74» src=«dopb25227.zip» v:shapes="_x0000_s1084">                             
<line id="_x0000_s1085" from=«261pt,12.55pt» to=«297pt,48.55pt» o:allowincell=«f»><img width=«54» height=«55» src=«dopb25228.zip» v:shapes="_x0000_s1085">                                                                                      40/0.85
  
<oval id="_x0000_s1086" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25217.zip» v:shapes="_x0000_s1086">                                                                       
<line id="_x0000_s1087" from=«261pt,16.8pt» to=«315pt,88.8pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«76» height=«101» src=«dopb25229.zip» v:shapes="_x0000_s1087">                                                                     7
<line id="_x0000_s1088" from=«45pt,10.75pt» to=«45pt,46.75pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25230.zip» v:shapes="_x0000_s1088">        20/0.85
<oval id="_x0000_s1089" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25231.zip» v:shapes="_x0000_s1089"><oval id="_x0000_s1090" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1090"><oval id="_x0000_s1091" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1091">
<line id="_x0000_s1092" from=«180pt,14.95pt» to=«306pt,14.95pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«172» height=«5» src=«dopb25232.zip» v:shapes="_x0000_s1092"><line id="_x0000_s1093" from=«63pt,14.35pt» to=«2in,14.35pt» o:allowincell=«f»><img width=«110» height=«2» src=«dopb25220.zip» v:shapes="_x0000_s1093">        9                         8                                 5
<line id="_x0000_s1094" from=«324pt,8.9pt» to=«324pt,35.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«39» src=«dopb25222.zip» v:shapes="_x0000_s1094"><line id="_x0000_s1095" from=«162pt,8.3pt» to=«162pt,44.3pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25209.zip» v:shapes="_x0000_s1095">             
                                                                                       16.9/0.9
<line id="_x0000_s1096" from=«270pt,11.9pt» to=«324pt,11.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25223.zip» v:shapes="_x0000_s1096">                                           60/0,85                                           существующая сеть
<line id="_x0000_s1097" from=«270pt,12.5pt» to=«324pt,12.5pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25224.zip» v:shapes="_x0000_s1097">                                                                                                  проектируемая сеть
Рис.2.2 Развитие сети по варианту II               
<oval id="_x0000_s1098" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25213.zip» v:shapes="_x0000_s1098"> <line id="_x0000_s1099" from=«117pt,16.25pt» to=«171pt,16.25pt» o:allowincell=«f»><img width=«75» height=«12» src=«dopb25214.zip» v:shapes="_x0000_s1099">                     32/0.87                10
<line id="_x0000_s1100" from=«162pt,3.55pt» to=«180pt,156.55pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«28» height=«209» src=«dopb25233.zip» v:shapes="_x0000_s1100">                             
<line id="_x0000_s1101" from=«261pt,12.55pt» to=«297pt,48.55pt» o:allowincell=«f»><img width=«54» height=«55» src=«dopb25228.zip» v:shapes="_x0000_s1101">                                                                                      40/0.85
  
<oval id="_x0000_s1102" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25217.zip» v:shapes="_x0000_s1102">
                                                                     7
<line id="_x0000_s1103" from=«261pt,1.75pt» to=«315pt,73.75pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«76» height=«101» src=«dopb25234.zip» v:shapes="_x0000_s1103">  

<line id="_x0000_s1104" from=«45pt,10.75pt» to=«45pt,46.75pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25230.zip» v:shapes="_x0000_s1104">        20/0.85
<oval id="_x0000_s1105" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1105"><oval id="_x0000_s1106" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1106"><oval id="_x0000_s1107" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1107">
<line id="_x0000_s1108" from=«180pt,14.95pt» to=«306pt,14.95pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«172» height=«5» src=«dopb25232.zip» v:shapes="_x0000_s1108"><line id="_x0000_s1109" from=«63pt,14.35pt» to=«2in,14.35pt» o:allowincell=«f»><img width=«110» height=«2» src=«dopb25220.zip» v:shapes="_x0000_s1109">        9                         8                                 5
<line id="_x0000_s1110" from=«324pt,10.65pt» to=«324pt,37.65pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«39» src=«dopb25201.zip» v:shapes="_x0000_s1110"><line id="_x0000_s1111" from=«162pt,8.3pt» to=«162pt,44.3pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25209.zip» v:shapes="_x0000_s1111">             
 
                                         60/0.85                                 16.9/0.9
<line id="_x0000_s1112" from=«270pt,11.9pt» to=«324pt,11.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25223.zip» v:shapes="_x0000_s1112">                                                                                                  существующая сеть
<line id="_x0000_s1113" from=«270pt,12.5pt» to=«324pt,12.5pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25224.zip» v:shapes="_x0000_s1113">                                                                                                  проектируемая сеть
Рис.2.3 Развитие сети по варианту III   <oval id="_x0000_s1114" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25213.zip» v:shapes="_x0000_s1114"> <line id="_x0000_s1115" from=«207pt,15.05pt» to=«279pt,78.05pt» o:allowincell=«f»><img width=«98» height=«86» src=«dopb25235.zip» v:shapes="_x0000_s1115"><line id="_x0000_s1116" from=«117pt,16.25pt» to=«171pt,16.25pt» o:allowincell=«f»><img width=«75» height=«12» src=«dopb25214.zip» v:shapes="_x0000_s1116">                     32/0.87                10
<line id="_x0000_s1117" from=«189pt,6.55pt» to=«306pt,172.7pt» o:allowincell=«f»><img width=«158» height=«223» src=«dopb25236.zip» v:shapes="_x0000_s1117">                             
<line id="_x0000_s1118" from=«297pt,11.35pt» to=«333pt,47.35pt» o:allowincell=«f»><img width=«54» height=«54» src=«dopb25237.zip» v:shapes="_x0000_s1118">                                                                                                 40/0.85
  
<oval id="_x0000_s1119" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25231.zip» v:shapes="_x0000_s1119">
                                                                             7
<line id="_x0000_s1120" from=«4in,-.1pt» to=«315pt,62.9pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«40» height=«89» src=«dopb25238.zip» v:shapes="_x0000_s1120"> 

<line id="_x0000_s1121" from=«45pt,10.75pt» to=«45pt,46.75pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25230.zip» v:shapes="_x0000_s1121">        20/0.85
<oval id="_x0000_s1122" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1122"><oval id="_x0000_s1123" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1123"><oval id="_x0000_s1124" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1124">
<line id="_x0000_s1125" from=«180pt,16.2pt» to=«306pt,16.2pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«172» height=«5» src=«dopb25239.zip» v:shapes="_x0000_s1125"><line id="_x0000_s1126" from=«63pt,14.35pt» to=«2in,14.35pt» o:allowincell=«f»><img width=«110» height=«2» src=«dopb25220.zip» v:shapes="_x0000_s1126">        9                         8                                 5
<line id="_x0000_s1127" from=«324pt,8.9pt» to=«324pt,35.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«39» src=«dopb25222.zip» v:shapes="_x0000_s1127"><line id="_x0000_s1128" from=«162pt,8.3pt» to=«162pt,44.3pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25209.zip» v:shapes="_x0000_s1128">             
                                                                                       16.9/0.9
                                         60/0.85      
<line id="_x0000_s1129" from=«270pt,11.9pt» to=«324pt,11.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25223.zip» v:shapes="_x0000_s1129">                                                                                                  существующая сеть
<line id="_x0000_s1130" from=«270pt,12.5pt» to=«324pt,12.5pt» o:allowincell=«f»><img width=«74» height=«2» src=«dopb25224.zip» v:shapes="_x0000_s1130">                                                                                                  проектируемая сеть
                             Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV
2.2.   Выбор сечений линий электропередач.
Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могут сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов сечений.
Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи находятся в климатической зоне Урала, относящийся к I району по гололёду. Для строительства линий электропередач используются стальные опоры. Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12 [2]. Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитаны токи нагрузки узлов в максимальном режиме.
Токи нагрузки узлов рассчитываются по формуле:
<shape id="_x0000_i1027" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image059.wmz» o:><img width=«132» height=«47» src=«dopb25240.zip» v:shapes="_x0000_i1027"> (2.1)
где Р – мощность подстанции в максимальном режиме
       U- номинальное напряжение сети.
Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1 Результаты расчёта токов узлов.
№ узла
Мощность, МВт
<shape id="_x0000_i1028" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image061.wmz» o:><img width=«47» height=«20» src=«dopb25241.zip» v:shapes="_x0000_i1028">
Класс напряжения, кВ
Ток нагрузки, А
2
110
0,9
220
321
3
125
0,9
220
364
4
80
0,9
220
233
6
130
0,9
220
379
7
40
0,85
110
247
8
60
0,85
110
370
9
20
0,85
110
123
10
32
0.87
110
193
5
16.9
0,9
220
44
Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по эквивалентным длинам.
Потокораспределение в системообразующей сети остаётся постоянным для всех вариантах присоединения проектируемой подстанции 10 и не зависит от варианта её присоединения. Поэтому по системообразующей сети потокораспределение рассчитывается один раз и в дальнейшем анализе учитываться не будет.
Токораспределение системообразующей сети приведено в
таблице 2.2.
Токораспределение распределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5 соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7, 8-9 –существующие, сечение линий АС-240.
Таблица 2.2 Токораспределение системообразующей сети.
№ линии
Длина, км
Число линий
Приведённая длина, км
Ток в линиях, А
1-3
54
1
54
89
1-2
50
2
25
129
3-5
59
1
59
393
2-1000
70
1
70
575
4-1000
58
2
29
97
5-1000
58
2
29
373
6-1000
62
2
31
242
Таблица 2.3 Токораспределение распределительной сети (Вариант I).
№ линии
Длина, км
Число линий
Приведённая длина, км
Ток в линиях, общий, А
5-8
40
2
20
512
5-7
46
2
23
262
8-9
20
1
20
143
7-10
40
2
20
206
Таблица 2.4 Токораспределение распределительной сети (Вариант II).
№ линии
Длина, км
Число линий
Приведённая длина, км
Ток в линиях, А
5-8
40
2
20
592
5-7
46
2
23
384
8-9
20
1
20
268
7-10
20
1
20
254
8-10
25
1
25
162
Таблица 2.5 Токораспределение распределительной сети (Вариант III).
№ линии
Длина, км
Число линий
Приведённая длина, км
Ток в линиях, А
5-8
40
2
20
720
5-7
46
2
23
258
8-9
20
1
20
170
8-10
50
2
25
206
Таблица 2.6
Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)
№ линии
Длина, км
Число линий
Приведённая длина, км
Ток в линиях, А
5-8
40
2
20
512
5-7
46
2
23
318
8-9
20
1
20
134
5-10
40
1
40
143
7-10
20
1
20
132
Таблица 2.7 Выбор сечений линий электропередач.
№ варианта
№ линии
Ток на одну цепь, А
Число проектируемых линий
Марка и сечение провода
I
7-10
103
2
АС-120
II
8-10
7-10
81
127
1
1
АС-120
АС-120
III
8-10
103
2
АС-120
IV
7-10
5-10
66
143
1
1
АС-120
АС-120
Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых аварийных режимов, в качестве которых использованы:
-         Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;
-         Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.
Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV.
Таблица 2.8 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I).
№ линии
Сечение Число цепей
Вид аварии
Ток на 1 цепь, А
Результат проверки
Iавар.
Iдоп.
5-7
АС-240 2
обрыв 5-7
431
610
удовл.
7-10
АС-120
2
обрыв 10-7
206
390
удовл.
Таблица 2.9 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II).
№ линии
Сечение Число цепей
Вид аварии
Ток на 1 цепь, А
Результат проверки
Iавар.
Iдоп.
5-7
АС-240 2
обрыв 5-7
335
610
удовл.
5-8
АС-240
2
обрыв 5-8
532
610
удовл.
7-10
АС-120
1
обрыв 8-10
208
390
удовл.
8-10
АС-120
1
обрыв 7-10
208
390
удовл.
    Таблица 2.10 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).
№ линии
Сечение Число цепей
Вид аварии
Ток на 1 цепь, А
Результат проверки
Iавар.
Iдоп.
5-8
АС-240 2
обрыв 5-8
720
610
неудовл.
8-10
АС-120
2
обрыв 8-10
206
390
удовл.
 
Таблица 2.11        
Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).
№ линии
Сечение Число цепей
Вид аварии
Ток на 1 цепь, А
Результат проверки
Iавар.
Iдоп.
5-10
АС-120 1
обрыв 7-10
209
390
удовл.
7-10
АС-120
1
обрыв 5-10
209
390
удовл.
Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит линия 5-8 в варианте III.
Необходимо добавить к существующим линиям третью.
        <oval id="_x0000_s1131" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25213.zip» v:shapes="_x0000_s1131"> <line id="_x0000_s1132" from=«117pt,16.25pt» to=«171pt,16.25pt» o:allowincell=«f»><img width=«75» height=«12» src=«dopb25214.zip» v:shapes="_x0000_s1132">                     32/0.87                10
<line id="_x0000_s1133" from=«171pt,5.3pt» to=«189pt,158.3pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«28» height=«209» src=«dopb25242.zip» v:shapes="_x0000_s1133">                             
<line id="_x0000_s1134" from=«261pt,12.55pt» to=«297pt,48.55pt» o:allowincell=«f»><img width=«54» height=«55» src=«dopb25228.zip» v:shapes="_x0000_s1134">                                                                                      40/0.85
  
<oval id="_x0000_s1135" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25217.zip» v:shapes="_x0000_s1135">
<line id="_x0000_s1136" from=«261pt,18.05pt» to=«315pt,99.05pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«76» height=«113» src=«dopb25243.zip» v:shapes="_x0000_s1136">                                                                     7
<line id="_x0000_s1137" from=«45pt,10.75pt» to=«45pt,46.75pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25230.zip» v:shapes="_x0000_s1137">        20/0.85
<oval id="_x0000_s1138" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1138"><oval id="_x0000_s1139" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1139"><oval id="_x0000_s1140" o:allowincell=«f»><img width=«50» height=«50» src=«dopb25219.zip» v:shapes="_x0000_s1140">
<line id="_x0000_s1141" from=«180pt,14.95pt» to=«306pt,14.95pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><img width=«172» height=«5» src=«dopb25232.zip» v:shapes="_x0000_s1141"><line id="_x0000_s1142" from=«63pt,14.35pt» to=«2in,14.35pt» o:allowincell=«f»><img width=«110» height=«2» src=«dopb25220.zip» v:shapes="_x0000_s1142">        9                         8                                  5
<line id="_x0000_s1143" from=«324pt,11.9pt» to=«324pt,38.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«39» src=«dopb25222.zip» v:shapes="_x0000_s1143"><line id="_x0000_s1144" from=«180pt,1.65pt» to=«306pt,1.65pt» o:allowincell=«f»><img width=«170» height=«2» src=«dopb25244.zip» v:shapes="_x0000_s1144"><line id="_x0000_s1145" from=«162pt,8.3pt» to=«162pt,44.3pt» o:allowincell=«f»><img width=«12» height=«51» src=«dopb25209.zip» v:shapes="_x0000_s1145">             
 
                                         60/0.85                                 16.9/0.9                       
<line id="_x0000_s1146" from=«252pt,7.25pt» to=«324pt,7.25pt» o:allowincell=«f»><img width=«98» height=«2» src=«dopb25245.zip» v:shapes="_x0000_s1146">                                                                                               Существующая сеть
<line id="_x0000_s1147" from=«252pt,7.9pt» to=«324pt,7.9pt» o:allowincell=«f»><img width=«98» height=«2» src=«dopb25246.zip» v:shapes="_x0000_s1147">                                                                                               Проектируемая сеть
Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8
Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был выполнен в программе RASTR.
2.3.         Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети.
Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития электрической сети в общем случае является многокритериальным. При сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический, критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии и с выполнением социальных требований.
Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических режимов для наиболее экономичных вариантов.
В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и подстанций.
<shape id="_x0000_i1029" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image068.wmz» o:><img width=«132» height=«24» src=«dopb25247.zip» v:shapes="_x0000_i1029"> руб./год,   где
<shape id="_x0000_i1030" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image070.wmz» o:><img width=«21» height=«24» src=«dopb25248.zip» v:shapes="_x0000_i1030">– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в расчётах принимается<shape id="_x0000_i1031" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image072.wmz» o:><img width=«67» height=«24» src=«dopb25249.zip» v:shapes="_x0000_i1031">;
<shape id="_x0000_i1032" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image074.wmz» o:><img width=«97» height=«24» src=«dopb25250.zip» v:shapes="_x0000_i1032">– капитальные вложения в линии и подстанции
<shape id="_x0000_i1033" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image076.wmz» o:><img width=«135» height=«24» src=«dopb25251.zip» v:shapes="_x0000_i1033"> -соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий <shape id="_x0000_i1034" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«24» height=«24» src=«dopb25252.zip» v:shapes="_x0000_i1034"> и подстанций <shape id="_x0000_i1035" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image080.wmz» o:><img width=«24» height=«24» src=«dopb25253.zip» v:shapes="_x0000_i1035">, <shape id="_x0000_i1036" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image082.wmz» o:><img width=«31» height=«24» src=«dopb25254.zip» v:shapes="_x0000_i1036"> — издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
<shape id="_x0000_i1037" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image084.wmz» o:><img width=«16» height=«19» src=«dopb25255.zip» v:shapes="_x0000_i1037"> — математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки <shape id="_x0000_i1038" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«24» height=«24» src=«dopb25252.zip» v:shapes="_x0000_i1038"> и <shape id="_x0000_i1039" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image080.wmz» o:><img width=«24» height=«24» src=«dopb25253.zip» v:shapes="_x0000_i1039"> определяются суммой отчислений от капитальных вложений <shape id="_x0000_i1040" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image086.wmz» o:><img width=«92» height=«24» src=«dopb25256.zip» v:shapes="_x0000_i1040"> и <shape id="_x0000_i1041" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image088.wmz» o:><img width=«92» height=«24» src=«dopb25257.zip» v:shapes="_x0000_i1041">, где  <shape id="_x0000_i1042" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image090.wmz» o:><img width=«20» height=«24» src=«dopb25258.zip» v:shapes="_x0000_i1042">, <shape id="_x0000_i1043" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image092.wmz» o:><img width=«20» height=«24» src=«dopb25259.zip» v:shapes="_x0000_i1043"> — соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций (табл. 2.12).
<shape id="_x0000_i1044" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image094.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb25260.zip» v:shapes="_x0000_i1044"> — определяется на основе стоимости <shape id="_x0000_i1045" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image096.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb25261.zip» v:shapes="_x0000_i1045"> сооружения 1 км линии <shape id="_x0000_i1046" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image098.wmz» o:><img width=«9» height=«17» src=«dopb25262.zip» v:shapes="_x0000_i1046"> определённых классов напряжения, сечения, марки провода,  длины линии <shape id="_x0000_i1047" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image100.wmz» o:><img width=«12» height=«24» src=«dopb25263.zip» v:shapes="_x0000_i1047">, количество линий <shape id="_x0000_i1048" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image102.wmz» o:><img width=«13» height=«15» src=«dopb25264.zip» v:shapes="_x0000_i1048">
    продолжение
--PAGE_BREAK--<shape id="_x0000_i1049" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image104.wmz» o:><img width=«103» height=«24» src=«dopb25265.zip» v:shapes="_x0000_i1049">
<shape id="_x0000_i1050" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image106.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb25266.zip» v:shapes="_x0000_i1050"> — включает стоимость подстанции без учёта оборудования одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов <shape id="_x0000_i1051" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image106.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb25266.zip» v:shapes="_x0000_i1051"> можно принять как
<shape id="_x0000_i1052" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image108.wmz» o:><img width=«76» height=«24» src=«dopb25267.zip» v:shapes="_x0000_i1052">, где
<shape id="_x0000_i1053" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image110.wmz» o:><img width=«13» height=«15» src=«dopb25264.zip» v:shapes="_x0000_i1053"> — число ячеек выключателей 110кВ
<shape id="_x0000_i1054" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image111.wmz» o:><img width=«17» height=«17» src=«dopb25268.zip» v:shapes="_x0000_i1054">    — стоимость одной ячейки (табл.2.12).
<shape id="_x0000_i1055" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image113.wmz» o:><img width=«236» height=«24» src=«dopb25269.zip» v:shapes="_x0000_i1055">, где
<shape id="_x0000_i1056" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image115.wmz» o:><img width=«40» height=«24» src=«dopb25270.zip» v:shapes="_x0000_i1056">-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме, определённые для каждой линии<shape id="_x0000_i1057" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image117.wmz» o:><img width=«9» height=«17» src=«dopb25262.zip» v:shapes="_x0000_i1057">
<shape id="_x0000_i1058" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image118.wmz» o:><img width=«117» height=«27» src=«dopb25271.zip» v:shapes="_x0000_i1058">
по всем линиям сети
<shape id="_x0000_i1059" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image120.wmz» o:><img width=«13» height=«15» src=«dopb25272.zip» v:shapes="_x0000_i1059">    — число часов максимальных потерь в год
<shape id="_x0000_i1060" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image122.wmz» o:><img width=«175» height=«51» src=«dopb25273.zip» v:shapes="_x0000_i1060">        
<shape id="_x0000_i1061" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image124.wmz» o:><img width=«21» height=«24» src=«dopb25274.zip» v:shapes="_x0000_i1061">   — удельная стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемом режиме (<shape id="_x0000_i1062" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image126.wmz» o:><img width=«111» height=«41» src=«dopb25275.zip» v:shapes="_x0000_i1062">)
Для годового числа использования максимума нагрузки <shape id="_x0000_i1063" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image128.wmz» o:><img width=«80» height=«24» src=«dopb25276.zip» v:shapes="_x0000_i1063">
<shape id="_x0000_i1064" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image130.wmz» o:><img width=«264» height=«24» src=«dopb25277.zip» v:shapes="_x0000_i1064">ч.
<shape id="_x0000_i1065" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image132.wmz» o:><img width=«33» height=«24» src=«dopb25278.zip» v:shapes="_x0000_i1065"> — суммарные потери х.х. трансформатора.
Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.
Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13
Таблица 2.12
Экономическое сравнение вариантов развития сети.
№ варианта
ВариантI
ВариантII
ВариантIII
ВариантIV
Число выключателей добавляемых к схеме.
8
9
6
9
Число выключателей учитываемых в сравнении
2
3
0
3
Капитальные вложения  в линии (тыс. руб.)
11.4x
x20x2=524.4
11.4x20+
11.4x25=
=547.2
14x20+ +(11.4x25)xx2=850
11,4х20+
+11,4х40=
=718,2
Капитальные вложения  в подстанцию (тыс. руб.)
70
105
0
105
Сумма капитальных вложений
<shape id="_x0000_i1066" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image134.wmz» o:><img width=«88» height=«24» src=«dopb25279.zip» v:shapes="_x0000_i1066"> (тыс. руб.)
524,4+70=594,4
547,2+105=652,2
850+0=850
718,2+105=
=823,2
Потери мощности из программы «RASTR», (мВт)
3,04
3,05
2,338
2,307
Издержки на амортизацию и обслуживание ПС
<shape id="_x0000_i1067" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image136.wmz» o:><img width=«69» height=«24» src=«dopb25280.zip» v:shapes="_x0000_i1067"> (тыс. руб.)
0,094х70=
6,58
0,094х105=9,87
0
0,094х105=9,87
Издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ
<shape id="_x0000_i1068" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image138.wmz» o:><img width=«68» height=«24» src=«dopb25281.zip» v:shapes="_x0000_i1068"> (тыс. руб.)
0,028х
х524,4=
=14,68
0,028х
547,2=
=15,32
0,028х
850=
=23,8
0,028х
718,2=
=20,1
Издержки на потери электроэнергии
<shape id="_x0000_i1069" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image140.wmz» o:><img width=«244» height=«24» src=«dopb25282.zip» v:shapes="_x0000_i1069">
(тыс. руб.)
153,54
154,04
118
116,5
Число часов max потерь (час/год)
2886
2886
2886
2886
Приведённые затраты
<shape id="_x0000_i1070" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image142.wmz» o:><img width=«199» height=«24» src=«dopb25283.zip» v:shapes="_x0000_i1070">
(тыс. руб.)
249,14
260,23
283,5
286,42
Соотношение вариантов, %
1
1,04
1,13
1,14
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.
3.                Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
3.1.         Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I).
Расчёт произведён с применением программы TRANS.
Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.
Зимний график нагрузки. 1      Режим систематических перегрузок -        износ изоляции – 0.0003 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;
2      Режим аварийных перегрузок -        износ изоляции – 1,7827 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям был минимальным.
Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.
График нагрузки характерного зимнего дня
           <shape id="_x0000_i1071" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image027.wmz» o:><img width=«535» height=«305» src=«dopb25210.zip» v:shapes="_x0000_i1071">\s
<line id="_x0000_s1148" from=«90pt,117pt» to=«378pt,117pt» o:allowincell=«f»><img width=«386» height=«2» src=«dopb25284.zip» v:shapes="_x0000_s1148">  

Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.
График нагрузки характерного летнего дня
            <shape id="_x0000_i1072" type="#_x0000_t75" o:ole="" filled=«t»><imagedata src=«1.files/image029.wmz» o:><img width=«536» height=«305» src=«dopb25211.zip» v:shapes="_x0000_i1072">\s
Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.
Летний график нагрузки.
3      Режим систематических перегрузок -        износ изоляции – 0,0007 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
4      Режим аварийных перегрузок -        износ изоляции – 0,1385 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 0,00  МВт*ч/сут.;
Капиталовложения – 131 тыс. руб.;
Годовые потери электроэнергии — 850549 кВт*ч/год;
Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.;
Приведённые затраты (без ущерба) составляют — 41 тыс. руб.
Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типаТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.
З(I) = 41тыс. руб.
3.2.   Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-16000/110 на подстанции №10  (вариант II).
Расчёт произведён с применением программы TRANS.
Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.
Зимний график нагрузки. 1      Режим систематических перегрузок -        износ изоляции – 0,0189 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
2      Режим аварийных перегрузок -        износ изоляции – 212.1621 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;
Летний график нагрузки.
3      Режим систематических перегрузок -        износ изоляции – 0,0087 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
4      Режим аварийных перегрузок -        износ изоляции – 170.4378 о.е.;
-        недоотпуск электроэнергии – 17.29  МВт*ч/сут.;
Капиталовложения – 96 тыс. руб.;
Годовые потери электроэнергии — 1028792 кВт*ч/год;
Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;
Приведённые затраты (без ущерба)  составляют — 36 тыс. руб.
Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле:
<shape id="_x0000_i1073" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image145.wmz» o:><img width=«121» height=«25» src=«dopb25285.zip» v:shapes="_x0000_i1073">
<shape id="_x0000_i1074" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image147.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb25286.zip» v:shapes="_x0000_i1074">=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям
<shape id="_x0000_i1075" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image149.wmz» o:><img width=«109» height=«25» src=«dopb25287.zip» v:shapes="_x0000_i1075"> — вероятная длительность простоя трансформатора
<shape id="_x0000_i1076" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image151.wmz» o:><img width=«23» height=«24» src=«dopb25288.zip» v:shapes="_x0000_i1076">=0,02 отк/год — вероятность отказа трансформатора;
<shape id="_x0000_i1077" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image153.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb25289.zip» v:shapes="_x0000_i1077">=720 ч/отказ — время восстановления трансформатора;
<shape id="_x0000_i1078" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image155.wmz» o:><img width=«13» height=«15» src=«dopb25264.zip» v:shapes="_x0000_i1078"> — количество трансформаторов.
Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.
<shape id="_x0000_i1079" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image156.wmz» o:><img width=«168» height=«25» src=«dopb25290.zip» v:shapes="_x0000_i1079"> час/год
<shape id="_x0000_i1080" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image158.wmz» o:><img width=«308» height=«44» src=«dopb25291.zip» v:shapes="_x0000_i1080">час/год
<shape id="_x0000_i1081" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image160.wmz» o:><img width=«317» height=«44» src=«dopb25292.zip» v:shapes="_x0000_i1081">час/год
<shape id="_x0000_s1149" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1082" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image162.wmz» o:><img width=«542» height=«44» src=«dopb25293.zip» v:shapes="_x0000_i1082">
= 26,20 тыс.руб/год.
Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.
З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.
3.3.  Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.
Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты варианта II за единицу:
<shape id="_x0000_s1151" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»><shape id="_x0000_s1153" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»><shape id="_x0000_s1152" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»><line id="_x0000_s1155" from=«108pt,23.25pt» to=«117pt,23.25pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><line id="_x0000_s1154" from=«171pt,23.25pt» to=«180pt,23.25pt» o:allowincell=«f» strokeweight=«3pt»><shape id="_x0000_s1150" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»><img width=«222» height=«66» src=«dopb25294.zip» v:shapes="_x0000_s1151 _x0000_s1153 _x0000_s1152 _x0000_s1155 _x0000_s1154">    

Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл.3.1.
Таблица 3.1 Результаты технико-экономического сравнения вариантов. Вариант
I
II
Трансформатор
2 ТРДН–25000/110
2 ТРДН–16000/110
Капитальные вложения, тыс.руб.
131
96
Стоимость годовых потерь, тыс.руб.
13
15
Годовые потери электроэнергии, кВт*ч/год
850549
1028792
Недоотпуск электроэнергии, МВт*ч/сут.
-         зимой
-         летом
0
0
50,02
17,29
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
0
26,20
Приведённые затраты, тыс.руб.
41
62,20
%
100
151,7
4.                АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.
Расчёт и анализ установившихся режимов  электрической сети выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям.
Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.
Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя.
Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет:
-         в нормальных режимах – 5%
-         в аварийных – 10%
-         в нормальных режимах – (9,5-10,5)кВ;
-         в аврийных режимах – (9-11)кВ.
В проектируемой электрической сети предусмотрены средства регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют допустимым значениям <shape id="_x0000_i1083" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image165.wmz» o:><img width=«39» height=«17» src=«dopb25295.zip» v:shapes="_x0000_i1083"> на ГРЭС и приведены в табл. 4.1
Таблица 4.1
Допустимые значения реактивной мощности ГРЭС.
Активная мощность ГРЭС, МВт
<shape id="_x0000_i1084" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image165.wmz» o:><img width=«39» height=«17» src=«dopb25295.zip» v:shapes="_x0000_i1084">
Реактивная мощность ГРЭС, МВар
800
0,95
262
800
0,8
600
 Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования составляют <shape id="_x0000_i1085" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image167.wmz» o:><img width=«79» height=«19» src=«dopb25296.zip» v:shapes="_x0000_i1085"> в нейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с помощью вычислительного комплекса RASTR коэффициенты трансформации вычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей и поэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформации ТРДН-25000/110 приведены в табл.4.2.
 Таблица 4.2
Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110.
Номер отпайки
Коэффициент трансформации
Номер отпайки
Коэффициент трансформации
0
0,091
+1
0,09
-9
0,109
+2
0,088
-8
0,106
+3
0,087
-7
0,104
+4
0,085
-6
0,102
+5
0,084
-5
0,1
+6
0,082
-4
0,098
+7
0,081
-3
0,097
+8
0,08
-2
0,095
+9
0,079
-1
0,093
Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих ниже вариантах.
Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)
При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки
напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в
норме — 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле 5 – номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации равны:
-         Узел 8 – 0,093 (№ отпайки  -0);
-         Узел 7 – 0,095 (№ отпайки  -1);
-         Узел  9 – 0,095 (№ отпайки -1);
-         Узел  10 – 0,098 (№ отпайки  -1).
Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из  автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:
-         Узел 8 – 0,1 (№ отпайки  -2);
-         Узел 7 – 0,1 (№ отпайки  -4);
-         Узел  9 – 0,1 (№ отпайки -5);
-         Узел  10 – 0,106 (№ отпайки  -4).
Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3.
Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение линии 5-1000. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:
-         Узел 8 – 0,1 (№ отпайки  -5);
-         Узел 7 – 0,1 (№ отпайки  -4);
-         Узел  9 – 0,1 (№ отпайки -4);
-         Узел  10 – 0,106 (№ отпайки  -4).
Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.
Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из  трансформаторов узла 10. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:
-         Узел 8 – 0,095 (№ отпайки  -2);
-         Узел 7 – 0,095 (№ отпайки  -2);
-         Узел  9 – 0,095 (№ отпайки -2);
-         Узел  10 – 0,109 (№ отпайки  -9).
Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3.
 Таким образом, анализ установившихся режимов наилучшего варианта развития сети позволяет сделать вывод о том, что качество электроэнергии в выбранном варианте соответствует ГОСТ и дополнительных средств регулирования напряжения не требуется.
5.                РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
    продолжение
--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK---              исключение самопроизвольных отключений;
-              чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер).
Выбор разъединителей выполняется:
-              по напряжению установки: <shape id="_x0000_i1119" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1119">;
-              по току: <shape id="_x0000_i1120" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image183.wmz» o:><img width=«71» height=«24» src=«dopb25304.zip» v:shapes="_x0000_i1120">;
-              по конструкции;
-              по электродинамической стойкости:<shape id="_x0000_i1121" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image187.wmz» o:><img width=«66» height=«25» src=«dopb25306.zip» v:shapes="_x0000_i1121">;
-              по термической стойкости:<shape id="_x0000_i1122" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image189.wmz» o:><img width=«107» height=«27» src=«dopb25307.zip» v:shapes="_x0000_i1122">.
Из справочника [1] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1 и проверяем его параметры с расчётными величинами.
Таблица 6.2
Выбор разъединителей.
Условия выбора
Расчётные величины
Каталожные данные разъединителя
РНДЗ.1-110/1000У1
РНДЗ.2-110/1000У1
<shape id="_x0000_i1123" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1123">
110кВ
110кВ
<shape id="_x0000_i1124" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image183.wmz» o:><img width=«71» height=«24» src=«dopb25304.zip» v:shapes="_x0000_i1124">
229А
1000А
<shape id="_x0000_i1125" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image187.wmz» o:><img width=«66» height=«25» src=«dopb25306.zip» v:shapes="_x0000_i1125">
10,082кА
80кА
<shape id="_x0000_i1126" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image189.wmz» o:><img width=«107» height=«27» src=«dopb25307.zip» v:shapes="_x0000_i1126">
10,51кА2*с
31,52*4=3969кА2*с
6.3.3. Выбор трансформатора тока.
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор тока выбирают:
-              по напряжению установки <shape id="_x0000_i1127" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1127">;
-              по току <shape id="_x0000_i1128" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image221.wmz» o:><img width=«96» height=«25» src=«dopb25323.zip» v:shapes="_x0000_i1128">, <shape id="_x0000_i1129" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image223.wmz» o:><img width=«75» height=«25» src=«dopb25324.zip» v:shapes="_x0000_i1129">;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как  недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
-              по конструкции и классу точности;
-              по электродинамической стойкости:
<shape id="_x0000_i1130" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image225.wmz» o:><img width=«136» height=«28» src=«dopb25325.zip» v:shapes="_x0000_i1130">; <shape id="_x0000_i1131" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image227.wmz» o:><img width=«57» height=«25» src=«dopb25326.zip» v:shapes="_x0000_i1131">
где <shape id="_x0000_i1132" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image229.wmz» o:><img width=«20» height=«25» src=«dopb25327.zip» v:shapes="_x0000_i1132">-  ударный ток КЗ по расчёту;
<shape id="_x0000_i1133" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image231.wmz» o:><img width=«27» height=«24» src=«dopb25328.zip» v:shapes="_x0000_i1133"> — кратность электродинамической стойкости по каталогу;
       <shape id="_x0000_i1134" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image233.wmz» o:><img width=«32» height=«24» src=«dopb25329.zip» v:shapes="_x0000_i1134"> — номинальный первичный ток трансформатора тока;
       <shape id="_x0000_i1135" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image235.wmz» o:><img width=«24» height=«24» src=«dopb25330.zip» v:shapes="_x0000_i1135"> — ток электродинамической стойкости.
-              по термической стойкости  <shape id="_x0000_i1136" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image237.wmz» o:><img width=«153» height=«27» src=«dopb25331.zip» v:shapes="_x0000_i1136">; <shape id="_x0000_i1137" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image239.wmz» o:><img width=«107» height=«27» src=«dopb25307.zip» v:shapes="_x0000_i1137">
где <shape id="_x0000_i1138" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image240.wmz» o:><img width=«20» height=«23» src=«dopb25308.zip» v:shapes="_x0000_i1138">       - тепловой импульс по расчёту;
       <shape id="_x0000_i1139" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image241.wmz» o:><img width=«20» height=«24» src=«dopb25332.zip» v:shapes="_x0000_i1139"> — кратность термической стойкости по каталогу;
       <shape id="_x0000_i1140" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image243.wmz» o:><img width=«27» height=«25» src=«dopb25310.zip» v:shapes="_x0000_i1140">-  время термической стойкости по каталогу;
       <shape id="_x0000_i1141" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image244.wmz» o:><img width=«28» height=«25» src=«dopb25309.zip» v:shapes="_x0000_i1141"> — ток термической стойкости;
-              по вторичной нагрузке <shape id="_x0000_i1142" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image245.wmz» o:><img width=«71» height=«24» src=«dopb25333.zip» v:shapes="_x0000_i1142">,
где <shape id="_x0000_i1143" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image247.wmz» o:><img width=«21» height=«23» src=«dopb25334.zip» v:shapes="_x0000_i1143">-вторичная нагрузка трансформатора;
       <shape id="_x0000_i1144" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image249.wmz» o:><img width=«37» height=«24» src=«dopb25335.zip» v:shapes="_x0000_i1144"> — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых невелико, поэтому <shape id="_x0000_i1145" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image251.wmz» o:><img width=«51» height=«23» src=«dopb25336.zip» v:shapes="_x0000_i1145">. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
<shape id="_x0000_i1146" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image253.wmz» o:><img width=«128» height=«25» src=«dopb25337.zip» v:shapes="_x0000_i1146">                                                                                     (6.4)
Сопротивление приборов определяется по выражению:
<shape id="_x0000_i1147" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image255.wmz» o:><img width=«83» height=«45» src=«dopb25338.zip» v:shapes="_x0000_i1147">                                                                                    (6.5)
где <shape id="_x0000_i1148" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image257.wmz» o:><img width=«35» height=«25» src=«dopb25339.zip» v:shapes="_x0000_i1148"> — мощность потребляемая приборами;
       <shape id="_x0000_i1149" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image259.wmz» o:><img width=«17» height=«23» src=«dopb25340.zip» v:shapes="_x0000_i1149">      — вторичный номинальный ток прибора
Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:
<shape id="_x0000_i1150" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image261.wmz» o:><img width=«149» height=«25» src=«dopb25341.zip» v:shapes="_x0000_i1150">,                                                                      (6.6)
откуда <shape id="_x0000_i1151" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image263.wmz» o:><img width=«149» height=«25» src=«dopb25342.zip» v:shapes="_x0000_i1151">                                                           (6.7)
Сечение соединительных проводов определяем по формуле:
<shape id="_x0000_i1152" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image265.wmz» o:><img width=«84» height=«49» src=«dopb25343.zip» v:shapes="_x0000_i1152">                                                                                    (6.8)
где <shape id="_x0000_i1153" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image267.wmz» o:><img width=«76» height=«21» src=«dopb25344.zip» v:shapes="_x0000_i1153"> - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;
       <shape id="_x0000_i1154" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image269.wmz» o:><img width=«29» height=«25» src=«dopb25345.zip» v:shapes="_x0000_i1154"> — расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока.
Таблица 6.3
Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Прибор
Тип
Нагрузка по фаза, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-350
0,5
—
—
Ваттметр
Д-350
0,5
—
0,5
Счётчик активной мощности
СА-И670М
2,5
2,5
2,5
Счётчик реактивной мощности
СР-4И676
2,5
2,5
2,5
Итого:
6
5
5,5
Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:
<shape id="_x0000_i1155" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image271.wmz» o:><img width=«112» height=«41» src=«dopb25346.zip» v:shapes="_x0000_i1155"> Ом
Для ТФЗМ 110-У1 <shape id="_x0000_i1156" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image273.wmz» o:><img width=«159» height=«45» src=«dopb25347.zip» v:shapes="_x0000_i1156">Ом
Допустимое сопротивление провода: <shape id="_x0000_i1157" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image275.wmz» o:><img width=«184» height=«25» src=«dopb25348.zip» v:shapes="_x0000_i1157">Ом
Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м, трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому <shape id="_x0000_i1158" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image277.wmz» o:><img width=«85» height=«28» src=«dopb25349.zip» v:shapes="_x0000_i1158">, тогда
<shape id="_x0000_i1159" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image279.wmz» o:><img width=«296» height=«53» src=«dopb25350.zip» v:shapes="_x0000_i1159">мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2
<shape id="_x0000_i1160" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image281.wmz» o:><img width=«200» height=«45» src=«dopb25351.zip» v:shapes="_x0000_i1160">Ом
            Таким образом, вторичная нагрузка составляет:
<shape id="_x0000_i1161" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image283.wmz» o:><img width=«179» height=«23» src=«dopb25352.zip» v:shapes="_x0000_i1161">Ом
Таблица 6.4
Расчёт трансформатора тока 110кВ.
Расчётные данные
Данные ТФЗМ-110-У1
<shape id="_x0000_i1162" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image285.wmz» o:><img width=«33» height=«25» src=«dopb25353.zip» v:shapes="_x0000_i1162">=110 кВ
<shape id="_x0000_i1163" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image287.wmz» o:><img width=«33» height=«24» src=«dopb25354.zip» v:shapes="_x0000_i1163">=110 кВ
<shape id="_x0000_i1164" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image289.wmz» o:><img width=«29» height=«24» src=«dopb25355.zip» v:shapes="_x0000_i1164">=229 А
<shape id="_x0000_i1165" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image291.wmz» o:><img width=«28» height=«24» src=«dopb25356.zip» v:shapes="_x0000_i1165">=300 А
<shape id="_x0000_i1166" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image293.wmz» o:><img width=«20» height=«25» src=«dopb25327.zip» v:shapes="_x0000_i1166">=10,082 кА
<shape id="_x0000_i1167" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image294.wmz» o:><img width=«27» height=«24» src=«dopb25357.zip» v:shapes="_x0000_i1167">=80 кА
<shape id="_x0000_i1168" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image296.wmz» o:><img width=«20» height=«23» src=«dopb25308.zip» v:shapes="_x0000_i1168">=10,51 кА2*с
<shape id="_x0000_i1169" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image297.wmz» o:><img width=«20» height=«23» src=«dopb25308.zip» v:shapes="_x0000_i1169">=1200 кА2*с
<shape id="_x0000_i1170" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image298.wmz» o:><img width=«16» height=«23» src=«dopb25358.zip» v:shapes="_x0000_i1170">=1,08 Ом
<shape id="_x0000_i1171" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image300.wmz» o:><img width=«16» height=«23» src=«dopb25358.zip» v:shapes="_x0000_i1171">=1,2 Ом
Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 300/5А, класс точности 0,5Р,10Р/10Р.
6.3.4. Выбор трансформатора напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются:
-              по напряжению установки<shape id="_x0000_i1172" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1172"> ;
-              по конструкции и схеме соединения обмоток;
-              по классу точности;
-              по вторичной нагрузке <shape id="_x0000_i1173" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image301.wmz» o:><img width=«72» height=«24» src=«dopb25359.zip» v:shapes="_x0000_i1173">,
где <shape id="_x0000_i1174" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image303.wmz» o:><img width=«31» height=«24» src=«dopb25360.zip» v:shapes="_x0000_i1174"> — номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, принимается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенная мощность одного трансформатора;
       <shape id="_x0000_i1175" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image305.wmz» o:><img width=«28» height=«24» src=«dopb25361.zip» v:shapes="_x0000_i1175"> — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА.
Нагрузка приборов определяется по формуле:
<shape id="_x0000_i1176" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image307.wmz» o:><img width=«460» height=«32» src=«dopb25362.zip» v:shapes="_x0000_i1176">         (6.9)
Таблица 6.5
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ.
Прибор
Тип
S одной обмотки, ВА
Число обмоток
<shape id="_x0000_i1177" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image061.wmz» o:><img width=«39» height=«17» src=«dopb25295.zip» v:shapes="_x0000_i1177">
<shape id="_x0000_i1178" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image309.wmz» o:><img width=«36» height=«21» src=«dopb25363.zip» v:shapes="_x0000_i1178">
Число приборов
Общая потребная мощность
Р, Вт
Q, Вар
Вольтметр
Э-335
2,0
1
1
0
1
2
Ваттметр
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
Счётчик активной мощности
СА-И670М
2,5
3
0,38
0,925
1
7,5
18,2
Счётчик реактивной мощности
СР-4И676
2,5
3
0,38
0,925
1
7,5
18,2
Итого:
20
36,5
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения <shape id="_x0000_i1179" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image311.wmz» o:><img width=«81» height=«24» src=«dopb25364.zip» v:shapes="_x0000_i1179">ВА.
Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами
-               <shape id="_x0000_i1180" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image287.wmz» o:><img width=«33» height=«24» src=«dopb25354.zip» v:shapes="_x0000_i1180"> =110кВ
-              номинальное напряжение обмотки:
o               первичной –110000/√3В;
o               основной вторичной – 100/√3В;
o               дополнительной вторичной – 100В;
-               номинальная мощность в классе точности 0,5 <shape id="_x0000_i1181" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image313.wmz» o:><img width=«31» height=«24» src=«dopb25360.zip» v:shapes="_x0000_i1181">=400ВА.
-              предельная мощность 2000ВА.
6.3.5. Выбор токоведущих частей.
Токоведущие части со стороны 110кВ выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.
<shape id="_x0000_i1182" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image314.wmz» o:><img width=«100» height=«25» src=«dopb25365.zip» v:shapes="_x0000_i1182"> [1] при Тmax=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия.
<shape id="_x0000_i1183" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image316.wmz» o:><img width=«56» height=«47» src=«dopb25366.zip» v:shapes="_x0000_i1183">                                                                                          (6.10)
где  <shape id="_x0000_i1184" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image318.wmz» o:><img width=«17» height=«24» src=«dopb25367.zip» v:shapes="_x0000_i1184"> — ток нормального режима, без перегрузок;
<shape id="_x0000_i1185" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image320.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb25368.zip» v:shapes="_x0000_i1185"> — нормированная плотность тока, А/мм2
<shape id="_x0000_i1186" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image322.wmz» o:><img width=«101» height=«48» src=«dopb25369.zip» v:shapes="_x0000_i1186">                                                                                  (6.11)
<shape id="_x0000_i1187" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image324.wmz» o:><img width=«161» height=«47» src=«dopb25370.zip» v:shapes="_x0000_i1187">
<shape id="_x0000_i1188" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image326.wmz» o:><img width=«113» height=«44» src=«dopb25371.zip» v:shapes="_x0000_i1188">мм2
       Принимаем сечение АС-185/24, <shape id="_x0000_i1189" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image328.wmz» o:><img width=«80» height=«24» src=«dopb25372.zip» v:shapes="_x0000_i1189">
       Проверяем провод по допустимому току
       <shape id="_x0000_i1190" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image330.wmz» o:><img width=«91» height=«25» src=«dopb25373.zip» v:shapes="_x0000_i1190">    229А<520А
Проверка на схлёстывание не выполняется, так как <shape id="_x0000_i1191" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image332.wmz» o:><img width=«13» height=«17» src=«dopb25374.zip» v:shapes="_x0000_i1191"><50кА.
Проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка на коронирование.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см
<shape id="_x0000_i1192" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image334.wmz» o:><img width=«148» height=«48» src=«dopb25375.zip» v:shapes="_x0000_i1192">                                                                       (6.12)
где <shape id="_x0000_i1193" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image336.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb25376.zip» v:shapes="_x0000_i1193"> – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82).
       <shape id="_x0000_i1194" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image338.wmz» o:><img width=«15» height=«24» src=«dopb25377.zip» v:shapes="_x0000_i1194"> — радиус провода
       Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:<shape id="_x0000_i1195" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image340.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb25378.zip» v:shapes="_x0000_i1195">
 <shape id="_x0000_i1196" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image342.wmz» o:><img width=«103» height=«68» src=«dopb25379.zip» v:shapes="_x0000_i1196">                                                                               (6.13)
где <shape id="_x0000_i1197" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image344.wmz» o:><img width=«17» height=«19» src=«dopb25380.zip» v:shapes="_x0000_i1197"> — линейное напряжение, кВ
       <shape id="_x0000_i1198" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image346.wmz» o:><img width=«27» height=«25» src=«dopb25381.zip» v:shapes="_x0000_i1198"> - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз <shape id="_x0000_i1199" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image348.wmz» o:><img width=«83» height=«25» src=«dopb25382.zip» v:shapes="_x0000_i1199">,
где <shape id="_x0000_i1200" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image350.wmz» o:><img width=«17» height=«17» src=«dopb25383.zip» v:shapes="_x0000_i1200"> - расстояние между соседними фазами, см.
Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более <shape id="_x0000_i1201" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image352.wmz» o:><img width=«40» height=«24» src=«dopb25384.zip» v:shapes="_x0000_i1201">.
Таким образом, условие образования короны можно записать в виде:
<shape id="_x0000_i1202" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image354.wmz» o:><img width=«93» height=«24» src=«dopb25385.zip» v:shapes="_x0000_i1202">
<shape id="_x0000_i1203" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image356.wmz» o:><img width=«224» height=«47» src=«dopb25386.zip» v:shapes="_x0000_i1203"> кВ/см
<shape id="_x0000_i1204" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image358.wmz» o:><img width=«172» height=«63» src=«dopb25387.zip» v:shapes="_x0000_i1204"> кВ/см
17,63<29,22
Таким образом провод АС-185/24 по условиям короны проходит.
6.4.         Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения (РУНН).
В РУ 10кВ в основном применяется схема с одной секционированной системой шин. Как правило, число секций соответствует числу источников питания. Для  облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий, для снижения сечения кабелей за счёт ограничения ТКЗ, и для обеспечения надёжной работы релейной защиты на ПС применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций. Если для ограничения ТКЗ устанавливаются трансформаторы с расщеплёнными обмотками, то применяются две одиночные, секционированные выключателем, системы шин.
В проектируемой схеме для ограничения ТКЗ принимаем следующие мероприятия:
-              используем расщепление обмоток НН;
-              используем две одиночные, секционированные выключателем,   системы сборных шин;
-              отключим секционные выключатели.
Выбираем схему РУ 10кВ – две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин, с раздельной работой двух трансформаторов и используем расщепление обмоток на НН.
6.5.         Выбор оборудования РУНН.
Выбор выключателей на стороне НН.
Рассчитаем максимальный ток нагрузки, который будет протекать через вводные и секционные выключатели при отключенном трансформаторе и включенных секционных выключателях.
При равномерном распределении нагрузки между расщеплёнными обмотками трансформатора максимальный рабочий ток для цепей ввода и секционных выключателей
<shape id="_x0000_i1205" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image360.wmz» o:><img width=«176» height=«49» src=«dopb25388.zip» v:shapes="_x0000_i1205">                                                                  (6.14)
<shape id="_x0000_i1206" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image362.wmz» o:><img width=«213» height=«48» src=«dopb25389.zip» v:shapes="_x0000_i1206">
Для отходящих присоединений:
<shape id="_x0000_i1207" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image364.wmz» o:><img width=«173» height=«45» src=«dopb25390.zip» v:shapes="_x0000_i1207">                                                                  (6.15)
<shape id="_x0000_i1208" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image366.wmz» o:><img width=«235» height=«48» src=«dopb25391.zip» v:shapes="_x0000_i1208">
В качестве РУ НН выбираем КРУН серии К-47 с выключателем ВКЭ-10-31,5/1600 У3 для ячеек ввода и секционных выключателей, и ВКЭ-10-31/630 У3 для ячеек отходящих линий.
Расчётные величины меньше паспортных данных выключателей, поэтому выбираем выключатели этого типа.
Таблица 6.6 Выбор выключателей на стороне 10кВ.
Условия выбора
Расчётные величины
Каталожные данные выключателя для ячеек ввода и секционных выключателей
ВКЭ-10-31/1600УХЛ3
Каталожные данные выключателя для ячеек отходящих линий
ВКЭ-10-31/630УХЛ3
<shape id="_x0000_i1209" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1209">
10кВ
10кВ
10кВ
<shape id="_x0000_i1210" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image183.wmz» o:><img width=«71» height=«24» src=«dopb25304.zip» v:shapes="_x0000_i1210">
1201А
109,2А
1600А
—
—
630А
<shape id="_x0000_i1211" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image185.wmz» o:><img width=«84» height=«24» src=«dopb25305.zip» v:shapes="_x0000_i1211">
16,349кА
31,5кА
31,5кА
<shape id="_x0000_i1212" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image187.wmz» o:><img width=«66» height=«25» src=«dopb25306.zip» v:shapes="_x0000_i1212">
39,698кА
80кА
80кА
<shape id="_x0000_i1213" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image189.wmz» o:><img width=«107» height=«27» src=«dopb25307.zip» v:shapes="_x0000_i1213">
414
кА2*с
31,52*4=3969кА2*с
31,52*4=3969кА2*с
<shape id="_x0000_s1160" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1161" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»> 
<shape id="_x0000_i1214" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image368.wmz» o:><img width=«431» height=«24» src=«dopb25392.zip» v:shapes="_x0000_i1214">
6.6.         Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, так как цепи низкого и высокого напряжения разделены, а также позволяют унифицировать конструкцию измерительных приборов и реле.
Трансформаторы тока (ТТ) выбираем по следующим условиям:
-              по конструкции и классу точности;
-              по напряжению установки <shape id="_x0000_i1215" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1215">;
-              по первичному току <shape id="_x0000_i1216" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image370.wmz» o:><img width=«81» height=«25» src=«dopb25393.zip» v:shapes="_x0000_i1216">; <shape id="_x0000_i1217" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image372.wmz» o:><img width=«75» height=«24» src=«dopb25394.zip» v:shapes="_x0000_i1217">
Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчётному току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
-              по термической стойкости <shape id="_x0000_i1218" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image374.wmz» o:><img width=«143» height=«25» src=«dopb25395.zip» v:shapes="_x0000_i1218">;
-              по вторичной нагрузке <shape id="_x0000_i1219" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image376.wmz» o:><img width=«71» height=«24» src=«dopb25333.zip» v:shapes="_x0000_i1219">;
Рабочий ток нагрузки, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при работе обоих трансформаторов и равномерном распределении нагрузки по секциям РУ НН):
<shape id="_x0000_i1220" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image377.wmz» o:><img width=«136» height=«48» src=«dopb25396.zip» v:shapes="_x0000_i1220">                                                                          (6.16)
<shape id="_x0000_i1221" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image379.wmz» o:><img width=«201» height=«48» src=«dopb25397.zip» v:shapes="_x0000_i1221">
Определим максимальный рабочий ток, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при отключении одного из трансформаторов и включенных секционных выключателей):
<shape id="_x0000_i1222" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image381.wmz» o:><img width=«129» height=«48» src=«dopb25398.zip» v:shapes="_x0000_i1222">                                                                           (6.17)
    продолжение
--PAGE_BREAK--<shape id="_x0000_i1223" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image383.wmz» o:><img width=«188» height=«48» src=«dopb25399.zip» v:shapes="_x0000_i1223">
<shape id="_x0000_i1224" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image171.wmz» o:><img width=«131» height=«28» src=«dopb25298.zip» v:shapes="_x0000_i1224">
<shape id="_x0000_s1162" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1163" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1225" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image385.wmz» o:><img width=«394» height=«28» src=«dopb25400.zip» v:shapes="_x0000_i1225">                      (6.18)
<shape id="_x0000_i1226" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image209.wmz» o:><img width=«144» height=«27» src=«dopb25317.zip» v:shapes="_x0000_i1226">
<shape id="_x0000_s1164" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1165" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1227" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image387.wmz» o:><img width=«394» height=«24» src=«dopb25401.zip» v:shapes="_x0000_i1227">                      (6.19)
Из справочника [1] выбираем трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с <shape id="_x0000_i1228" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image389.wmz» o:><img width=«28» height=«24» src=«dopb25356.zip» v:shapes="_x0000_i1228">=1500А, <shape id="_x0000_i1229" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image390.wmz» o:><img width=«32» height=«24» src=«dopb25402.zip» v:shapes="_x0000_i1229">=1500/5А, класс точности вторичной обмотки 0,5/10Р.
Данные расчётов сведены в табл. 6.7
Таблица 6.7
Выбор трансформаторов тока 10кВ.
Расчётные данные
Данные ТЛШ 10 У3
<shape id="_x0000_i1230" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image285.wmz» o:><img width=«33» height=«25» src=«dopb25353.zip» v:shapes="_x0000_i1230">=10 кВ
<shape id="_x0000_i1231" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image287.wmz» o:><img width=«33» height=«24» src=«dopb25354.zip» v:shapes="_x0000_i1231">=110 кВ
<shape id="_x0000_i1232" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image289.wmz» o:><img width=«29» height=«24» src=«dopb25355.zip» v:shapes="_x0000_i1232">=1201 А
<shape id="_x0000_i1233" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image291.wmz» o:><img width=«28» height=«24» src=«dopb25356.zip» v:shapes="_x0000_i1233">=1500 А
<shape id="_x0000_i1234" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image293.wmz» o:><img width=«20» height=«25» src=«dopb25327.zip» v:shapes="_x0000_i1234">=39,698 кА
<shape id="_x0000_i1235" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image294.wmz» o:><img width=«27» height=«24» src=«dopb25357.zip» v:shapes="_x0000_i1235">=81 кА
<shape id="_x0000_i1236" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image296.wmz» o:><img width=«20» height=«23» src=«dopb25308.zip» v:shapes="_x0000_i1236">=961 кА2*с
<shape id="_x0000_i1237" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image297.wmz» o:><img width=«20» height=«23» src=«dopb25308.zip» v:shapes="_x0000_i1237">=2976 кА2*с
<shape id="_x0000_i1238" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image298.wmz» o:><img width=«16» height=«23» src=«dopb25358.zip» v:shapes="_x0000_i1238">=0,76 Ом
<shape id="_x0000_i1239" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image300.wmz» o:><img width=«16» height=«23» src=«dopb25358.zip» v:shapes="_x0000_i1239">=0,8 Ом
Таблица 6.8
Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Прибор
Тип
Нагрузка по фаза, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-350
0,5
—
—
Ваттметр
Д-350
0,5
—
0,5
Счётчик активной мощности
СА-И670М
2,5
2,5
2,5
Счётчик реактивной мощности
СР-4И676
2,5
2,5
2,5
Итого:
6
5
5,5
Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:
<shape id="_x0000_i1240" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image271.wmz» o:><img width=«112» height=«41» src=«dopb25346.zip» v:shapes="_x0000_i1240"> Ом
Для ТФЗМ 110-У1 <shape id="_x0000_i1241" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image392.wmz» o:><img width=«161» height=«45» src=«dopb25403.zip» v:shapes="_x0000_i1241">Ом
Допустимое сопротивление провода: <shape id="_x0000_i1242" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image394.wmz» o:><img width=«187» height=«25» src=«dopb25404.zip» v:shapes="_x0000_i1242">Ом
Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м.
<shape id="_x0000_i1243" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image396.wmz» o:><img width=«220» height=«49» src=«dopb25405.zip» v:shapes="_x0000_i1243">мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2
<shape id="_x0000_i1244" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image398.wmz» o:><img width=«168» height=«41» src=«dopb25406.zip» v:shapes="_x0000_i1244">Ом
       Таким образом, вторичная нагрузка составляет:
<shape id="_x0000_i1245" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image400.wmz» o:><img width=«181» height=«23» src=«dopb25407.zip» v:shapes="_x0000_i1245">Ом
Выбор трансформатора напряжения на НН.
Трансформатор напряжения выбирается:
-              по напряжению установки <shape id="_x0000_i1246" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25303.zip» v:shapes="_x0000_i1246">;
-              по конструкции и схеме соединения обмоток;
-              по классу точности;
-              по вторичной нагрузке <shape id="_x0000_i1247" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image301.wmz» o:><img width=«72» height=«24» src=«dopb25359.zip» v:shapes="_x0000_i1247">.
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в
табл. 6.9
Таблица 6.9
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10кВ.
Прибор
Тип
S одной обмотки, ВА
Число обмоток
<shape id="_x0000_i1248" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image061.wmz» o:><img width=«39» height=«17» src=«dopb25295.zip» v:shapes="_x0000_i1248">
<shape id="_x0000_i1249" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image402.wmz» o:><img width=«36» height=«21» src=«dopb25363.zip» v:shapes="_x0000_i1249">
Число приборов
Общая потребная мощность
Р, Вт
Q, Вт
Вольтметр
Э335
2,0
1
1
0
1
2
Счетчик активной мощности (ввод 10кВ)
СА-И670М
2,5
3
0,38
0,925
1
7,5
18,2
Счетчик реактивной мощности (ввод 10кВ)
СР-4И676
2,5
3
0,38
0,925
1
7,5
18,2
Счетчик активной мощности (линии 10кВ)
СА-И670М
2,5
3
0,38
0,925
6
45
109,5
Счетчик реактивной мощности (линии 10кВ)
СР-4И676
2,5
3
0,38
0,925
6
45
109,5
Итого:
105
255,4
Вторичная нагрузка трансформатора
<shape id="_x0000_i1250" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image403.wmz» o:><img width=«112» height=«29» src=«dopb25408.zip» v:shapes="_x0000_i1250">                                                                              (6.20)
<shape id="_x0000_i1251" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image405.wmz» o:><img width=«207» height=«29» src=«dopb25409.zip» v:shapes="_x0000_i1251">
Выбираем трансформатор напряжения НТМК-10-71У3.
Три трансформатора напряжения на одной секции, соединённых в звезду, имеют мощность: 3*120=360ВА, что больше <shape id="_x0000_i1252" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image407.wmz» o:><img width=«28» height=«24» src=«dopb25361.zip» v:shapes="_x0000_i1252">. Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.
Выбор трансформатора напряжения на второй секции аналогичен.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условию механической прочности.
6.7.         Выбор токоведущих частей на НН.
В цепях линий 6-10кВ вся ошиновка и шины в шкафах КРУ выполняется прямоугольными алюминиевыми шинами, медные шины не используются из-за большой их стоимости.
При токах до 3000А применяют одно- и двухполосные шины, при больших рекомендуется применять шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускает продольное смещение шин при их удлинении из-за нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины.
Наибольший ток в цепях низкого напряжения:
<shape id="_x0000_i1253" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image408.wmz» o:><img width=«207» height=«48» src=«dopb25410.zip» v:shapes="_x0000_i1253">                                                           (6.21)
Выбираем алюминиевые однополосные шины сечением 80х8. Расположение шин горизонтальное, расстояние между изоляторами 1,4м, расстояние между фазами 0,8м
Проверка по условию длительного протекания тока:
<shape id="_x0000_i1254" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image410.wmz» o:><img width=«87» height=«25» src=«dopb25411.zip» v:shapes="_x0000_i1254">;       1201<1320А
Проверка на термическую стойкость:
<shape id="_x0000_i1255" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image412.wmz» o:><img width=«80» height=«47» src=«dopb25412.zip» v:shapes="_x0000_i1255">                                                                                              (6.22)
где <shape id="_x0000_i1256" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image414.wmz» o:><img width=«16» height=«19» src=«dopb25413.zip» v:shapes="_x0000_i1256"> — термический коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике (табл.3.14 [4]).
Проводник сечением <shape id="_x0000_i1257" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image416.wmz» o:><img width=«13» height=«17» src=«dopb25414.zip» v:shapes="_x0000_i1257"> будет термически стойким, если выполняется условие: <shape id="_x0000_i1258" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image418.wmz» o:><img width=«55» height=«23» src=«dopb25415.zip» v:shapes="_x0000_i1258">.
<shape id="_x0000_i1259" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image420.wmz» o:><img width=«209» height=«48» src=«dopb25416.zip» v:shapes="_x0000_i1259">,                                                          (6.23)
что меньше принятого сечения шин 640мм2.
Проверка шин на электродинамическую стойкость и расчёт длины пролёта между изоляторами.
Изменяя длину пролёта необходимо добиться того, чтобы механический резонанс был исключён, т.е. <shape id="_x0000_i1260" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image422.wmz» o:><img width=«81» height=«24» src=«dopb25417.zip» v:shapes="_x0000_i1260">. Определим минимальную длину пролёта:
<shape id="_x0000_i1261" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image424.wmz» o:><img width=«112» height=«49» src=«dopb25418.zip» v:shapes="_x0000_i1261">                                                                              (6.24)
                                                                                                                             
Где <shape id="_x0000_i1262" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image426.wmz» o:><img width=«15» height=«17» src=«dopb25419.zip» v:shapes="_x0000_i1262"> — длина полета между изоляторами, м; <shape id="_x0000_i1263" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image428.wmz» o:><img width=«15» height=«19» src=«dopb25420.zip» v:shapes="_x0000_i1263">– момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4; <shape id="_x0000_i1264" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image430.wmz» o:><img width=«13» height=«17» src=«dopb25414.zip» v:shapes="_x0000_i1264">– поперечное сечение шины см2
При вертикальном расположении шин момент инерции будет равен:
<shape id="_x0000_i1265" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image431.wmz» o:><img width=«212» height=«44» src=«dopb25421.zip» v:shapes="_x0000_i1265">                                                          (6.25)
При горизонтальном:
<shape id="_x0000_i1266" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image433.wmz» o:><img width=«220» height=«44» src=«dopb25422.zip» v:shapes="_x0000_i1266">                                                         (6.26)
Длина пролета между изоляторами при вертикальном расположении шин:
<shape id="_x0000_i1267" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image435.wmz» o:><img width=«204» height=«53» src=«dopb25423.zip» v:shapes="_x0000_i1267">                                                            (6.27)
Длина пролета между изоляторами при горизонтальном расположении шин:
<shape id="_x0000_i1268" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image437.wmz» o:><img width=«203» height=«53» src=«dopb25424.zip» v:shapes="_x0000_i1268">                                                            (6.28)
Механический расчет однополосных шин
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ,  Н/м, определяется:
<shape id="_x0000_i1269" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image439.wmz» o:><img width=«135» height=«44» src=«dopb25425.zip» v:shapes="_x0000_i1269">                                                                          (6.29)
Где <shape id="_x0000_i1270" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image441.wmz» o:><img width=«23» height=«25» src=«dopb25426.zip» v:shapes="_x0000_i1270">– ударный ток; a — расстояние между фазами
                                                                                                                            
<shape id="_x0000_s1166" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин, то коэффициент формы Кф = 1.
<shape id="_x0000_s1167" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1271" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image443.wmz» o:><img width=«419» height=«47» src=«dopb25427.zip» v:shapes="_x0000_i1271">                 (6.30)
<shape id="_x0000_s1168" type="#_x0000_t75" o:allowincell=«f»><imagedata src=«1.files/image445.wmz» o:><img width=«12» height=«16» src=«dopb25428.zip» v:shapes="_x0000_s1168">

 Равномерно распределенная сила F создает изгибающий момент, Нм:
<shape id="_x0000_i1272" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image447.wmz» o:><img width=«83» height=«44» src=«dopb25429.zip» v:shapes="_x0000_i1272">                                                                                    (6.31)
Где L – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.
<shape id="_x0000_s1169" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1170" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1273" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image449.wmz» o:><img width=«383» height=«44» src=«dopb25430.zip» v:shapes="_x0000_i1273">                        (6.32)
Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента, Мпа
<shape id="_x0000_i1274" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image451.wmz» o:><img width=«73» height=«41» src=«dopb25431.zip» v:shapes="_x0000_i1274">                                                                                      (6.33)
Где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3
<shape id="_x0000_i1275" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image453.wmz» o:><img width=«201» height=«44» src=«dopb25432.zip» v:shapes="_x0000_i1275">                                                             (6.34)
<shape id="_x0000_s1171" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1172" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1276" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image455.wmz» o:><img width=«323» height=«44» src=«dopb25433.zip» v:shapes="_x0000_i1276">                                    (6.35)
Шины механически прочны, если <shape id="_x0000_i1277" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image457.wmz» o:><img width=«80» height=«25» src=«dopb25434.zip» v:shapes="_x0000_i1277">
<shape id="_x0000_i1278" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image340.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb25378.zip» v:shapes="_x0000_i1278"><shape id="_x0000_i1279" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image459.wmz» o:><img width=«31» height=«24» src=«dopb25435.zip» v:shapes="_x0000_i1279"> – допустимое механическое напряжение в материале шин, <shape id="_x0000_i1280" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image461.wmz» o:><img width=«99» height=«24» src=«dopb25436.zip» v:shapes="_x0000_i1280">
Выбранные шины механически прочны, т.к. 7,86< 75
6.8.         Собственные нужды и оперативный ток.
Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов, конструктивного выполнения подстанции, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования,  способа обслуживания и вида оперативного тока.
 Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов – это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов  шкафов КРУН, а также освещение подстанции.
Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприёмники компрессорной.
Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
Нагрузка СН  подстанции определяется как по установленной мощности (Ру), с применением <shape id="_x0000_i1281" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image463.wmz» o:><img width=«81» height=«21» src=«dopb25437.zip» v:shapes="_x0000_i1281"> и подсчитывают по формуле:
<shape id="_x0000_i1282" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image465.wmz» o:><img width=«177» height=«33» src=«dopb25438.zip» v:shapes="_x0000_i1282">                                                                 (6.36)
где <shape id="_x0000_i1283" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image467.wmz» o:><img width=«17» height=«24» src=«dopb25439.zip» v:shapes="_x0000_i1283"> — коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять <shape id="_x0000_i1284" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image469.wmz» o:><img width=«56» height=«24» src=«dopb25440.zip» v:shapes="_x0000_i1284">
При  двух  трансформаторах  СН  с  постоянным  дежурством, мощность трансформаторов выбирается из условия:
<shape id="_x0000_i1285" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image471.wmz» o:><img width=«75» height=«48» src=«dopb25441.zip» v:shapes="_x0000_i1285">                                                                                      (6.37)
<shape id="_x0000_i1286" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image473.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb25442.zip» v:shapes="_x0000_i1286"> - коэффициент  допустимой  аварийной  перегрузки, его  можно  принять  равным 1,4.
Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током (рис.6.2). Трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 10кВ.
<imagedata src=«1.files/image475.wmz» o: cropleft=«17697f» cropright=«18764f»><img width=«502» height=«659» src=«dopb25443.zip» v:shapes="_x0000_i1287">
Рис. 6.2 Схема питания собственных нужд.
Таблица 6.10
Нагрузка собственных нужд подстанции.
Вид потребителя
Установленная мощность
<shape id="_x0000_i1288" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image165.wmz» o:><img width=«39» height=«17» src=«dopb25295.zip» v:shapes="_x0000_i1288">
<shape id="_x0000_i1289" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image477.wmz» o:><img width=«28» height=«19» src=«dopb25444.zip» v:shapes="_x0000_i1289">
Нагрузка
Единицы,
КВт*кол-во
Всего,
кВт
<shape id="_x0000_i1290" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image479.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb25445.zip» v:shapes="_x0000_i1290">,
кВт
<shape id="_x0000_i1291" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image481.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb25446.zip» v:shapes="_x0000_i1291">,
кВт
Охлаждение ТРДН25000/110
2,5х2
5
0,85
0,62
5
3,1
Подогрев выключателей и приводов
15,8х2
31,6
1
0
31,6
Подогрев шкафов КРУН
1х22
22
1
0
22
Подогрев приводов разъединителей
0,6х8
4,8
1
0
4,8
Отопление, освещение, вентиляция
60
1
0
60
ОПУ
Освещение ОРУ-110кВ
2
1
0
2
125,4
3,1
       Расчётная нагрузка при Кс=0,8:
<shape id="_x0000_i1292" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image483.wmz» o:><img width=«263» height=«31» src=«dopb25447.zip» v:shapes="_x0000_i1292">                                                (6.38)
Принимаем  два  трансформатора  ТМ-100  кВА.  При  отключении  одного  трансформатора,  второй  будет  загружен  на  125,44/100=1,254, т.е.  меньше  чем  на  40 %, что  допустимо.
6.9.         Выбор ограничителей перенапряжений.
Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения  атмосферных перенапряжений.
Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции и наибольшей возможной величиной напряжения частотой 50Гц между проводом и землёй в месте присоединения ограничителя перенапряжений к сети.
Выбираем ограничитель перенапряжения типа
ОПН-П1-110/88/10/2 УХЛ1
7.    Конструктивное выполнение подстанции.
К конструкциям РУ предъявляются следующие основные требования:
1.     Надёжность – применительно к конструкциям РУ надёжность достигается за счёт выполнения  двух основных правил:
-         соблюдение допустимых расстояний между токоведущими частями;
-         взаимное расположение токоведущих частей различных цепей;
2.     Безопасность – применительно к конструкциям РУ безопасность достигается за счёт исключения попадания обслуживающего персонала под напряжение:
-         расположение токоведущих частей на высоте;
-         сооружение ограждений.
3.     Ремонтопригодность – вывод в ремонт какого либо присоединения или внутреннего элемента не должны по возможности, приводить к потере питания исправных.
4.     Пожаробезопасность – сведение к минимуму вероятности возникновения пожара.
5.     Возможность расширения – возможность подключение к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части.
6.     Простота и надёжность – для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала.
7.     Экономичность – минимальная стоимость при условии выполнения выше перечисленных требований.
Классификация РУ делится по типу исполнения и по типу конструкций.
По типу исполнения:
-               открытые РУ (ОРУ) – оборудование, расположенное на открытом воздухе. Достоинство ОРУ – невысокая стоимость, хорошая обозреваемость, высокая ремонтопригодность. Недостатки – большая занимаемая площадь, нет защиты от воздействия внешней среды;
-               закрытые РУ (ЗРУ) – оборудование, расположенное внутри здания. Достоинство ЗРУ – малая занимаемая площадь, защита от воздействия внешней среды, высокая безопасность. Недостатки – высокая стоимость, плохая обозримость, затруднённость проведения ремонтов.
По типу конструкций:
-               сборные РУ – оборудование РУ собирается на месте сооружения;
-                     комплектные РУ (КРУ) – оборудование РУ собирается в блоки (ячейки) на заводе изготовителе, а на месте сооружения из блоков монтируется РУ. Достоинства КРУ – индустриальность изготовления и монтажа, резкое сокращение сроков монтажа (по сравнению со сборными РУ), высокая безопасность. Недостатки КРУ – относительно высокая стоимость и высокая металлоёмкость.
Выбор типа конструкции определяется условиями площади сооружения и климатическими условиями в районе сооружения.
    продолжение
--PAGE_BREAK--РУ 110кВ выполнено открытыми (ОРУ) по типовой компановке с учётом возможности расширения (габоритах схемы) двойная система сборных шин с обходной). РУ 10кВ выполнено с помощью ячеек
КРУН К-47.
8.    Релейная защита понижающего трансформатора.
Решение  о выборе защиты понижающего трансформатора на подстанции принимается с учётом особенностей её электрической схемы, места в энергосистеме, токов и мощности оборудования, а также вид оперативного тока, применяемого на подстанции.
На трансформаторах номинальной мощностью более 6300кВА устанавливаются следующие виды защит:
-         дифференциальная защита от повреждений в силовом трансформаторе и на его выводах;
-         газовая защита от повреждений внутри бака;
-         максимальная токовая защита (МТЗ) с блокировкой по минимальному напряжению, токовая защита обратной последовательности, дистанционная защита от коротких замыканий во внешней сети.
Вид установленной защиты зависит от мощности силового трансформатора и величины токов короткого замыкания;
-         МТЗ от симметричной перегрузки.
8.1.         Расчёт дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора.
Расчёт дифференциальной токовой защиты выполняется на реле серии ДЗТ-11, рекомендуемого для использования в схемах защиты силовых трансформаторов.
Выбор параметров защиты включает определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора. По этим токам определяются вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициента схемы и коэффициента трансформации трансформаторов тока. Расчёт приведён в табл.8.1
Таблица 8.1
Значение первичных и вторичных токов в плечах защиты.
Наименование величины
Обозначение и метод определения
Числовое значение
110кВ
10кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А
<shape id="_x0000_i1293" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image485.wmz» o:><img width=«112» height=«48» src=«dopb25448.zip» v:shapes="_x0000_i1293">
<shape id="_x0000_i1294" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image487.wmz» o:><img width=«112» height=«44» src=«dopb25449.zip» v:shapes="_x0000_i1294">
<shape id="_x0000_i1295" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image489.wmz» o:><img width=«113» height=«45» src=«dopb25450.zip» v:shapes="_x0000_i1295">
Схема соединения трансформаторов тока
—
Δ
Ỵ
Коэффициент трансформации
—
300/5
1500/5
Первичный ток в плечах защиты, А
<shape id="_x0000_i1296" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image491.wmz» o:><img width=«116» height=«47» src=«dopb25451.zip» v:shapes="_x0000_i1296">
<shape id="_x0000_i1297" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image493.wmz» o:><img width=«117» height=«45» src=«dopb25452.zip» v:shapes="_x0000_i1297">
<shape id="_x0000_i1298" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image495.wmz» o:><img width=«93» height=«41» src=«dopb25453.zip» v:shapes="_x0000_i1298">
В качестве основного плеча защиты принимается сторона высшего номинального напряжения трансформатора – сторона110кВ.
Расчёт ТКЗ приведён в разделе 5 настоящей работы. 
Предварительное определение первичного тока срабатывания защиты выполняется с учётом отстройки от броска тока на намагничивание при включении ненагруженного трансформатора  под напряжение. Для двухобмоточных трансформаторов с расщеплённой обмоткой тормозную обмотку, как правило, рекомендуется присоединять на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток.
<shape id="_x0000_i1299" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image497.wmz» o:><img width=«109» height=«24» src=«dopb25454.zip» v:shapes="_x0000_i1299">;   <shape id="_x0000_i1300" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image499.wmz» o:><img width=«53» height=«24» src=«dopb25455.zip» v:shapes="_x0000_i1300">                                                                 (8.1)
где <shape id="_x0000_i1301" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image501.wmz» o:><img width=«17» height=«24» src=«dopb25367.zip» v:shapes="_x0000_i1301"> — первичный номинальный ток основной стороны
<shape id="_x0000_i1302" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image502.wmz» o:><img width=«192» height=«24» src=«dopb25456.zip» v:shapes="_x0000_i1302">     
Максимальный первичный ток небаланса <shape id="_x0000_i1303" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image504.wmz» o:><img width=«35» height=«25» src=«dopb25457.zip» v:shapes="_x0000_i1303"> в дифференциальной обмотке, используемый для определения числа витков тормозной обмотки БНТ может быть найден по соотношению:
<shape id="_x0000_i1304" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image506.wmz» o:><img width=«187» height=«27» src=«dopb25458.zip» v:shapes="_x0000_i1304">                                                               (8.2)
Определяем числа витков рабочей обмотки БНТ реле для основной стороны 110кВ и для стороны 10кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты. Расчёты сводятся в табл. 8.2
Таблица 8.2
Подсчёт числа витков обмотки БНТ реле для основной и не основной сторон трансформатора.
Наименование величины
Обозначение и метод определения
Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне
<shape id="_x0000_i1305" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image508.wmz» o:><img width=«100» height=«47» src=«dopb25459.zip» v:shapes="_x0000_i1305">
<shape id="_x0000_i1306" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image510.wmz» o:><img width=«125» height=«45» src=«dopb25460.zip» v:shapes="_x0000_i1306">
Число витков обмотки БНТ реле для основной стороны:
-               расчётное
-               предварительно принятое
<shape id="_x0000_i1307" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image512.wmz» o:><img width=«96» height=«49» src=«dopb25461.zip» v:shapes="_x0000_i1307">
<shape id="_x0000_i1308" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image514.wmz» o:><img width=«33» height=«24» src=«dopb25462.zip» v:shapes="_x0000_i1308">
<shape id="_x0000_i1309" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image516.wmz» o:><img width=«77» height=«44» src=«dopb25463.zip» v:shapes="_x0000_i1309">
18
Число витков обмотки ННТ реле для не основной стороны:
-               расчётное
предварительно принятое
<shape id="_x0000_i1310" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image518.wmz» o:><img width=«119» height=«49» src=«dopb25464.zip» v:shapes="_x0000_i1310">
<shape id="_x0000_i1311" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image520.wmz» o:><img width=«21» height=«23» src=«dopb25465.zip» v:shapes="_x0000_i1311">
<shape id="_x0000_i1312" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image522.wmz» o:><img width=«105» height=«44» src=«dopb25466.zip» v:shapes="_x0000_i1312">
14
Принимаются к использованию следующие числа витков: <shape id="_x0000_i1313" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image524.wmz» o:><img width=«64» height=«24» src=«dopb25467.zip» v:shapes="_x0000_i1313"> витков, что соответствует:
<shape id="_x0000_i1314" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image526.wmz» o:><img width=«124» height=«48» src=«dopb25468.zip» v:shapes="_x0000_i1314">                                                                            (8.3)
<shape id="_x0000_i1315" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image528.wmz» o:><img width=«209» height=«44» src=«dopb25469.zip» v:shapes="_x0000_i1315">  
<shape id="_x0000_s1173" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  Определение токов <shape id="_x0000_i1316" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image530.wmz» o:><img width=«41» height=«21» src=«dopb25470.zip» v:shapes="_x0000_i1316"> из приложения I-7
В случае раздельной работы трансформаторов<shape id="_x0000_i1317" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image532.wmz» o:><img width=«153» height=«27» src=«dopb25471.zip» v:shapes="_x0000_i1317">
<shape id="_x0000_s1174" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1175" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  Ток <shape id="_x0000_i1318" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image534.wmz» o:><img width=«56» height=«27» src=«dopb25472.zip» v:shapes="_x0000_i1318"> приведённый к высшему напряжению 110кВ <shape id="_x0000_i1319" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image536.wmz» o:><img width=«93» height=«27» src=«dopb25473.zip» v:shapes="_x0000_i1319">
В случае параллельной работы трансформаторов   <shape id="_x0000_i1320" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image538.wmz» o:><img width=«103» height=«27» src=«dopb25474.zip» v:shapes="_x0000_i1320"> 
Ток <shape id="_x0000_i1321" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image534.wmz» o:><img width=«56» height=«27» src=«dopb25472.zip» v:shapes="_x0000_i1321"> приведённый к высшему напряжению 110кВ
<shape id="_x0000_s1176" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1177" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1322" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image540.wmz» o:><img width=«101» height=«27» src=«dopb25475.zip» v:shapes="_x0000_i1322">
Ток, протекающий через один трансформатор <shape id="_x0000_i1323" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image542.wmz» o:><img width=«93» height=«27» src=«dopb25476.zip» v:shapes="_x0000_i1323">
Для определения <shape id="_x0000_i1324" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image544.wmz» o:><img width=«49» height=«25» src=«dopb25477.zip» v:shapes="_x0000_i1324"> расчётным является наибольшее значение
<shape id="_x0000_s1178" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1325" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image546.wmz» o:><img width=«93» height=«27» src=«dopb25473.zip» v:shapes="_x0000_i1325">
Расчёты сводятся в табл. 8.3
Таблица 8.3
Подсчёт числа витков тормозной обмотки.
Наименование величины
Обозначение и метод определения
Числовое значение
Первичный расчётный ток небаланса с учётом составляющей <shape id="_x0000_i1326" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image547.wmz» o:><img width=«39» height=«24» src=«dopb25478.zip» v:shapes="_x0000_i1326">при КЗ на шинах НН, А
<shape id="_x0000_i1327" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image549.wmz» o:><img width=«207» height=«28» src=«dopb25479.zip» v:shapes="_x0000_i1327">
<shape id="_x0000_s1179" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1180" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1328" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image551.wmz» o:><img width=«243» height=«75» src=«dopb25480.zip» v:shapes="_x0000_i1328">
Число витков тормозной обмотки БНТ реле
-   расчётное
-   принятое
<shape id="_x0000_i1329" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image553.wmz» o:><img width=«184» height=«49» src=«dopb25481.zip» v:shapes="_x0000_i1329">
<shape id="_x0000_i1330" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image555.wmz» o:><img width=«33» height=«25» src=«dopb25482.zip» v:shapes="_x0000_i1330">
<shape id="_x0000_s1181" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1182" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1331" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image557.wmz» o:><img width=«156» height=«44» src=«dopb25483.zip» v:shapes="_x0000_i1331">
8
Проверка чувствительности защиты при КЗ между двумя фазами в минимальном режиме работы системы, когда торможение отсутствует:
<shape id="_x0000_i1332" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image559.wmz» o:><img width=«151» height=«45» src=«dopb25484.zip» v:shapes="_x0000_i1332">                                                                       (8.4)
<shape id="_x0000_s1183" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1333" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image561.wmz» o:><img width=«288» height=«45» src=«dopb25485.zip» v:shapes="_x0000_i1333">
<shape id="_x0000_s1184" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1334" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image563.wmz» o:><img width=«95» height=«48» src=«dopb25486.zip» v:shapes="_x0000_i1334">                                                                                  (8.5)
<shape id="_x0000_s1185" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1335" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image565.wmz» o:><img width=«160» height=«44» src=«dopb25487.zip» v:shapes="_x0000_i1335">                                                 
Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение:
Ток, протекающий со стороны ВН:
<shape id="_x0000_s1186" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1336" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image567.wmz» o:><img width=«211» height=«45» src=«dopb25488.zip» v:shapes="_x0000_i1336">
Ток, протекающий со стороны НН:
<shape id="_x0000_s1187" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1337" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image569.wmz» o:><img width=«227» height=«45» src=«dopb25489.zip» v:shapes="_x0000_i1337">
<shape id="_x0000_i1338" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image571.wmz» o:><img width=«128» height=«49» src=«dopb25490.zip» v:shapes="_x0000_i1338">                                                                                     (8.6)
<shape id="_x0000_s1188" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1189" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1339" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image573.wmz» o:><img width=«160» height=«45» src=«dopb25491.zip» v:shapes="_x0000_i1339">
<shape id="_x0000_s1190" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1340" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image575.wmz» o:><img width=«132» height=«49» src=«dopb25492.zip» v:shapes="_x0000_i1340">                                                                          (8.7)
<shape id="_x0000_s1191" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1341" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image577.wmz» o:><img width=«157» height=«41» src=«dopb25493.zip» v:shapes="_x0000_i1341">
По рабочей обмотке протекает сумма токов с ТА высокой стороны и ТА с низкой стороны:
<shape id="_x0000_s1192" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1342" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image579.wmz» o:><img width=«156» height=«27» src=«dopb25494.zip» v:shapes="_x0000_i1342">                                                                      (8.8)
<shape id="_x0000_i1343" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image581.wmz» o:><img width=«271» height=«25» src=«dopb25495.zip» v:shapes="_x0000_i1343">
<shape id="_x0000_i1344" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image583.wmz» o:><img width=«103» height=«27» src=«dopb25496.zip» v:shapes="_x0000_i1344">                                                                                (8.9)
<shape id="_x0000_s1193" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1345" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image585.wmz» o:><img width=«180» height=«25» src=«dopb25497.zip» v:shapes="_x0000_i1345">
по графику [рис.129]
<shape id="_x0000_s1194" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1346" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image587.wmz» o:><img width=«97» height=«25» src=«dopb25498.zip» v:shapes="_x0000_i1346">
<shape id="_x0000_s1195" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_i1347" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image589.wmz» o:><img width=«129» height=«41» src=«dopb25499.zip» v:shapes="_x0000_i1347">
8.2.   Расчёт МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению выполняется на реле тока типа РТ-40, фильтра-реле напряжения типа РНФ-1М и реле минимального напряжения РН-54.
МТЗ с пуском по минимальному напряжению устанавливается на сторонах высшего и низшего напряжения силового трансформатора. Первичный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока <shape id="_x0000_i1348" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image389.wmz» o:><img width=«28» height=«24» src=«dopb25356.zip» v:shapes="_x0000_i1348"> трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита, по выражению:
<shape id="_x0000_i1349" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image591.wmz» o:><img width=«100» height=«47» src=«dopb25500.zip» v:shapes="_x0000_i1349">                                                                                 (8.10)
где <shape id="_x0000_i1350" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image593.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb25501.zip» v:shapes="_x0000_i1350"> — коэффициент надёжности, учитывающий ошибку в определении токов и необходимый запас, принимаемый <shape id="_x0000_i1351" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image595.wmz» o:><img width=«55» height=«24» src=«dopb25502.zip» v:shapes="_x0000_i1351">
<shape id="_x0000_i1352" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image597.wmz» o:><img width=«17» height=«24» src=«dopb25503.zip» v:shapes="_x0000_i1352"> — коэффициент возврата токового реле <shape id="_x0000_i1353" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image599.wmz» o:><img width=«64» height=«24» src=«dopb25504.zip» v:shapes="_x0000_i1353">.
При установке защиты на стороне силового трансформатора с РПН необходим учёт возможного увеличения номинального тока на 5%.
Реле минимального напряжения включается на трансформаторы напряжения  шин низшего напряжения.
Напряжение срабатывания защиты:
<shape id="_x0000_i1354" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image601.wmz» o:><img width=«100» height=«48» src=«dopb25505.zip» v:shapes="_x0000_i1354">                                                                                 (8.11)
<shape id="_x0000_i1355" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image603.wmz» o:><img width=«156» height=«25» src=«dopb25506.zip» v:shapes="_x0000_i1355">,            <shape id="_x0000_i1356" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image605.wmz» o:><img width=«55» height=«24» src=«dopb25502.zip» v:shapes="_x0000_i1356">        <shape id="_x0000_i1357" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image606.wmz» o:><img width=«60» height=«24» src=«dopb25507.zip» v:shapes="_x0000_i1357">                          (8.12)
<shape id="_x0000_i1358" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image608.wmz» o:><img width=«115» height=«35» src=«dopb25508.zip» v:shapes="_x0000_i1358"> - при выполнении пуска по напряжению с помощью реле минимального напряжения и реле обратной последовательности.
Выдержка времени МТЗ согласуется с временем действия защит отходящих присоединений соответствующей стороны, т.е. МТЗ на НН согласуется с МТЗ присоединений низкой стороны защищаемого трансформатора.
<shape id="_x0000_i1359" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image610.wmz» o:><img width=«83» height=«25» src=«dopb25509.zip» v:shapes="_x0000_i1359">;        <shape id="_x0000_i1360" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image612.wmz» o:><img width=«109» height=«21» src=«dopb25510.zip» v:shapes="_x0000_i1360">;     <shape id="_x0000_i1361" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image614.wmz» o:><img width=«95» height=«24» src=«dopb25511.zip» v:shapes="_x0000_i1361">                            (8.13)
Расчёт МТЗ на стороне высшего напряжения.
<shape id="_x0000_i1362" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image616.wmz» o:><img width=«229» height=«44» src=«dopb25512.zip» v:shapes="_x0000_i1362">                                                       (8.14)
<shape id="_x0000_i1363" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image618.wmz» o:><img width=«252» height=«45» src=«dopb25513.zip» v:shapes="_x0000_i1363">                                                  (8.15)
<shape id="_x0000_i1364" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image620.wmz» o:><img width=«233» height=«49» src=«dopb25514.zip» v:shapes="_x0000_i1364">                                                      (8.16)
Проверка чувствительности защиты на стороне высшего напряжения:
<shape id="_x0000_i1365" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image622.wmz» o:><img width=«76» height=«48» src=«dopb25515.zip» v:shapes="_x0000_i1365">                                                                                      (8.17)
Расчёт МТЗ на стороне низшего напряжения:
<shape id="_x0000_i1366" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image624.wmz» o:><img width=«100» height=«25» src=«dopb25516.zip» v:shapes="_x0000_i1366">
<shape id="_x0000_i1367" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image626.wmz» o:><img width=«279» height=«45» src=«dopb25517.zip» v:shapes="_x0000_i1367">                                             (8.18)
<shape id="_x0000_i1368" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image628.wmz» o:><img width=«277» height=«36» src=«dopb25518.zip» v:shapes="_x0000_i1368">                                             (8.19)
Определение коэффициента чувствительности защиты:
-         <shape id="_x0000_s1196" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1197" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  <shape id="_x0000_s1198" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  на стороне низшего напряжения <shape id="_x0000_i1369" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image630.wmz» o:><img width=«183» height=«48» src=«dopb25519.zip» v:shapes="_x0000_i1369">     (8.20)
-         <shape id="_x0000_s1199" type="#_x0000_t202" o:allowincell=«f» strokecolor=«white»>  на стороне высшего напряжения <shape id="_x0000_i1370" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image632.wmz» o:><img width=«172» height=«48» src=«dopb25520.zip» v:shapes="_x0000_i1370">       (8.21)
               
Определение напряжения срабатывания защиты согласно (8.12)
<shape id="_x0000_i1371" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image634.wmz» o:><img width=«172» height=«44» src=«dopb25521.zip» v:shapes="_x0000_i1371">                                                                  (8.22)
<shape id="_x0000_i1372" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image636.wmz» o:><img width=«220» height=«47» src=«dopb25522.zip» v:shapes="_x0000_i1372">                                                         (8.23)
<shape id="_x0000_i1373" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image638.wmz» o:><img width=«273» height=«48» src=«dopb25523.zip» v:shapes="_x0000_i1373">                                              (8.24)
<shape id="_x0000_i1374" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image640.wmz» o:><img width=«89» height=«25» src=«dopb25524.zip» v:shapes="_x0000_i1374">
Проверка чувствительности защиты показала, что МТЗ удовлетворяет требования, предъявляемые к чувствительности защиты и может применяться в качестве резервной защиты трансформатора.
8.3.            Расчёт МТЗ от перегрузки.
Защита от перегрузки устанавливается на питающей стороне трансформатора.
Ток срабатывания защиты на НН:
<shape id="_x0000_i1375" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image642.wmz» o:><img width=«101» height=«47» src=«dopb25525.zip» v:shapes="_x0000_i1375">     <shape id="_x0000_i1376" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image644.wmz» o:><img width=«61» height=«24» src=«dopb25526.zip» v:shapes="_x0000_i1376">       <shape id="_x0000_i1377" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image646.wmz» o:><img width=«64» height=«24» src=«dopb25504.zip» v:shapes="_x0000_i1377">                                            (8.25)
<shape id="_x0000_i1378" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image647.wmz» o:><img width=«176» height=«44» src=«dopb25527.zip» v:shapes="_x0000_i1378">
<shape id="_x0000_i1379" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image649.wmz» o:><img width=«103» height=«43» src=«dopb25528.zip» v:shapes="_x0000_i1379">     <shape id="_x0000_i1380" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image651.wmz» o:><img width=«45» height=«24» src=«dopb25529.zip» v:shapes="_x0000_i1380">                                                                  (8.26)
<shape id="_x0000_i1381" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image653.wmz» o:><img width=«153» height=«41» src=«dopb25530.zip» v:shapes="_x0000_i1381">
Время действия защиты от перегрузки выбирается больше, чем время действия всех присоединений.
9.                БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.
9.1.         Краткое описание проектируемого объекта.
В данном проекте проектируется трансформаторная подстанция 110/10кВ. На подстанции установлены масляные выключатели на стороне 110кВ наружной установки. Оборудование  10кВ находится в шкафах КРУН.
9.2.         Вредные и опасные факторы.
Электромагнитные поля. В ОРУ и вблизи линий электропередачи, особенно 110 кВ и выше, токоведущими частями создается переменное электромагнитное поле. Оно характеризуется в основном напряженностью электрической составляющей поля Е, В/м, которая в РУ напряжением 10 кВ на высоте роста человека может достигнуть достаточно больших значений. Напряженность магнитной составляющей поля незначительна — 10-20 А/м, поэтому ее влиянием пренебрегают.
Электрическое поле неблагоприятно влияет на центральную нервную систему человека, вызывает учащенное сердцебиение, повышенное кровяное давление и температуру тела. Работоспособность человека падает. Он быстро утомляется. Воздействие на человека электрического поля зависит от его напряженности и длительности пребывания в зоне влияния.
Нормы для электрической напряженности (без применения защитных средств), согласно ГОСТ 12.1.00б-84[б] приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1
Допустимые времена пребывания в электромагнитном поле
Напряженность поля Е, кВ/м
5
10
15
20
25
Допустимое время пребывания в электрическом поле
8ч
3ч
1,5ч
10мин
5мин
В электроустановках 330 кВ и выше применяют сетчатые экраны, навешивают экранирующие козырьки и тросы, которые надежно заземляют. Козырьки устанавливают под шкафами аппаратуры управления, щитками и сборками. Навесы устанавливают над проходами и участками ОРУ, с которых осматривается оборудование. Также используют временные передвижные экраны.
Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные костюмы из металлизированной ткани, снабженные гибким проводом для заземления. Этот костюм полностью экранирует тело человека и исключает протекание по нему емкостного тока.
Шум и вибрация.
В результате гигиенических исследований установлено, что шум и вибрация ухудшают условия труда, оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечно-сосудистой и нервной систем.
Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека, они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно сосудистой систем, а также опорпо-двигательного аппарата. Эти заболевания сопровождаются головными болями, головокружением, повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, успешное лечение которой возможно только на ранней стадии ее развития.
Эффект воздействия вибраций на человека зависит от их характеристик (амплитуда, частота, период). Общие воздействия связаны с резонансными колебаниями отдельных частей тела и внутренних органов. Например, резонансная частота отдельных частей тела и внутренних органов (желудок, органы брюшной полости) равна 7-8 Гц, резонансная частота глазного яблока — 80 Гц. Колебания с указанными частотами на рабочих местах весьма опасны, так как могут вызвать разрывы и повреждения органов человека.
    продолжение
--PAGE_BREAK--При вибрациях малой частоты и переменного периода, которые ощущаются как тряска или толчки, могут возникать опасные перемещения тела, ушибы. Выполнение рабочих движений затруднено. Плавные низкочастотные колебания ощущаются как качка. Укачивание («морская болезнь») возникает, как правило, при повышенной чувствительности рецепторов вестибулярного аппарата и внутренних органов.
Нормативным документом для нормирования шума является ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ  указанные в табл. 9.2.
Таблица 9.2
Допустимые уровни звукового давления и уровни звука.
Уровень звукового давления [дБ]
 Октавы со среднегеометрическими частотами [Гц]
63
125
250
500
1000
2000
4000
8000
99
92
86
83
80
78
76
74
Уровень звука, дБА
не более 85
Согласно ГОСТ 12.4.012-75 установлены предельно допустимые параметры вибрации, указанные в табл. 9.3.
Таблица 9.3
Частота колебаний, Гц
Амплитуда наибольших перемещений при колебаниях, мм
Скорость колебательных движений, мм/с
2
1,28
11,5
4
0,28
5
8
0,056
2
16
0,028
2
31,5
0,014
2
63
0,0072
2
Строительные нормы и правила СНиП 11-12-77 предусматривают защиту от шума строительно-аккустическими методами:
    а) звукоизоляция ограждающих   конструкций,
    б)   установка   в   помещениях звукопоглощающих  конструкций,
    в)  применение  глушителей аэродинамического шума,
    г) правильная планировка и застройка территорий городов.
А также одним из основных методов уменьшения шума на производственных объектах является снижение шума в самих его источниках.
Методами снижения вибрации являются:
    а) снижение вибрации в источнике ее возникновения,
    б) конструктивные методы (виброгашение, виброденфирование  — подбор определенных  видов  материалов, виброизоляция),
    в) организационные меры,
    г) организация режима труда и отдыха,
    д) использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей).
Освещение.
Из общего объема информации человек получает через зрительный канал около 80%. Качество поступающей информации во многом зависит от освещения: неудовлетворительно количественно или качественно оно не только утомляет зрение, но и вызывает утомление организма в целом. Нерациональное освещение может явиться причиной травматизма. Неправильная эксплуатация может привести к взрыву, пожару и несчастным случаям. При неудовлетворительном освещении, кроме того, снижается производительность и увеличивается брак продукции. Используется три вида освещения — естественное, искусственное и совмещенное.
Для оценки условий освещения пользуются понятием освещённости Е, измеряемой в люксах (лк.).
ОРУ подстанции освещается естественным светом, КРУН – боковым односторонним.
Оценка количественной характеристики естественного освещения выражается через КЕО в процентах. КЕО – отношение естественной освещённости, создаваемой светом, к значению одновременно наружной горизонтальной освещённости, создаваемой светом полного открытого небосвода, %:
<shape id="_x0000_i1382" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image655.wmz» o:><img width=«85» height=«47» src=«dopb25531.zip» v:shapes="_x0000_i1382">                                                                                    (9.1)
Факторы, учитываемые при нормировании искусственного освещения:
1.          Характеристика зрительной работы;
2.          Минимальный размер объекта различения с фоном;
3.          Разряд зрительной работы;
4.          Контраст объекта с фоном;
5.          Светлость фона (характеристика фона);
6.          Система освещения;
7.          Тип источника света.
Кроме освещенности следует учитывать такие параметры света как:
1.          направление светового потока;
2.          отсутствие резкой границы в яркости рабочих поверхностей и окружающего поля зрения;
3.           отсутствие слепящего действия источника света;
4.          равномерность и постоянство освещения в зоне обзора и в поле зрения;
5.           благоприятный спектр света, близкий к дневному;
Если по технико-экономическим причинам нельзя обеспечить оптимум, то освещение должно быть не менее предельно-допустимого.
Для работы в тёмное время суток на ОРУ и в КРУН применяется искусственное освещение. Искусственное освещение подразделяется на рабочее и аварийное освещение.
Рабочее освещение – освещение, необходимое для осуществления трудового процесса.
Аварийное освещение – освещение для продолжения работы при отключении рабочего освещения.
Рабочее освещение ОРУ 110кВ выполняется прожекторами, установленными на осветительных мачтах. Освещение КРУН предусмотрено светильниками с газоразрядными лампами.
Нормы освещённостей для искусственного освещения рассматриваются в СНиП-II-4-79.
Питание источников аварийного освещения осуществляется от независимых источников питания. Для аварийного освещения применяются светильники с лампами накаливания.
Электробезопасность.
Основная опасность при обслуживании РУ подстанции является опасность поражения электрическим током. Источником опасности является открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией, которая может оказаться по каким либо причинам нарушенной. Воздействие тока на организм человека можно разделить на биологическое, термическое, электрическое. Оно вызывает различные нарушения в организме, вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражение организма.
Существует  два  вида  поражения  электрическим  током: электрический удар и местные электрические травмы. К травмам относятся ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи и электрофтальмия.   При  электрическом  ударе  воздействию  тока подвергается нервная система, что может привести к остановке сердечной и дыхательных мышц. Интенсивность воздействия тока на организм определяется   множеством   факторов,   например   длительностью прохождения тока, путём прохождения тока через тело, родом тока, индивидуальными особенностями человека.
Пороговые значения тока;
1) пороговый ощущаемый ток 5-7 мА/50Гц
2) пороговый не отпускающий ток 10-15 мА/50Гц
3) пороговый фибриляционный ток 70-100 мА/50Гц
Основное условие обеспечения безопасности обслуживающего персонала — это исключение возможного прикосновения к токоведущим частям. Для этого необходимо ограждать все токоведущие элементы установок и использовать защитные средства, которые делятся на основные и дополнительные.
Основные защитные средства — средства, которые выдерживают рабочее напряжение и позволяют производить работы непосредственно на токоведущих частях.
Дополнительные защитные средства — средства, которые не позволяют производить работы на токоведущих частях.
В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства, назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.
На площадке РУ вдоль рядов оборудования, подлежащего заземлению, укладываются проводники в землю на глубине 0,7 м. Предусматриваем также проводники в поперечном направлении. Таким образом, образуется сетка с квадратными или прямоугольными ячейками. Сетку дополняют некоторым числом вертикальных проводников.
9.3.         Меры безопасности при обслуживании.
Оперативное обслуживание электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования, контроль и учёт электроэнергии, оперативные переключения. Обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно-ремонтным персоналом. Обязанности, закреплённые за персоналом данной электроустановки, определяются местными инструкциями,  в которых изложены конкретные меры по электробезопасности и пожаробезопасности применительно к эксплуатационному персоналу.
При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000В старший в смене или дежурный должны иметь квалификационную группу по ТБ не ниже IV, а в ЭУ до 1000В – не ниже III.
Осмотр электрооборудования, находящегося под напряжением, сопряжён с опасностью поражения элекрическим током, которая возникает при случайном прикосновении к токоведущим частям или приближении к ним на расстояние, когда возможно перекрытие воздушного промежутка и поражение через электрическую дугу. Во избежании поражения электрическим током во время осмотра действующих ЭУ, необходимо соблюдать следующие меры безопасности. При осмотре ЭУ напряжением выше 1000В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры РУ. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером.
При обнаружении во время осмотра случайного замыкания токоведущих частей на землю, запрещается до отключения повреждённого участка приближаться к месту замыкания менее 8м на ОРУ и 4м в ЗРУ во избежании поражения шаговым напряжением. Если необходимо приближение к месту КЗ, то следует применять средства защиты (диэлектрические  боты, калоши). В ЭУ до 1000В во время осмотра электрооборудования запрещается выполнять какие либо работы на этом оборудовании, за исключением работы, связанные с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и приближаться к ним на опасные расстояния.
Смена сгоревших плавких вставок предохранителя должна выполняться при снятом напряжении. Смену плавких вставок закрытых предохранителей допускается производить под напряжением, но при отключенной нагрузке. Эта работа выполняется с применением индивидуальных средств защиты от электрополражения.
Оперативные переключения в РУ подстанции производится дежурным или оперативным ремонтным персоналом по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала, в соответствии с установленным на предприятии режима работы.
В РУ выше 1000В сложные оперативные переключения, производимые более чем на одно присоединение, должны выполняться двумя лицами, Одному лицу из числа дежурного или оперативного персонала разрешается выполнять переключения только в ЭУ, оборудованных блокировками разъединителей, не допускающие их отключение под нагрузкой.
Техническими мероприятиями по обеспечению безопасности работ в ЭУ являются:
1.          Отключение ремонтируемого электрооборудования и принятия мер против его ошибочного включения.
2.          Установка временных ограждений не отключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов.
3.          Присоединение переносного заземления.
4.          Ограждение рабочего места и вывешивание на них разрешающего плаката.
При работе вблизи токоведущих частей находящихся под напряжением, необходимо обеспечить соответствующее расположение работающих по отношению к токоведущим частям, соблюдая минимальные расстояния до них. Недопустима работа в согнутом положении, если при выпрямлении, расстояние от любой точки тела до токоведущих частей будет менее допустимого. В помещениях, особо опасных в отношении поражения электрическим током людей, запрещены все виды работ.
Оценка опасных и вредных факторов, воздействующих на персонал обслуживающий подстанцию 10 кВ, и меры по предотвращению этих факторов.
При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:
1.     поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
2.     поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;
3.     влияние электромагнитного поля на организм;
4.     поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
5.     поражение обслуживающею персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
6.     возможность падения персонала с высоты;
7.     возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;
8.     др. факторы.
Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:
1.     персонал  должен  действовать  согласно  ПТБ  при  работе  в электроустановках;
2.     должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;
3.     при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, съёмные экраны при ремонтных работах.
4.     установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;
5.     соблюдение расстояний до токоведущих частей;
6.     выполнение организационно технических мероприятий для безопасного проведения работ.
9.4.            Пожаробезопасность.
Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб.
Опасными факторами пожара для человека являются открытый огонь и искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода в воздухе, обрушения и повреждений зданий, сооружений, установок, а также взрывы.
Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов.              Горючей   является   изоляция   обмоток   электрических   машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств. Наибольшую опасность представляют маслонаполненные аппараты — трансформаторы, баковые выключатели, кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом.
При работе на подстанции возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:
-   короткие замыкания;
-   перегрузки;
-   повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;
-   перенапряжение;
-   возникновение токов утечки;
-   неаккуратное обращение с огнём;
-   неправильное проведение сварочных работ.
При возникновении аварийных ситуации происходит резкое выделение тепловой энергии, которая может явиться причиной возникновения пожара. На долю пожаров, возникающих в электроустановках приходится 20%.
Таблица 9.4
Статистические данные о пожарах
Основные причины
%
Короткое замыкание
43
Перегрузки проводов/кабелей
13
Образование переходных   сопротивлений
5
Режим короткого замыкания — появление электрического искрения, частиц расплавленного металла, электродуги, открытого огня, воспламенившейся изоляции в результате резкого возрастания силы тока.
Причины возникновения короткого замыкания:
-              ошибки при проектировании;
-              старение изоляции;
-              увлажнение изоляции;
    продолжение
--PAGE_BREAK--