Принципы проектирования электроэнергетической системы и сети

Тип работы:
Курс лекций
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

лекция 1−2

Принципы проектирования ЭЭС и С

Эволюция традиционных методов проектирования (кустарный, чертежный) позволили сформировать последовательность этапов так называемого инженерного и архитектурного проектирования. За различной и несколько условной терминологией, принятой в этих двух областях деятельности, проглядывается

Оценка осуществимости. Отыскание комплекса поддающихся осуществлению концепций

1. Зарождение идеи

2. Возможность осуществления

3. Эскизное предложение

Эскизное проектирование. Отбор и разработка оптимальной концепции. Принципиальное решение планировок

Рабочее конструирование. Инженерное описание конструкций. Рабочее проектирование

Планирование. Оценка и изменение концепции в соответствии с требованиями производства, сбыта, эксплуатации и ликвидации использованного изделия. Производственная информация. Спецификация материалов. Сбор заявок на подряды. Организация строительства. Строительные работы. Завершение работ. Обратная связь.

Наблюдается явное сходство методик. В обоих случаях начинается (этап 1) с восприятия информации. На ее основе быстро выстраивается некоторый комплекс альтернативных решений изделия в целом. На этапе 2 нужно отобрать одно из этих решений для дальнейшей разработки. Когда эта конструкция продумана настолько, что удовлетворяет главного конструктора, начинается рабочее конструирование, во время которого работу параллельно ведет много людей (этапы 3 и 4). Чтобы определить сильные и слабые стороны традиционных методов, попытаемся ответить на четыре принципиальных вопроса:

1. Как решаются сложные задачи при традиционном проектировании?

Из наблюдений о характере творческого мышления можно сделать вывод, что основной метод решения сложных задач заключается в их преобразовании в более простые, и сложность создания проекта преодолевается путем выбора временного решения в качестве средства для оперативного исследования как ситуации, которой должен удовлетворять проект, так и взаимосвязей и зависимостей между составными частями конструкций.

2. В каком отношении современные задачи проектирования сложнее традиционных?

Одним из явных признаков того, что нам нужны более современные методы проектирования и планирования, являются крупные неразрешенные проблемы, возникшие в связи с применением искусственно созданных предметов. Эти недостатки нельзя считать ошибкой природы или «бичом божьим «и пассивно мириться с ними, напротив, их можно рассматривать как результат человеческого неумения предвидеть ситуации, которые возникают в результате появления проектируемого человеком изделий. В современных условиях проектирования проектировщики сталкиваются с рядом дополнительных осложнений, которые не встречались им.

Внешние осложнения

Перенос технических решений, т. е. планомерный поиск в отдаленных отраслях технологий, таких как изобретения и разработки, которые позволяют решать данную задачу проектирования.

Возможность возникновения побочных эффектов при использовании нового разрабатываемого изделия, которую необходимо прогнозировать на ранней стадии проектирования, когда еще можно изменить конструкцию изделия и организацию системы.

Применение единых стандартов для обеспечения совместимости изделий взаимодействующих систем.

Чувствительность к совпадениям, часто возникающая в тех случаях, когда один и тот же человек использует изделия, принадлежащие двум различным системам. Невозможность устранения крупных несоответствий между изделиями без реорганизации всей системы отношений и коренного преобразования изделий, которое позволяло бы перераспределять функции.

Внутренние осложнения

Постоянный рост капиталовложений, необходимых для получения существенного экономического эффекта от новой конструкции. Трудность приложения сведений, заимствованных из посторонних источников, к имеющейся задаче проектирования без нарушения внутреннего равновесия между частями конструкций, которые удалось добиться на предыдущей стадии проектирования. Крайняя сложность определения рациональной последовательности принятия решений, когда поток новых потребностей, новых технологических процессов и новых идей непрерывно изменяет систему отношений между параметрами решения.

3. Какие межличностные барьеры мешают решению современных задач проектирования?

Коллективное проектирование

Существует множество сложных объектов — автомобили, больницы или ракетные системы, при проектировании которых принципиальные решения принимаются коллективно и не могут быть приняты единолично.

Межличностные трудности проектирования можно преодолеть, если найти способ объединения усилий бригады проектировщиков, и эти трудности сильно возрастают, если необходимое изменение проекта идет вразрез с интересами тех, кто признан сотрудничать в этом деле. Для преодоления этих трудностей каждому члену группы нужно выделить роль, соответствующую его компетентности в каждом из рассматриваемых вопросов. Но как это сделать, если никто из присутствующих не может судить о знаниях других членов группы или о том, насколько эти знания существенны или несущественны для принятия правильного решения. И это не единственное затруднение, которое возникает, когда бригада проектировщиков, состоящая из представителей различных профессий с различными интересами, ищет решение задачи на уровне системы, причем задача не может быть решена без преобразования и упрощения существующих зависимостей между переменными, а для этого пришлось бы отказаться от существенных конструктивных решений и создать новые комплексы изделий, лучше увязанных друг с другом.

Рассмотрим межпрофессиональные и межличностные препятствия, возникающие при необходимости проведения проектных работ одновременно на уровне систем и на уровне изделий. Информация, полезная для варианта, А проекта Информация, которой располагает бригада проектировщиков Информация, полезная для варианта С проекта Информация, полезная для варианта В проекта. Информационность проекта различными группами проектировщиков

Заказчики

Заказчики, финансирующих разработку новой системы, чаще всего имеют слишком узко направленную материальную заинтересованность и обладают недостаточным влиянием на других операторов системы, с которыми приходится сотрудничать, и проектировщики получают краткое техническое задание, отражающие интересы заказчика на данный момент. В ответ проектировщиками могут быть выдвинуты встречные предложения, по мнению проектировщиков улучшающие или повышающие эксплутационные характеристики, обрисованы принципиально новые виды изделий, необходимые для осуществления этих идей.

лекция 3−4.

Электрооборудование электрических сетей и области его применения

электрические коммутационные аппараты

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

— надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

— быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;

— пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

— возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;

— легкость ревизии и осмотра контактов;

— взрыво- и пожаробезопасность;

— удобство транспортировки и эксплуатации.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

напряжению Uном > Uсет. ном;

длительному току Iном > Iнорм. расч;

Проверку выключателей следует производить на симметричный ток отключения Iоткл. ном > Iп. ?., Iп.? — периодическая составляющая тока.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

iа. ном = v2•?норм•Iоткл. ном / 100? iа. ?,

где iа. ном — номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ?; ?норм — нормированное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе,% (рис. 4. 33 Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций); iа.? — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов;? — наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов

? = tз min + tс. в,

где tз min= 0,01 с — минимальное время действия релейной защиты; tс. в. — собственное время отключения выключателя.

Если условие Iп.? ? Iоткл. ном соблюдается, а iа.? > iа. ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

v2•Iоткл. ном (1+?норм / 100)? v2•Iп. ?+ iа. ?.

По включающей способности проверка производится по условию

iвкл? iуд; Iвкл? Iп0,

где iвкл — наибольший пик тока включения; iуд — ударный ток КЗ в цепи выключателя; Iвкл — номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); Iп0 — начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя. Заводами-изготовителями соблюдается условие iвкл = 1,8•v2•Iвкл, где kуд = 1,8 — ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы kуд может быть более 1,8.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

iпр. скв? iуд; Iпр. скв? Iп0,

где iпр. скв — наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; Iпр. скв — действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ (по каталогу).

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

I?тер tтер? Вк,

где Iтер — ток термической стойкости по каталогу; tтер — длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с; Вк — тепловой импульс тока КЗ по расчету. Если tоткл? tтер, то условие проверки:

I?тер tоткл? Вк.

В курсовом проекте следует отдавать предпочтение вакуумным выключателям для напряжений до 35 кВ, а для напряжений 110 кВ и выше — элегазовым выключателям

Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединители по числу полюсов могут быть одно — и трехполюсными, по роду установки — для внутренней и наружной устновки, по конструкции — рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типов. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.

Выбор разъединителей и отделителей производится:

по напряжению установки Uном > Uсет. ном;

длительному току Iном > Iнорм. расч;

по конструкции, роду установки; по электродинамической стойкости

iпр. скв? iуд; Iпр. скв? Iп0;

по термической стойкости

I?тер tтер? Вк.

лекция 5−6

Электрооборудование электрических сетей и области его применения

измерительные трансформаторы тока и напряжения

Трансформаторы тока выбираются:

по напряжению установки Uном > Uсет. ном;

длительному току Iном > Iнорм. расч;

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:

где — ударный ток к. з. по расчету; - кратность электродинамической стойкости по каталогу; ном — номинальный первичный ток трансформатора тока.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

по термической стойкости

где — тепловой импульс по расчету; - кратность термической стойкости по каталогу; - время термической стойкости по каталогу;

по вторичной нагрузке

где — вторичная нагрузка трансформатора тока; - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтомуВторичная нагрузка состоит из сопротивления

приборов" соединительных проводови переходного сопротивления контактов

Сопротивление приборовопределяется по выражению

где — мощность, потребляемая приборами; - вторичный

поминальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие

откуда

Зная, можно определить сечение соединительных проводов

где — удельное сопротивление материала провода. Провода с медными жилами= 0,0175) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (=0,0283); - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (рис. 4−98).

Длину соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:

Линии 6−10 кВ к потребителям 4−6

Все цепи РУ:

35 кВ 60−75

110 кВ 75−100

220 кВ100−150

330−500 кВ150−175

Синхронные компенсаторы 25−40

В качестве соединительных проводов применяются многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке.

По условию прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм² для алюминиевых жил и 1,5 мм² для медных жил. Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

В курсовом проекте следует предусматривать современные трансформаторы тока с отдельными обмотками для коммерческого учета электроэнергии и устанавливать их только в тех местах, где предполагается организация этого учета.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются: по напряжению установки

по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке

где — номинальная мощность в выбранном классе точности; при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора; - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В — А.

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5% при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил.

По условию прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм² для алюминиевых жил и 1,5 мм² для медных жил. Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

В курсовом проекте следует выбирать антирезонансные трансформаторы напряжения.

лекции 7−9

Комплектные распределительные устройства

трансформаторы комплектных подстанций

На подстанциях следует устанавливать трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (с устройствами РПН). Как правило, при наличии потребителей 1 и 2 категории надежности электроснабжения устанавливаются два трансформатора. Большее количество трансформаторов (одного напряжения) на подстанциях в отечественной проектной практике не применяют.

При выборе мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций следует исходить из их допустимой правилами технической эксплуатации перегрузочной способности: масляный трансформатор способен в течение двух часов нести перегрузку 30%. Тогда формула для выбора номинальной мощности каждого из трансформаторов, устанавливаемых на двухтрансформаторной подстанции, следующая

.

Необходимо иметь ввиду, что отраслевые требования могут более жесткими: так, например, для подстанций предприятий нефтехимического комплекса может быть задано, что трансформатор в аварийных режимах должен работать с нагрузкой, не превышающей его номинальную мощность.

Трехобмоточные трансформаторы используются для связи сети среднего напряжения 35 кВ с сетью более высокого напряжении 110 — 220 кВ. Обмотка низшего напряжения выполняется на 6 — 10 кВ.

Автотрансформаторы используются для связи электрических сетей, когда на средней стороне автотрансформатора напряжение не ниже 110 кВ. Следует иметь ввиду, что трансформаторная обмотка автотрансформатора выполняется на мощность меньшую, чем его номинальная мощность: она может составлять 50%, 40%, 25%.

Такое избирательное применение трансформаторов и автотрансформаторов связано с режимом заземления нейтралей в электрических сетях. Сети напряжением 35 кВ работают с изолированной нейтралью, а нейтраль у автотрансформаторов обязательно заземляется, что и обусловливает вследствие электрической связи между обмотками среднего и высшего напряжения их применение для связи вышеуказанных напряжений.

Со стороны выводов низшего напряжения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов могут устанавливаться линейные регуляторы. По принципу работу — это трансформатор, номинальный коэффициент трансформации которого равен 1. Поскольку в автотрансформаторах устройство РПН устанавливается со стороны обмотки среднего напряжения, то для выдерживания необходимого напряжения с его низшей стороны можно использовать дополнительный регулировочный аппарат — линейный регулятор.

комплектные блочные трансформаторные подстанции напряжением 35 — 220 кВ

Комплектные трансформаторные подстанции блочные (КТПБ) выпускаются на напряжение 35 — 220 кВ. Они могут стационарными или передвижными на салазках. Последние выпускаются для нефте — и газодобывающих отраслей, стройиндустрии, горнодобывающей промышленности. Конструкция подстанций предусматривает установку высоковольтного электрооборудования без железобетонных элементов. Трансформаторы устанавливаются мощностью от 1 до 125 МВА. Распределительные устройств (РУ) выполняются открытыми (ОРУ).

В состав КТПБ входят: силовые трансформаторы; линейные регулировочные трансформаторы (устанавливаются при необходимости независимого регулирования напряжения на стороне НН, так как РПН силового трансформатора регулирует напряжение на стороне СН); ОРУ; КРУН 6−10 кВ; жесткая и гибкая ошиновка; кабельные конструкции; общеподстанционное устройство (ОПУ); осветительные устройства; фундамент; молниезащита и заземление; ограда. ОРУ на все напряжения выполняется из унифицированных транспортабельных блоков, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированным на нем высоковольтным оборудованием. РУНН выполняется либо как КРУН, либо в модульных зданиях с КРУ внутренней установки. В ОПУ устанавливаются релейные шкафы. В настоящее время освоен выпуск РУ-35 кВ с комплектными распределительными устройствами.

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для работы в РУ сетей трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройства РЗ и автоматики, измерительные приборы и т. п.

В зависимости от конструктивного исполнения все КРУ можно разбить на следующие группы:

— стационарного исполнения;

— выкатного исполнения;

— моноблоки, заполненные элегазом.

В КРУ стационарного исполнения коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения (ТН) и трансформаторы собственных нужд (ТСН) небольшой мощности устанавливаются в камерах неподвижно. Однако необходимо отметить, что появились современные камеры (например «Аврора»), которые позволяют выкатывать выключатели (вакуумные, элегазовые) на специальные тележки, что делает их в этом отношении сравнимыми с КРУ выкатного исполнения.

В КРУ выкатного исполнения вышеперечисленное оборудование устанавливается на выкатных тележках.

Моноблок представляет собой компактное распределительное устройство на 3 — 5 присоединений, заполненное элегазом, предназначенное для небольших распределительных пунктов и РУВН трансформаторных подстанций 6 — 20 кВ.

КРУ выпускаются для внутренней (внутри здания, в том числе модульного) и наружной установки.

Для каждой серии КРУ заводом-изготовителем предлагается сетка первичных соединений камер (схемы электрических соединений главных цепей). Помимо этого, предлагаются типовые схемы цепей релейной защиты и автоматики. Без указания номера схемы вторичных цепей в опросном листе завод-изготовитель не сможет скомплектовать отсек релейной защиты в ячейке КРУ. Ниже будут приведены примеры сетки первичных соединений КРУ.

По новым правилам в КРУ должна предусматриваться защита (ДЗ) от дуговых замыканий. Существуют два наиболее распространенных типа ДЗ: фототиристорная и клапанная. Принцип действия первой основан на контроле светового потока, появляющегося в момент возникновения дуги, с помощью фототиристоров. При этом чувствительный спектр фототиристоров не совпадает со спектром естественного или искусственного освещения, что исключает ложное срабатывание защиты. Размещение фотоэлементов в разных отсеках камер позволяет избирательно выявлять место повреждения и правильно организовать действие РЗ. В последнее время фототиристоры заменяют более надежными волоконно-оптическими кабелями, что позволило повысить надежность действия ДЗ (камеры КСО «Аврора»).

Клапанная защита (на чертежах РЗ называется газовой защитой) реагирует на увеличение давления внутри объема ячейки, возникающего при горении дуги, что приводит к срабатыванию выхлопного клапана. Недостаток: низкая чувствительность.

Также во многих КРУ устанавливаются специальные камеры дуговой защиты по концам секций сборных шин, служащие для выявления дуговых замыканий на шинах и быстрейшого их отключения.

Камеры всех серий снабжены блокировками, исключающими ошибочные действия обслуживающего персонала с коммутационными аппаратами, что создает безопасные условия эксплуатации камер.

кру стационарного исполнения внутренней установки напряжением 10 (6) кв

Данные КРУ применяются на подстанциях с простыми схемами первичных соединений при небольшом числе присоединений. Они отличаются простотой конструкции, имеют меньшую глубину шкафа, низкие стоимость и металлоемкость по сравнению с КРУ выкатного исполнения. Обычно КРУ стационарного исполнения называют КСО — камерами сборными одностороннего обслуживания.

Принципиально из камер КСО можно скомплектовать РУ на любое число присоединений, но при этом возрастают токи вводов и сборных шин, что приведет к изменению размеров камер КСО. Также в связи с максимально возможным уменьшением габаритов камер последние рассчитаны на ток электродинамической стойкости не более 51 кА, что соответствует применению выключателей на ток отключения 20 кА.

Промышленностью выпускаются следующие КСО:

— КСО серии 300 с выключателями нагрузки: КСО-366; КСО-366М; КСО-386; КСО-392; КСО-399; КСО-301; КСО-302; КСО-3СЭЩ и др;

— КСО серии 200 с высоковольтными выключателями: КСО-285; КСО-292; КСО2−10; КСО-298; КСО-2000; КСО-2001; КСО-2СЭЩ;; КСО-202; КСО-6(10) — Э1 «Аврора» и др;

— серии КРУ/TEL.

В камерах стационарного исполнения сборные шины располагаются, как правило, открыто в верхней части камеры. Для обеспечения безопасности обслуживания в КСО серии 300 предусмотрены инвентарные перегородки, которые используются для ограждения пространств сборных шин на время производства работ внутри камер. В КСО серии 200 камера разделяется на отсеки: сборных шин, выключателя, линейного (кабельного), релейной защиты, сигнализации и управления.

Принципиально новые конструктивные решения имеют камеры модульного исполнения серии КРУ/TEL на токи 400 А и 630 А, где в одной камере устанавливается и соединяется между собой несколько модулей. Камеры имеют небольшие габаритные размеры, медные изолированные сборные шины.

В табл.4.1. и 4.2. приведены технические данные по КСО серий 300 и 200.

Таблица 4.1. Технические характеристики камер КСО серии 300

Параметр

КСО-366

КСО-366М

КСО-386

КСО-399

КСО-3 СЭЩ

Производ-ль

ЗАО «ПОИЗНУ»

ALSTOM СЭВ3

ЗАО «ПОИЗНУ»

КЭМОНТ

СЭЩ

Назначение

Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения

Номин. нап-ряжение, кВ

6,0; 10 кВ

Номинальный ток главных цепей, А

400; 630

400; 630

400; 630

200; 400; 630

630

Номинальный ток ВН при

0,7, А

400

400; 630

630

Номин. ток откл/вкл нагрузки, А

400

400; 630

400; 630

400; 630

630

Номин. ток камер с предохранит., А

20; 31,5; 50; 80; 100

16; 20; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 160(6 кВ)

20; 31,5; 50; 80; 100

20; 32; 40; 50; 80; 100; 160

Ток термич. стойкости, кА

10

20

16

10

20

Время протекания тока терм. ст-сти, с

4

1

1

4

1

Ток электродин. стойкости, кА

41

51

41

41

51

Тип выключа — теля нагрузки

ВНРп, ВН, ВНА

ВН

ВНПпМ1;

ВНПзМ1

ВНА-10;

3SJ2161

Тип разъединит.

РВ; РВЗ

Р; РВ; РВЗ

РВ; РВЗ

(SIEMENS)

Тип предохранит.

ПКТ

ПКТ; ПКН; ПКЭ

ПКТ; ПКН

ПКТ; ПКН

Тип тр-тора тока

ТОЛ

ТЛК

ТОЛ

ТОЛ

Тип транс-форматора

напряжения

НОМ; НАМИ

НАМИ; НОМ;

ЗНОЛ

3хЗНОЛ; НОЭЛ; НОЛ. 08

НОМ;

НАМИ

Тип разрядника

РВО

РВО

РВО

РВО

Тип ОПН

----

ОПНР

----

----

Габаритные размеры (ширинах

глубинах

высота), мм

500−1000×1000×2080

1000×1000х

х 2080

500−800х

х 800×1900-

-2550

----

600×800 х

Х2086

Таблица 4.2. Технические характеристики камер КСО серии 200

Параметр

КСО-292

КСО-298

КСО-2001

КРУ/TEL

КСО-6(10) — Э1

1

2

3

4

5

6

Производитель

«Электрощит», Москва

Таврида Электрик

ПО «Элтехника»

Назначение

Для приема и распределения электроэнергии на объектах электроснабжения

Номин. нап-ряжение, кВ

6,0; 10 кВ

Номин. ток сборных

щин, А

630; 1000;

1600

630; 1000

630; 1000

630

630; 1000

Номинальный ток главных цепей, А

400; 630; 1000;

1600

400; 630;

1000

400; 630;

1000

200; 400; 630

400; 630;

1000

Номинальный ток выключателя, А

400; 630;

1000

400; 630;

1000

400; 630;

1000

630

400; 630;

1000

Номинальный ток отключения выключателя, кА

20

20

12,5; 20

20

12,5; 20

Номинальный ток ВН при 0,7; А

630

----

400; 630

Номин. ток откл/вкл нагрузки, А

400; 630

1000

----

400; 630

Номин. ток камер с предохранит., А

2; 3; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100

2; 3; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 160

2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5-

-160

----

4; 6,3; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100

Ток термич. стойкости, кА

20

20

12,5; 20

20

12,5; 16; 20

Время протекания тока терм. ст-сти, с

3

3

3

3

2

Ток электродинамической стойкости, кА

51

51

31,5; 51

51

31,5; 40; 51

Тип вакуумного выключателя

ВВТЭ-10 3АН5

BB/TEL

BB/TEL

ВВБЭС

BB/TEL; ЭВОЛИС;

ВБЭМ

BB/TEL

BB/TEL

Тип элегазового выкл-ля

----

----

LF1

----

----

Тип выключателя нагрузки

----

ВНР; ВНРп;

ВНП

ВНП

----

IML

Тип вакуумно-

го контактора

----

----

КВТ-10

----

----

Тип разъединителя

РВ; РВФЗ; РВЗ

(с прив. ПР-10)

РВ; РВФЗ; РВЗ (с ПР-10)

РВ; РВЗ; РВФ; РВФЗ (с ПР-10)

Фирмы Таврида Электрик

SML; SVR/ti

Тип предохра-нителя

ПКТ; ПКН

ПКТ; ПКН;

ПКТ; ПКН; ПКЭ

----

Фирмы

«Sibo»

Тип трансформатора тока

ТОЛ

ТПОЛ

ТОЛ; ТПОЛ; ТЗЛМ; ТДЗЛК-0,66

ТПВ;

ТСОА;

ТЗЛМ

ТЗЛМ

Тип транс-форматора напряжения

НАМИ;

ЗНОЛ

НАМИТ;

НОЛ. 08

НОМ; НАМИ; ЗНОЛ

Y12G

НОЛ;

НАМИ

Тип трансформатора СН

ТМГ-25; ТМГ-40

ТСКС-40;

ТМ-25; ОЛС

ТСКС

Тип разрядника

----

РВО;

РВРД

РВО;

РВРД

----

----

Тип ОПН

ОПН

ОПНР

ОПН

ОПН-KP/TEL

Тип конденсаторов

----

КС

----

----

----

Устройство РЗиА

Электромеханические

Электромех. и микропроцесс.

Микропроцессорные

Вид управления

Местное, дистанционное (М, Д)

М, Д, телеуправление

М, Д

Наличие изоляции шин главных цепей

С неизолированными шинами главных цепей

С изолированными шинами

Вид линейных высоковольтных вводов

Кабельные и шинные

Кабельные

Габаритные размеры (ширинахглубинах

высота), мм

1000×1100×2780

1000-

-1200×1250х

х 2880

750×1100×2650

510-

-850×550х

х 2000

300-

-750×800х

х2180−2380

КРУ выкатного исполнения внутренней установки напряжением 10 (6) кВ

КРУ выкатного исполнения предназначены для установки в РУ 10 (6) кВ трансформаторных подстанций, включая КТП с первичным напряжением 35 — 220 кВ. Основным их достоинством является быстрая взаимозаменяемость аппаратов, установленных на выкатной тележке, что особенно важно для крупных и ответственных установок. Отсутствие разъединителей и применение вместо них специальных скользящих контактов штепсельного типа позволяет повысить надежность камер у удобство их технического обслуживания. КРУ выкатного исполнения выпускаются для токов до 3150 А различных серий: К-59; К-63; К-61; К-61М; К-66; К-104М; К-105; К-ХХVI; К-XXVII; К-98; КРУ2−10; КМ1-КФ и т. д.

Промышленностью выпускаются КРУ с односторонним и двухсторонним обслуживанием. Применение КРУ одностороннего обслуживания обеспечивает возможность их размещения в помещениях РУ меньшей площади.

Камеры КРУ всех серий имеют жесткую конструкцию, в которую встроены токоведущие части, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, ОПН и другое оборудование в соответствии со схемой камеры. Корпус камеры разделен на отсеки: отсек сборных шин, отсек выкатного элемента, линейный отсек, отсек РЗиА. На выкатных тележках размещаются высоковольтные выключатели, предохранители для подключения ТСН, разъединители на штепсельных контактах. Сборные шины могут размещаться как вверху, так и внизу камер. В последнем случае можно не выполнять кабельные каналы под камерами КРУ, а также непосредственно делать шинные вводы.

В КРУ выкатного исполнения в качестве коммутационных аппаратов применяются вакуумные, элегазовые и маломасляные выключатели. Одним из преимуществ элегазовых выключателей является низкий уровень коммутационных перенапряжений, исключающих возможность повреждения изоляции, а также коммутационная способность до 50 кА и электродинамическая стойкость до 128 кА, что позволяет их применять в сетях с большими токами короткого замыкания. Технические данные по некоторым КРУ выкатного исполнения приведены в табл.3. 4, а сетка соединений — в табл.3.5.

Таблица 4.3. Технические характеристики камер КРУ выкатного исполнения

Параметр

К-104М

К-63

К-XXVI

К-104-КФ

КМ-1КФ

1

2

3

4

5

6

Производитель

«Электро-щит», Москва

«Электрощит», Самара

«Электрощит», Москва

КЭМОНТ

КЭМОНТ

Назначение

Для приема и распределения электроэнергии на

объектах электроснабжения, в системах СН эл. станций

Для приема и распределения электроэнергии

на объектах электроснабжения

Для приема и распределения электроэнергии

на объектах электроснабжения

Для приема и распределения электроэнергии

(применяются в основном для наружной установки в КРУН К-47 и К-59)

Климатич. исполнение

У3

Номин. напряжение, кВ

6,0; 10 кВ

Номин. ток сборных

щин, А

1600; 2000; 3150

1000*4; 1600; 2000; 3150

2000; 3150

630; 800; 1000;

1250; 1600; 2000; 2500

630; 1000;

1600; 2000; 2500

Номинальный ток главных цепей, А

400; 630; 800; 1000; 1250;

1600

630; 1000; 1600

630; 1000; 1600

630; 1000; 1600

630; 1000; 1600

Номинальный ток выключателя, А

630 — 1600

(в зависимости от типа выключателя)

630 — 1600

(в зависимости от типа выключателя)

630; 1000; 1600

630

400; 630;

1000

Номин. ток отключения выключателя, кА

вакуумного

элегазового

маломасляного

12,5; 20; 31,5; 40

16; 20; 31,5; 40; 50

12,5; 20; 31,5*5

25*5

----

----

20; 31,5

31,5

20; 31,5

----

----

20

----

----

Ток термич. стойкости, кА

12,5; 20; 31,5; 40; 50

12,5; 20; 31,5*5

20; 31,5

20

20

Время протекания тока терм. ст-сти, с

3

3

3

3

3

Ток электродинамической стойкости, кА

41; 51; 81; 128

51

51; 81*2

51

51

Номин. ток плавких вставок, А

80 (при 6 кВ)

20 (при 10 кВ)

----

----

----

----

Тип вакуумного выключателя

ЭВОЛИС;

ВД-4

ВБЭМ; ВБПС; ВВЭ-М; ВБКЭ

ВБТЭ; BB/TEL ЭВОЛИС;

ВБЭ

ЗАН5; BB/TEL

Тип элегазового выключателя

LF2; VF*3; HD4/GT; ВГП

----

LF2

----

----

Тип маломасляного выключателя

ВКЭ-М

----

ВМПЭ-М

----

ВМПЭ-М

Тип трансформатора тока

ТЛО (ТОЛ, ТЛК) —

-10−50/5−1500

ТЛК-10−30/5 — 1500/5

ТОЛ-10

Тип трансформатора тока нулевой

последовательности

TLH, TSH-120; ТЗЛН; ТЗРЛ;

ТЗЛЭ-125

ТДЛЗ-0,66

ТЗЛМ

Тип трансформатора напряжения

НАМИТ; ЗНОЛ. 06; НОЛ. 08

НАМИТ; ЗНОЛ. 06; НОЛ. 08

Тип трансформатора собственных нужд

ТСКС;

ОЛС

ТСКС;

ОЛС

Тип ограничителя перенапряжений

ОПН-РС/TEL; ОПН-П

ОПН-КР/TEL; ОПН-КС/TEL; ОПН-П

Устройство РзиА

С электромеханическим или

микропроцессорным устройством

С микропроцессорным

устройством

Вид обслуживания

Двухстороннее

Одностороннее

Двухстороннее

Исполнение

Для внутренней установки

Для внутренней и наружной установки

Вид управления

Местное, дистанционное

Габаритные размеры размер (ширинах

хглубинах

хвысота), мм

750х

х1150−2305х

х2900

750х

х1250−1450х

х2268

900х

х1150х

х2380

750(1125) х

х1300х

х1800(2240)

750(1125) х

х1300х

х1720(2040)

*3

Примечания. *1Токи термической стойкости 40 кА и электродинамической стойкости 128 кА относятся к камерам с элегазовыми выключателями.

*2Для КРУ с трансформаторами тока на номинальные токи менее 600 А термическая и электродинамическая стойкость определяются стойкостью трансформатора тока.

*3Не рекомендуется к применению в новых КРУ.

*4КРУ со сборными шинами на ток 1000 А выполняются только на ток электродинамической стойкости 51 кА.

*5 В зависимости от типа встраиваемого выключателя параметры уточняются.

лекции 10−13

Проектирование промышленных, сельских и городских подстанций

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) в зависимости от конструктивного исполнения, принципиальных схем и оборудования могут быть промышленного типа, городского типа, блочные в бетонной оболочке (БКТПБ), модульные, наружного типа, киоскового типа, универсальные, шкафного типа, мачтовые. КТП промышленного типа выпускаются для внутренней установки, КТП остальных типов — для наружной установки.

КТП состоят из распределительного устройства высокого напряжения (РУВН), силового трансформатора, РУ низкого напряжения (НН), соединительных элементов ВН и НН, шинопроводов (при двухрядном расположении шкафов РУНН).

РУВН может быть выполнено

— без сборных шин в виде шкафа (отсека), называемого устройством ввода ВН (УВН) (практически все промышленные подстанции);

— со сборными шинами с камерами стационарного исполнения (КСО 300 серии, КСО «Аврора»);

— со сборными шинами с моноблоком на несколько присоединений (БКТПБ).

Подстанции киоскового, шкафного, мачтового типов и универсальные выполняются только однотрансформаторными.

Ошиновка ввода и сборные шины ВН выполняются на номинальный ток трансформатора с учетом перегрузки 30%. Аналогично выбирается вводный автоматический выключатель НН.

На рис. 7.1 показаны наиболее распространенные схемы подстанций 6 -10/0,4 кВ. Учитывая, что подстанции с высшим напряжением 10 кВ ничем не отличаются от подстанций на 6 кВ, в дальнейшем напряжение 6 кВ не упоминается. По схеме 7. 1а подключаются трансформаторы, расположенные в пределах нескольких десятков метров от аппарата защиты — выключателя. Как правило, в этом случае трансформаторы располагаются в одном помещении с распределительным устройством 10 кВ.

По схеме рис. 7. 1б подключаются относительно маломощные подстанции. По схеме 7.1. в подключаются самые мощные трансформаторы, когда отсутствуют подходящие предохранители. Защита трансформатора в этом случае возлагается на выключатель, установленный в голове питающей линии. Большинство промышленных подстанций выполняется по схеме рис. 7. 1 г. На низшей стороне устанавливаются низковольтные автоматические выключатели («автоматы») на вводах. Для подключения линий распределительной сети используются как автоматы (на промышленных подстанциях), так и рубильники с предохранителями.

а б в г

Рис. 7.1. Принципиальные схемы подключения трансформаторов подстанций со стороны высшего и низшего напряжений.

а — глухое подключение;

б — подключение через разъединитель и предохранитель;

в — подключение через выключатель нагрузки;

г — подключение через выключатель нагрузки и предохранитель.

На КТП устанавливаются специальные силовые трансформаторы, имеющие баки повышенной прочности, боковые выводы типа ТМЗ, ТСЗ, ТНЗ (без расширителей для масла) и ТМФ, ТСФ, ТНФ и др. с расширителями для масла. Предельная мощность трансформаторов КТП 6−10 кВ — 2500 кВА.

В трансформаторах типа ТМЗ, ТНЗ бак до конца жидким диэлектриком не заполняется, а для предотвращения его окисления воздухом остаток объема заполняется азотом («азотная подушка»). При нагреве масло расширяется, «азотная подушка» сжимается и в баке создается повышенное давление. Поэтому трансформаторы данного типа должны быть герметичными и рассчитанными на избыточное давление.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторных подстанций должна выбираться с учетом допустимой длительности перегрузки при отключении одного из трансформаторов. В соответствии с ПУЭ допускается перегрузка трансформаторов на 30% в течение 2 часов. Для промышленных подстанций при условии равномерного распределения нагрузки по площади цеха рекомендуются следующие условия выбора мощности трансформаторов

— при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м2 — 1000, 1600 кВА;

— при плотности нагрузки до 0,2 — 0,5 кВА/м2 — 1600 кВА;

— при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м2 — 1600, 2500 кВА.

В настоящее время трансформаторы 6−10/0,4 кВ мощностью 400 — 2500 кВА выполняются со схемами соединения обмоток «звезда — звезда». По условиям надежного действия защиты от однофазных коротких замыканий в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным является соединение обмоток «треугольник — звезда». Для трансформаторов городских подстанций их мощность не превышает 1000 кВА. Рекомендуемые схемы соединения обмоток: «звезда — зигзаг» при мощности трансформаторов до 250 кВА включительно; «треугольник — звезда» при мощности 400 кВА и более.

Промышленные КТП, как правило, располагают внутри цехов, если нет ограничений по условиям среды или технологии. Так, на птицефабриках применяются отдельно стоящие КТП по условиям исключения звукового и электромагнитного воздействия на птиц. Не допускается размещать КТП с масляными трансформаторами выше второго этажа. В одном помещении допускается размещать не более 5 КТП.

В городских электрических сетях используют отдельно стоящие подстанции; подстанции, совмещенные с распределительными пунктами (РП) 6 — 10 кВ; встроенные и пристроенные подстанции, которые могут быть установлены в общественных зданиях при условии соблюдений требований ПУЭ. Не допускается применение встроенных и пристроенных подстанций в спальных корпусах школ, дошкольных учреждений и т. п., где уровень звука ограничен санитарными нормами.

Особенностью схем городских подстанций является использование ВН для распределения электроэнергии на стороне 10 кВ. На рис. 7.2 показаны линии 10 кВ как с ВН, так и с предохранителями — конкретное решение принимается по условиям проекта. В вводных камерах трансформаторов ВН расположен со стороны сборных шин, в линейных ячейках — со стороны источника питания. Сделано это для того, чтобы можно было вынимать предохранители после снятия с них напряжения. Могут быть использованы и вакуумные выключатели.

В более сложных схемах применяется дополнительное резервирование со стороны 0, 4 кВ, выполняемое на вакуумных контакторах и подключаемых к выводам обмотки НН трансформаторов по перекрестной схеме. Автоматы питания собственных нужд подключаются на вводах к РУНН.

Рис. 7.2. Принципиальная схема городской подстанции с камерами КСО-366М (РУ 0,4 кВ с панелями ЩО 70−1).

УВН промышленных подстанций выполняется без сборных шин в виде высоковольтного шкафа (при установке коммутационных аппаратов):

— с выключателем нагрузки ВНП с дистанционным отключением,

— с выключателем нагрузки ВНПР с ручным отключением;

— с вакуумным выключателем BB/TEL c максимально-токовой защитой;

— глухого присоединения (кожуха для кабельного ввода).

На рис. 7.3 представлены однолинейные схемы главных цепей УВН КТП Хмельницкого трансформаторного завода.

РУНН собирается из следующих низковольтных шкафов: вводных шкафов (один шкаф на трансформатор) — ШНВ; секционного шкафа — ШНС — на двухтрансформаторных подстанциях; линейных шкафов — ШНЛ. Вводные (секционные) шкафы состоят из ячеек вводного (секционного) выключателя, ячеек отходящих линий, релейного отсека и шинного отсека. Линейные шкафы состоят из ячеек отходящих линий и шинного отсека.

В ячейках вводного выключателя (автомата) трансформаторы тока устанавливаются в каждой фазе и в PEN-проводнике, на отходящих линиях трансформаторы тока могут не предусматриваться. В качестве защитных коммутационных аппаратов применяются автоматы или блоки предохранитель-выключатель. Исполнение может быть выдвижным или стационарным.

а б в г

Рис. 7.3. Схему УВН КТП с указанием типов шкафов: а — ВВ-1, б — ШВВ-2 (для КТП-1600 и 2500 — с ВН-10/630), в — ШВВ-2 (с ВНП-10/630), г — УВН-ВВ (с BB/TEL-630/10/20).

Технические данные по КТП Хмельницкого трансформаторного завода приведены в табл.7.1 и 7.2.

Таблица 7.1. Технические характеристики КТП-250…2500/10/0,4У3

Параметр

Мощность трансформатора, кВА

250

400

630

1000

1600

2500

Номинальное напряжение, ВН, кВ

6 — 10 кВ

Номинальное напряжение, НН, кВ

0,4

0,4

0,4

0,69

0,4

0,69

0,4

0,69

0,4

Номинальный ток сборных шин, кА

УВН

РУНН

0,25

0,4

0,4

0,58

0,4

0,91

0,4

1,45

0,4

2,31

0,4

3,61

Ток термической стойкости, НН

10

25

25

25

30

40

Ток электродинамич. стойкости, НН

25

50

50

50

70

100

Габаритные размеры

(ширина?длина ?высота), мм

Шкаф УВН: — глухого ввода

— с ВНП

— с ВНПР

— с BB/TEL

IШкаф РУНН: — ввода ШНВ

— линейный ШНП

— секционный ШНС

625?430?1108

625?630?700

880?950?1925

----

880?1300?2135

----

----

880?1300?2135

600?1050?2200

600*?1350?2200

600?1050?2200

600*?1350?2200

600?1050?2200

600*?1350?2200

Установка трансформатора (от УВН до РУНН), мм, масляного

сухого

1780

1880

2074

2275

2570

4175

----

----

2540

2680

3256

----

*1200 мм для шкафов с выключателем Э40.

Таблица 7.2. Технические данные шкафов РУНН КТП 630−2500 У3

Технические данные шкафов РУНН КТП 630−1000 У3

Тип

Назначение

Схема

Iн1, А

Iн2, А (число отходящих линий)

Iн3, А

Шкафы со встроенными автоматическими выключателями

Левый ШНВ-12Л

Вводной 630 кВА

Рис. 2.4. б

1000

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

910

Левый ШНВ-13Л

Вводной 1000 кВА

Рис. 2.4. б

1600

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

1445

Левый ШНС-13Л

Секционный

Рис. 2.4. ж

1000

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

1445

ШНЛ-23

Линейный

Рис. 2.4. р

----

250−630 (4 шт)

1445

Шкафы с выдвижными автоматическими выключателями

Левый ШНВ-2Л

Вводной 630 кВА

Рис. 2.4. л

1000

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

910

Левый ШНВ-3Л

Вводной 1000 кВА

Рис. 2.4. л

1600

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

1445

Левый ШНС-2Л

Секционный

Рис. 2.4. м

1000

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

1445

Левый ШНС-3Л

Секционный

Рис. 2.4. н

1000

250−400 (1 шт) +

250−630 (1 шт)

1445

ШНЛ-7

Линейный

Рис. 2.4. х

----

250−630 (4 шт)

1445

ШНЛ-8

Линейный

Рис. 2.4. п

----

250−630 (4 шт) +

1000 (1 шт)

1445

Технические данные шкафов РУНН КТП 1600−2500 У3

Левый ШНВ-4Л

Вводной 1600 кВА

Рис. 2.4. г

2500

1000 (1 шт)

2310

Левый ШНВ-5Л

Вводной 1600 кВА

Рис. 2.4. а

4000

----

2310

Левый ШНВ-10Л

Вводной 2500 кВА

Рис. 2.4. а

4000

----

3610

ШНС-5

Секционный

1600 кВА

Рис. 2.4. л

1600

1000 (1 шт)

2310

ШНС-10

Секционный

2500 кВА

Рис. 2.4. е

2500

----

2310

ШНЛ-10

Линейный

Рис. 2.4. ф

----

1600 (2 шт)

3610

ШНЛ-11

Линейный

Рис. 2.4. ф

----

1000−1600 (1 шт)

3610

ШНЛ-12

Линейный

Рис. 2.4. ф

----

1000 (2 шт)

3610

ШНЛ-13

Линейный

Рис. 2.4. х

----

250−630 (4 шт)

3610

ШНЛ-14

Линейный

Рис. 2.4. у

----

1000 (1 шт)

3610

Схемы правых шкафов ШНП являются зеркальным отражением схем левых шкафов ШНЛ.

Iн1 — номинальный ток вводного (секционного) автомата; Iн2 — номинальный ток отходящих линий; Iн3 — номинальный ток сборных шин.

Рис. 7.4. Однолинейные схемы главных цепей шкафов РУНН производства Хмельницкого трансформаторного завода.

В соответствии с количеством отходящих линий и их током набираются шкафа РУНН. На рис. 7.5 приведен пример выбора КТП на заданное количество линий в однорядном исполнении.

В качестве исходной информации было известно, что подстанция ТП1 подключена к магистральной кабельной линии, идущей от центра питания ЦП (линии Л1, Л2, Л3, Л4). В результате чего на рис. 7.5 в шкафах высоковольтных вводов показаны по два кабеля: один из них подходит к подстанции к соответствующему трансформатору от источника питания, а другой уходит дальше к следующей подстанции, рис. 7.5.

Рис. 7.5. Принципиальная схема распределительной сети 10 кВ.

Для питания низковольтной нагрузки было принято 12 кабелей. В результате по два из них подключены в шкафах низковольтных вводов, 2 — в шкафу секционного автомата со стационарным расположением линейных автоматов, остальные 6 — в двух линейных шкафах. Типы шкафы выбраны в соответствии с номенклатурой, рис. 7.4.

Токи автоматов должны соответствовать данным табл.7.2.

Конструктивное исполнение подстанции принято однорядным, рис. 7.6.

Для выбора подстанций других заводов-изготовителей необходимо ознакомиться с соответствующей технической документацией: сеткой высоковольтных и низковольтных шкафов, их габаритными размерами. Так, от сечения подключаемых кабелей и номинальных токов автоматов зависит количество автоматов в шкафах линейных присоединений. При подключении шинопроводов необходимо выбирать низковольтные шкафы с выводом вверх (на рис. 7.4 такие шкафы отсутствуют). Если расположение шкафов КТП двухрядное, что определяется помещением для размещения КТП, то необходимо использовать шкафы с шинным мостом для электрического соединения секций, и т. п.

Номер

шкафа

----

----

1

2

3

4

5

----

----

Тип шкафа

ШВВ-2У3

ТМЗ-630

ШНВ-3У3Л

ШНЛ-8У3

ШНС-12У3Л

ШНЛ-8У3

ШНВ-3У3П

ТМЗ-630

ШВВ-2У3

Номер ячеек выкл-ля

----

----

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

----

----

Рис. 7.6. Принципиальная однолинейная схема и план 2КТП-630/10/0,4 У3 Хмельницкого трансформаторного завода.

лекции 14−17

Проектирование распределения электроэнергии

Введение рынка электроэнергии предполагает в качестве повышения конкурентоспособности энергоснабжающих организаций снижение собственных издержек на транспорт электроэнергии. Выбор экономически обоснованных сечений проводов и длин воздушных линий электропередачи способствует этому. В условиях рыночной экономики вероятность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект определяется сроком его окупаемости, рентабельностью, возможными рисками снижения доходности инвестиций. При вводе новой электропередачи необходимо решение вопроса её прибыльности или убыточности, причем должны быть исследованы вопросы компенсации затрат внутри группы её потребителей.

Неоптимальная конструкция и сечение фазы воздушных линий (ВЛ) электропередачи, а также неоптимальное количество проводов в ней может привести к неоправданным затратам на сооружение дополнительных компенсирующих устройств реактивной мощности и повышению себестоимости передачи электроэнергии, поэтому необходима разработка соответствующих критериев расщепления фаз ВЛ, что позволит снизить относительные потери в линии и приведёт к значительной экономии затрат.

Известная базовая технико-экономическая модель линии, построенная на основании функции приведенных затрат З на сооружение и эксплуатацию 1 км ЛЭП, использует следующее их выражение в явном виде зависящее от сечения провода F:

, (1)

где Е- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, являвшийся достаточно стабильной во времени величиной, определяемой состоянием экономики страны; К (F) =К0+КFF — стоимость 1 км линии; рА — ежегодные отчисления от капитальных вложений на их амортизацию; I — расчётный ток в базисном режиме работы линии; - продолжительность максимальных потерь электроэнергии в линии за год; ЗЭН — удельные замыкающие затраты на электроэнергию в приёмной энергосистеме; - удельное сопротивление алюминия.

На основании выражения (1) получают известные выражения для оптимальной плотности тока, не зависящие от степени ограничения коронного разряда:

, (2)

Оптимальная плотность тока отличается от нормативной в 1,5 — 2 раза в меньшую сторону и близка к используемой в большинстве зарубежных стран.

Более точный метод выбора сечений проводов основан на экономических интервалах. Согласно этому методу, для воздушных и кабельных линий электропередачи разных номинальных напряжений и исполнения определяются приведенные затраты на единицу длины линии в зависимости от тока для различных стандартных сечений провода. По полученным значениям З=f (I) строятся параболические кривые, точки пересечения которых отделяют один экономический интервал от другого. Сравнение значений нормативной экономической JН и реально получающейся плотности тока показывает, что оба изложенных подхода к нормированию экономической плотности тока дают сходные результаты. Вместе с тем подтверждается целесообразность значительного уменьшения экономической плотности тока в проводах проектируемых линий электропередачи, что обеспечит снижение потерь в них пропорционально JОПТ/JН.

В связи с коренным изменением экономической ситуации в стране, необходима разработка новых алгоритмов и критериев выбора параметров электрических сетей, опирающихся на положения рыночной экономики. В рыночной экономике экономическая эффективность капиталовложений оценивается по простым и дисконтированным показателям. К простым показателям относятся — рентабельность и простой срок окупаемости.

Для поддержания заданных границ рентабельности при выбранном сечении провода и средневзвешенном тарифе на электроэнергию, оптимальная длина линии должна находиться в пределах L1 =< LОПТ=< L2. Так, задавая границы рентабельности в диапазоне от 0,437 до 0,9 и решая это неравенство относительно L, получаем, рис 10. 1:

L, км

Рис. 10.1. Рентабельные длины электропередач ВЛ-110 кВ.

Для выбора экономически обоснованных сечений проводников воздушных линий электропередачи использованы суммарные дисконтированные затраты ЗД за расчётный период для случая, когда капитальные затраты производятся в 1 год, ликвидная стоимость равна нулю, а технико-экономические показатели (объём производства, цены, эксплуатационные издержки) неизменны в течении всего жизненного цикла в расчёте на 1 км:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой