Реферат: Принципы проектирования электроэнергетической системы и сети

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. τ., Iп. τ – периодическая составляющая тока.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

iа. ном = √2∙βнорм∙Iоткл. ном / 100 ≥ iа. τ,

где iа. ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени τ; βнорм – нормированное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе,% (рис.4.33 Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций); iа. τ – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов; τ – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов

τ = tз min + tс. в,

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

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

√2∙Iоткл. ном (1+βнорм / 100) ≥ √2∙Iп. τ+ iа. τ.

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∙√2∙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:

I²тер 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:

I²тер 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

I²тер 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

Таблица 4.2. Технические характеристики камер КСО серии 200

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

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.

*5В 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.7.1г. 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

*1200 мм для шкафов с выключателем Э40.

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

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.

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; t - продолжительность максимальных потерь электроэнергии в линии за год; ЗЭН - удельные замыкающие затраты на электроэнергию в приёмной энергосистеме; r - 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:

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:

, (3)

где роб, рем – отчисления на ремонт и обслуживание линии электропередачи.

По формуле (3) строятся серии пересекающихся кривых для стандартных сечений, Точки пересечения этих кривых определяют граничные значения тока, при которых целесообразен переход от одного сечения к другому, рис.10.2. Так как величина и положение оптимальных токовых интервалов зависят от , то для выбора сечений проводов предлагается для всех пар двух смежных стандартных сечений проводов построить кривые IЭК=f(), каждая из которых представляет собой границу, разделяющую области ЗД, руб.

Рис.10.2. Токовые интервалы для оптимальных сечений ВЛ-110 кВ.

Применение проводов этих смежных сечений. Таким образом, для любого выделяются т.н. обобщённые оптимальные токовые интервалы, расположенные между соответствующими кривыми, рис 10.3.

Рис.10.3. Диаграмма для выбора оптимальных сечений проводов ВЛ-110 кВ.

Анализ полученных результатов показывает экономическую целесообразность применения для ВЛ-110 кВ ограниченной номенклатуры сечений проводов: стандартов АС-120, АС-150 и АС-240.

Одним из основных критериев эффективности инвестиций в сооружение ВЛ служит условие превышения внутренней нормы доходности ЕВН (ВНД) над средней величиной норматива дисконтирования ЕВН>ЕСР. В случае если вложения производятся с целью экономии текущих затрат, то минимальное значение ВНД должно превышать ЕСР и составлять не менее 0,15. как показывают расчёты, для линий 110-220 кВ традиционного исполнения значения ВНД находятся в пределах от 0,457 до 0,92, то есть требования критерия по ЕВН. выполняются.

Конструкция и сечение фазы воздушной линии электропередачи должна удовлетворять трём основным требованиям:

- ограничение радиопомех и потерь на корону по величине напряженности электрического поля на поверхности проводов – ;

- передача энергии при оптимальной плотности тока JОПТ, обеспечивающей минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию линии.

- обеспечение максимальной степени использования поверхности проводов по величине коэффициента использования – kИСП kИСП МАКС.

Согласно исследованиям, проведенным в НИИПТ, ЕДОП = 0,8ЕН, где ЕН – начальная напряжённость коронного разряда на проводе. Действующее значение ЕН определяется формулой:

, (4)

здесь - относительная плотность воздуха, – радиус провода.

Значения допустимой напряжённости поля по условию радиопомех вычисляется по формуле:

EДОП= 100´ [32,2 – 17,4lg(R0)], (5)

В качестве допустимой принимается наименьшая величина, определенная из формул (4) и (5).

Коэффициент использования поверхности kИСП проводов для ВЛ 220 кВ, обеспечивается на уровне 0,83–0,99 путём оптимизации конструкции фаз и сечения проводов. На линиях с номинальным напряжением 110 кВ kИСП значительно ниже и составляет 0,51 – 0,69, так как невозможно получить максимальную напряжённость на поверхности проводов близкую к EДОП.

Уточнённые границы экономических интервалов и реальные значения плотности тока в проводах ВЛ 220 кВ, полученные с учётом потерь на корону, находятся в пределах от 0,625¸0,825 А/мм2 (для провода АС-400) и до 1,253¸2 А/мм2 (для провода АС-300) Варьирование Е в пределах от 0,1 до 0,7 не оказывает существенного влияния на изменение величины приведенных затрат, что позволяет нам условно принять в качестве Е какую-либо усреднённую величину.

На основе трех перечисленных требований Г.Н. Александров получил формулу связи оптимального сечения провода с конструктивными и режимными параметрами электропередачи:

, (6)

где PН– натуральная мощность линии, cЗ – коэффициент заполнения провода.

На основе использования формул (4 – 6) рассчитана оптимизированная шкала стандартных сечений проводов ВЛ 110–220 кВ, приведенная в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Стандартные и оптимизированные сечения проводов

Как следует из таблицы, существующие стандартные сечения проводов ВЛ 110 – 220 кВ отличаются от полученных оптимизированных сечений не более, чем на 8%. Токовые нагрузки, при которых экономически целесообразно применение оптимизированных сечений, отличаются от оптимальных токовых нагрузок реально существующих сечений в этих же пределах. Таким образом, полученные результаты не подтверждают предложение ряда специалистов по пересмотру стандартной шкалы сечений проводов при существующей тарифной политике.

При уменьшении отношения P/PН уменьшается потребляемая линией реактивная мощность:

,

где l - волновая длина линии.

Потребляемая линией реактивная мощность должна быть возмещена энергосистемой. В связи с этим необходимо решить, что выгоднее – передавать по линии мощность превышающую натуральную, и компенсировать потребляемую линией реактивную мощность соответствующими источниками реактивной мощности (ИРМ), либо, путем расщепления фаз и сокращения междуфазного расстояния, увеличить натуральную мощность линии до уровня передаваемой и отказаться от ИРМ. Для этого вычисляется отношение приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию ИРМ ЗИРМ к приращению затрат на увеличение натуральной мощности линии DЗВЛ:

=,

где роб, рвл – отчисления на обслуживание соответственно ИРМ и ВЛ.

Как следует из проведенных расчётов =, рис 4, для ВЛ-220 кВ уже при P/Pн >0,6 отношение . Таким образом, подтверждается справедливость предположения Г.Н. Александрова для ВЛ-220кВ об экономической целесообразности передачи энергии в натуральном (либо донатуральном) режиме по сравнению с созданием в энергосистеме дополнительных источники реактивной мощности для компенсации её потребления линия

Себестоимость транспорта электроэнергии SТР по ВЛ традиционного исполнения с учетом устанавливаемых на подстанциях ИРМ определяется отношением издержек И к количеству переданной электроэнергии Э

. (7)

Минимуму себестоимости отвечает токовая нагрузка

,

откуда следует, что мероприятиями, воздействующими на величину I, могут быть: применение дифференцированных тарифов, перераспределение электрических нагрузок.

Рис.10.4. Относительная эффективность электропередач.

Применение ИРМ. Использование ВЛ повышенной натуральной мощности может привести к отказу от ИРМ. Тогда определение себестоимости передачи электроэнергии по линии повышенной натуральной мощности SПНМ может производиться по формуле (7) с учетом только первых двух слагаемых в правой ее части. Расчеты зависимостей SТР/SПНМ= f(I) показывают, что, несмотря на некоторое увеличение (до 7,5%) удельных капиталовложений в линию при передаче по линии мощности P>PН, себестоимость передачи электроэнергии по традиционным ВЛ-220 кВ, сооружаемых с учётом компенсирующих устройств, значительно выше себестоимости передачи электроэнергии в сравнении с ВЛ-220 кВ повышенной натуральной мощности.

При уменьшении отношения среднего расстояния между проводами к эквивалентному радиусу провода увеличивается ёмкостная проводимость ВЛ b0, растут натуральная мощность линии и её КПД, так как снижаются потери мощности в линии в соответствии с формулой:

,

где P2, Q2, U2, – параметры режима конца электропередачи.

Таким образом, подтверждается целесообразность перехода к линиям повышенной натуральной мощности PН при передаче по ВЛ-220 кВ нагрузки больше натуральной в условиях современной экономики.

схемы электрической сети и ру

Рассмотрим, какие схемы распределительных устройств используются для подключения подстанций к электрической сети. Эти схемы должны выбираться в привязке к схеме электрической сети.

При радиальных и магистральных схемах электроснабжения, рис.11.1, применяются блочные схемы подключения подстанций КТП1 и КТП2.

а б

Рис.11.1. Схема магистральной электропередачи.

а – расположение подстанций на местности;

б – принципиальная схема.

Также, если на рис.11.1а считать, что вместо КТП2 подключена системная подстанция и двухцепная линия служит для передачи мощности транзита, то КТП1 может подключиться на отпайках к магистрали по блочной схеме, рис.11.2. В настоящее время схемы на отделителях и короткозамыкателях на применяются в новом строительстве, а на подобных подстанциях, находящихся в эксплуатации, идет замена отделителей и короткозамыкателей на выключатели.

Пунктиром показано подключение трансформаторов напряжения: на 35 кВ устанавливаются однофазные ТН; на 110 и 220 кВ – трехфазные ТН.

В местах, помеченных знаком *, устанавливаются разъединители, если возможна подача напряжения на сторону ВН со стороны СН (что возможно при установке автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов).

Ремонтные перемычки, рис.11.2, могут не устанавливаться по желанию заказчика. Они целесообразны при сезонных отключениях одного из трансформаторов. Тогда параллельная работа линий обеспечивает снижение потерь электроэнергии.

Рис.11.2. Блочные схемы подстанций 35 – 220 кВ.

а – блок (линия-трансформатор) с выключателем;

б – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На 35 кВ в мостиковых схемах ремонтные перемычки (на разъединителях), как правило, не устанавливаются. На 110 и 220 кВ они также могут исключаться из схем при соответствующем обосновании. В этом случае РУ выполняется согласно рис.11.3, но трансформаторы напряжения устанавливаются трехфазные, а трансформаторы тока устанавливаются во всех трех фазах. Данные схемы, рис.11.4. и рис.11.5, применяются при подключении трансформаторов мощностью до 63 МВА включительно.

Для повышения бесперебойности электроснабжении и снижения потерь мощности в трансформаторах и линиях в аварийных режимах (при отключении трансформатора или линии) мостиковые схемы могут применяться и для тупиковых подстанций или же подстанций, подключаемых на отпайках к магистрали, рис.11.6.

На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При отключении одной из линий автоматически отключается соответствующий линейный выключатель и включается выключатель в перемычке. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.

Рис.11.3. Схема кольцевой электрической сети.

а – расположение подстанций на местности;

б – принципиальная схема.

На проходных подстанциях перемычка с выключателем нормально замкнута, через нее осуществляется транзит мощности.

Особенность схемы рис.11.3б в том, что при аварии в линии автоматически отключаются поврежденная линия и трансформатор. При аварии в трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две линии и два источника питания. Учитывая, что отключения трансформаторов в сравнении с отключениями линий происходят реже не менее чем на порядок, более предпочтительной является схема рис.11.3а.

Схема четырехугольника, Рис.6.2, применяется в РУ 110 – 750 кВ при четырех присоединениях (две линии и два трансформатора) и необходимости секционирования транзитной линии при мощности трансформаторов от 125 МВА и более при напряжениях 110 – 220 кВ и при любой мощности трансформаторов при напряжениях 330 кВ и выше. Очевидно, что данная схема более надежна в сравнении с мостиковыми схемами, так как авария в линии и трансформаторе приводит к отключению только поврежденного элемента.

Рис.11.4. Мостиковые схемы РУ-35 кВ

а – мостик с выключателями в цепях линий; б – мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Рис.11.5. Мостиковые схемы РУ – 110 – 220 кВ

а – мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий;

б – мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

лекции 18–23

Проектирование схем распределительных устройств

При необходимости распределения электроэнергии и для повышения надежности электроснабжения применяются схемы со сборными шинами следующих видов на напряжениях 35 – 220 кВ:

– с одной несекционированной системой шин;

– с одной секционированной системой шин;

– с одной секционированной и обходной системами шин;

– с двумя системами шин;

– с двумя секционированными системами шин;

– с двумя системами шин и обходной;

– с двумя секционированными системами шин и обходной.

Схема "с одной несекционированной системой шин" применяется в сетях 6 – 35 кВ. В сетях 6(10) кВ схему называют одиночной системой шин. Объединение двух таких схем через секционный выключатель, рис.13.1, обеспечивает подключение подстанции к двум независимым источникам со стороны ВН. Эту схему широко применяют в промышленных и городских электрических сетях на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается также ее применение при пяти и более присоединениях в РУ 110 – 220 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ – 110 кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В настоящее время такие выкатные выключатели на 110 кВ отсутствуют в отечественной практике (на 35 кВ есть), но в связи с разработкой вакуумных выключателей на 110 кВ в перспективе возможно применение данной схемы на базе ячеек КРУ-110 кВ.

Одним из главных недостатков схемы рис.13.1. является отключение присоединения при выводе в ремонт соответствующего выключателя. Также, при ремонте одной из шин необходимо отключать все присоединения данной секции шин.

Первый недостаток устраняется при использовании обходной системы шин, а второй – при использовании двух систем шин. Данные схемы широко освещены в учебной литературе, поэтому на рис.13.1. приведены только отдельные ячейки. Схемы с двумя рабочими системами шин от схем с одной секционированной системой шин легко отличить по "вилке" из двух разъединителей, рис.13.1г, так как при одной секционированной системе шин (с обходной или без обходной шины), каждое присоединение содержит один шинный разъединитель, рис.13.2.

В электрическом отношении ячейки "в" и "е" на рис.13.2. одинаковые. Отличие заключается в разном монтажном исполнении: в первом случае шинные разъединители конструктивно расположены в РУ в одном ряду, во втором случае – в разных рядах. .

К обходной шине к фазе "b" глухо присоединяется, как правило, однофазный трансформатор напряжения. Однако могут устанавливаться по желанию заказчика и трехфазные трансформаторы напряжения, что обеспечивает полный контроль за всеми тремя фазами обходной шины.

Рис.13.1. Схема четырехугольника.

Рис.13.2. Схема одна секционированная система шин.

Секционный выключатель находится в отключенном состоянии в нормальном режиме в РУНН 6 – 10 кВ двухтрансформаторных подстанций. Это обеспечивает снижение токов короткого замыкания и выбор более дешевой коммутационной аппаратуры. На стороне СН и ВН подстанций секционные и шиносоединительные выключатели, как правило, включены, что связано с необходимостью перераспределения потоков электроэнергии на подстанции от питающих линий по отходящим присоединениям.

В технической литературе высказываются аргументы в пользу как схемы "с одной секционированной и обходной системами шин", так и схемы "с двумя системами шин и обходной" в отношении их надежности. В настоящее время нет общего установившегося мнения и руководствуются следующим: при числе присоединений 5 – 8 применяют первую схему; для ответственных системных подстанций, начиная с 5 присоединений, применяют вторую из упомянутых схем.

а б в г д е

Рис.13.3. Ячейки схем с системами сборных и обходной шин.

а, б, в – ячейки схемы с одной секционированной и обходной системами шин соответственно линии, трансформатора и секционного выключателя; г, д, е – ячейки схем с двумя системами шин и обходной соответственно узла из шинных разъединителей, обходного выключателя и шиносоединительного выключателя.

Схема с двумя системами шин, рис.13.4, вышла из употребления достаточно давно так как предполагала частые переключения с помощью разъединителей, что существенно снижало ее надежность. При этом ремонт любого выключателя приводил к длительному отключению соответствующего присоединения. Однако в связи с появлением новых коммутационных аппаратов опять вернулись к ее использованию.

Рис.13.4. Схема с двумя системами шин.

Схему "две рабочие системы шин" допускается применять в РУ 110 – 220 кВ при числе присоединений от5 до 15, если РУ выполнено из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ 110 кВ с выкатными выключателями при условии замены выключателя в удовлетворяющее эксплуатацию время.

На рис.13.4. подробно показан узел заземления нейтрали силового трансформатора, состоящий из заземляющего однофазного ножа (ЗОН) и ограничителя перенапряжения нелинейного (ОПН). В сетях напряжением 110 – 220 кВ именно так организуется заземление нейтрали. Дело в том, что если наглухо заземлить нейтрали всех трансформаторов, то может оказаться, что токи однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) превысят токи трехфазного замыкания и электрооборудование на них не будет рассчитано. Друга причина (в том числе и если токи ОЗЗ не выше токов трехфазных замыканий) состоит в том, что при выводе в ремонт трансформаторов или же при отключениях линий нарушается уровень токов ОЗЗ, который сильно зависит от количества заземленных нейтралей. В результате необходимо перенастраивать соответствующие виды релейной защиты (РЗ), реагирующие на токи нулевой последовательности.

Чтобы избежать этого, в результате расчетов режимными службами энергосистемы определяется число и место расположения трансформаторов, у которых нейтраль разземляется. Ограничением служит допустимая величина напряжения на разземленной нейтрали, так как на напряжении более 35 кВ нейтрали трансформаторов не рассчитаны по уровню изоляции на фазное напряжение. Если, например, все нейтрали разземлить, то при однофазных замыканиях в сети на землю на нейтрали будет по отношению к земле фазное напряжение.

При частичном разземлении нейтралей у соответствующих трансформаторов для защиты нейтрали от перенапряжений, возникающих в сети, служат ОПН. Понятно, что когда нейтраль заземлена, ОПН не работает. Как правило, на одной подстанции оба трансформатора не работают с разземленными нейтралями: если у одного нейтраль разземлена, то у другого заземлена. Это позволяет без перенастройки РЗ выводить в ремонт трансформаторы с заземленной нейтралью на данной подстанции – достаточно заземлить при этом нейтраль соседнего трансформатора.

В табл.13.1. представлена сетка камер КСО.

Таблица 13.1. Схемы первичных соединений камер КСО-366М

Схема главных цепей
Номер схемы	1	1з	2		3		4		5		6			7
Обозначение камеры	1-400 1-630	1з-400 1з-630	2-400 2-630		3н-400 3н-630 3а-400 3а-630		4н-400 4н-630 4а-400 4а-630		5н-400 5н-630 5а-400 5а-630		6н-400 6н-630 6а-400 6а-630			7н-400 7н-630 7а-400 7а-630
Схема главных цепей
Номер схемы	8	9		10		10з		11		12		13			14
Обозначение камеры	8н-400 8н-630 8а-400 8а-630	9н-400 9н-630 9а-400 9а-630		10-400 10-630		10з-400 10з-630		11-400		12-400		13-400 13-630			14-400
Схема главных цепей											АВР
Номер схемы	21	22		17		18		19					20
Обозначение камеры	21н-400 21н-630 21а-400 21а-630	22н-400 22н-630 22а-400 22а-630		17н-400 17н-630 17а-400 17а-630		18-400 18-630		19н-400 19н-630 19а-400 19а-630					20н-400 20н-630 20а-400 20а-630
Схема главных цепей
Номер схемы	15	16				Шинный мост
Обозначение камеры	15-400	16-400 16-630				400 и 630 А

Рис.13.1. Пример принципиальной схемы распределительной подстанции.

Примечания.

1. В обозначении камер КСО цифры и буквы означают: 400 и 630 – номинальный ток коммутационного аппарата, А; а – автоматический привод выключателя нагрузки; н – неавтоматический привод выключателя нагрузки.

2. Камеры 14 и 15 применяются для заземления сборных шин в случае, когда в распределительном устройстве не применены камеры 1з, 10, 13, 17, 18.

3. Направление вывода шин в камерах 17, 18 производится по желанию заказчика (влево, вправо, назад).

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. Сетка соединений представлена в табл.13.2.

Таблица 13.2. Схемы первичных соединений камер К-63

Таблица 13.2.1.

Таблица 13.2.2.

Примечания.

* В камерах трансформаторы тока установлены в двух фазах.

** Камеры с выводом шин влево (вправо).

На рис.3.2. в качестве примера показано КРУ двухрядного исполнения, рис.3.3, собранное из камер К-63.

В таб.3.6 приведены технические характеристики наиболее распространенных выключателей, применяемых в КРУ-10 (6) кВ.

Необходимо прокомментировать схему приведенного распределительного устройства, рис.13.3. На каждую секцию РУ-10 кВ приходят по два ввода, что обусловлено применением резервирования. Рабочими являются вводы 2 и 4, от которых питаются трансформаторы собственных нужд.

Параллельное подключение выключателей для увеличения тока ввода не используется, так как в этом случае распределение рабочих токов между ними становится случайным (оно зависит от сопротивлений контактов в цепях выключателей) и один из выключателей может перегружаться.

лекции 24-25

Компоновка распределительных устройств

Рис.17.1. План двухрядного расположения РП 10 кВ с камерами К-63.

Рис.17.3. План и разрез ячейки ОРУ-110 кВ