Указания по применению схем
Распределительных устройств 10 (6) кВ
Для обеспечения электроэнергией местных потребителей и собственных нужд (СН) на подстанциях используются РУ 10(6) кВ. Применяются схемы с одной, двумя, четырьмя секционированными системами сборных шин (их три -- 10(6)-1, 10(6)-2, 10(6)-3).
Для данного курсового проекта рекомендуются схемы 10(6)-1, 10(6)-2.
Схема 10(6) - 1 – одна секционированная выключателем система шин, применяется при двух трансформаторах, каждый из которых присоединен к одной секции, [схема 10(6) - 1, рис. 3.11].
Схема 10(6) - 2 – две секционированные выключателями системы шин, применяются при двух трансформаторах с расщепленными обмотками НН присоединенных каждый к двум секциям [схема 10(6) - 2, рис. 3.12].
 |
Рис. 3.11 Рис.3.12
Схема 10(6) – 1 Схема 10(6) - 2
Выбор технических параметров и характеристик основного оборудования линий и подстанций сети
К основному оборудованию, рассматриваемому в данном проекте, относятся линии электропередачи, трансформаторы (АТ), выключатели понижающих ПС, линейные выключатели питающей ПС или электростанции (источника питания), предназначенные для питания проектируемой РЭС, и компенсирующие устройства. Все электрооборудование должно выбираться со стандартными номинальными параметрами.
В настоящем курсовом проекте не производитсявыбор конкретных типов выключателей.
В соответствии с современными рекомендациями на стороне высшего напряжения (110 кВ и выше) ПС применяются элегазовые выключатели, на стороне низшего напряжения (6,10 кВ) – вакуумные и элегазовые выключатели, предпочтение отдается вакуумным выключателям как более дешевым.
Мощность компенсирующих устройств, при сравнении вариантов, выбирается, так как это было рекомендовано выше.
Выбор трансформаторов
Детальный анализ возможностей систематической перегрузки с учетом реального графика и коэффициента начальной нагрузки трансформаторного оборудования ПС в нормальных режимах в задачу данного проекта не входит.
Следует помнить о том, что понизительная подстанция районной электрической сети является центром питания нагрузок, которым требуется качественное напряжение. При этом отклонение напряжения не должно выходить за пределы регламентированного ПУЭ значения. Поэтому на ПС следует осуществлять централизованное регулирование напряжения. Для этого на подстанциях необходимо принимать к установке трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Согласно [3 п.1.2.23] устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах подстанций 6,10 кВ, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей
Если в составе нагрузки ПС имеются потребители 1-й и 2-й категории или Р н max ³10 МВт, то число устанавливаемых трансформаторовдолжно быть не менее двух. Установка на ПС более двух трансформаторов или АТ не рекомендуется и должна быть обоснована специально [12 п.3.5]. На ПС 110 кВ, осуществляющих электроснабжение потребителей 3-й категории, допускается установка одного трансформатора мощностью до 6,3 МВА при наличии в сетевом районе централизованного передвижного трансформаторного резерва, дающего возможность замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток. Мощность трансформатора на однотрансформаторной ПС выбирается по максимальной нагрузке потребления.
Согласно [12 п.3.10] на стороне низшего напряжения (НН) ПС предусматривается, как правило, раздельная работа трансформаторов. На стороне высшего напряжения (ВН) предусматривается раздельная или параллельная работа трансформаторов в зависимости от выбранной схемы РУ ВН. Для блочной схемы «4Н» предусматривается раздельная работа трансформаторов (ремонтная перемычка из разъединителей нормально отключена). Для мостиковых схем «5Н», «5АН», для схемы четырехугольника «7» и схем со сборными шинами «12» и «13Н»предусматривается параллельная работа трансформаторов (в схемах «5Н», «5АН» выключатели мостика включены, в схеме «7» все выключатели включены, в схеме «12» секционный и схеме «13Н» шиносоединительный, выключатели, как правило, включены).
При выборе трансформаторов следует учитывать рекомендации ГОСТ 14209-97 [8] «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов», ГОСТ введен в действие 01.01.2002 г. Рекомендуется воспользоваться приложением Н (справочным), которое называется «Упрощенные таблицы допустимых аварийных перегрузок». Рекомендации приложения Н приведены для случая, когда отсутствует реальный график нагрузки, т.е. для стадии проектирования. Согласно приведенным в приложении Н таблицам, для силовых трансформаторов, применяемых в данном проекте (с первичным напряжением 110 или 220 кВ), допускается перегруз в зависимости от температуры охлаждающей (окружающей) среды и продолжительности перегрузок в течение суток (tперег.сут.). Летний сезон создает худшие условия для охлаждения трансформаторов. Если летом максимальная температура окружающей среды бывает +40°С на протяжении 8-ми часов, то допустимый перегруз следует определять для температуры +40°С и он составляет 1,1 от номинальной мощности, если максимальная температура другая и другая продолжительность ее в течение суток, то допустимый перегруз согласно таблице будет другой. При температуре +40°С и продолжительности перегрузки начиная от 8 часов и до 24 часов в течение суток перегруз допускается 1,1 от номинального тока (мощности), т.е. 10%; при той же температуре и продолжительности перегрузки - 4 часа перегруз допускается 1,2 от номинального тока (мощности), т.е. 20%. Продолжительность перегрузки в течение суток tперег.сут задается в задании на курсовой проект.
Таблица из указанного ГОСТа приведена ниже.
Таблица 3.1 Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки
| Продолжительность перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||||||||||
| -25°С | -20°C | -10°C | ||||||||||
| ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | |
| 0,5 | 1,8 | 1,6 | 1,4 | 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | |
| 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,4 | 1,9 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | |
| 1,9 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,3 | |
| 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | |
| 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | |
| 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| Продолжительность перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||||||||||
| 0°С | 10°C | 20°C | ||||||||||
| ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | |
| 0,5 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | |
| 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | |
| 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | |
| 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | |
| 1,5 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| Продолжительность перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||||||
| 30 °С | 40 °С | |||||||
| ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | |
| 0,5 | 1,4 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | |
| 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | |
| 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | |
| 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | |
| 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
В выше приведенной таблице из ГОСТ 14209-97:
ON означает виды охлаждения ONAN (М) или ONAF (Д)
OF означает виды охлаждения OFAF (ДЦ) или OFWF
OD означает виды охлаждения ODAF или ODWF.
Ниже приведены две таблицы с условными обозначениями видов охлаждения трансформаторов и расшифровкой видов систем охлаждения трансформаторов.
Таблица 3.2 Условные обозначения видов охлаждения трансформаторов
| Условное обозначение вида охлаждения | Вид системы охлаждения трансформатора | |
| ГОСТ | Международное обозначение принятое СЭВ и МЭК | |
| Сухие трансформаторы | ||
| С | AN | Естественное воздушное при открытом исполнении |
| СЗ | ANAN | Естественное воздушное при защищенном исполнении |
| СГ | Естественное воздушное при герметичном исполнении | |
| СД | ANAF | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха |
| Масляные трансформаторы | ||
| М | ONAN | Естественная циркуляция воздуха и масла |
| Д | ONAF | Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла |
| МЦ | OFAN | Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла |
| НМЦ | ODAN | Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла |
| ДЦ | OFAF | Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла |
| НДЦ | ODAF | Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла |
| Ц | OFWF | Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла |
| НЦ | ODWF | Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла |
Таблица 3.3 Расшифровка видов систем охлаждения трансформаторов
| № п/п | Внутреннее охлаждение/ Inside | Outside /Внешнее охлаждение | |
| С | АN | ||
| Air Norm | |||
| Естественное воздушное при открытом исполнении | |||
| СЗСГ | AN | ||
| Air Norm | |||
| Естественное воздушное при защищенном или герметичном исполнении | Естественное воздушное при защищенном или герметичном исполнении | ||
| СД | AN | AF | |
| Air Norm | Air Force | ||
| Естественное воздушное | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха (дутьё) | ||
| М | ON | AN | |
| Oil Norm | Air Norm | ||
| Естественная циркуляция масла | Естественная циркуляция воздуха | ||
| Д | ON | AF | |
| Oil Norm | Air Force | ||
| Естественная циркуляция масла | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё) | ||
| МЦ | OF | AN | |
| Oil Force | Air Norm | ||
| Принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла | Естественная циркуляция воздуха | ||
| НМЦ | OD | AN | |
| Oil Direct | Air Norm | ||
| Принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла | Естественная циркуляция воздуха | ||
| ДЦ | OF | AF | |
| Oil Force | Air Force | ||
| Принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё) | ||
| НДЦ | OD | AF | |
| Oil Direct | Air Force | ||
| Принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё) | ||
| Ц | OF | WF | |
| Oil Force | Water Force | ||
| Принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла | Принудительная циркуляция воды | ||
| НЦ | OD | WF | |
| Oil Direct | Water Force | ||
| Принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла | Принудительная циркуляция воды | ||
| Н | LN Liquid Norm | AF Air Force | |
| Естественная циркуляция негорючего жидкого диэлектрика | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё) | ||
| НД | LN | AF | |
| Liquid Norm | Air Force | ||
| Естественная циркуляция негорючего жидкого диэлектрика | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё) | ||
| ННД | LF | AF | |
| Liquid Force | Air Force | ||
| Принудительная циркуляция жидкого диэлектрика с ненаправленным потоком диэлектрика | Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха (дутьё) |
3.4.2 Выбор проводов и сечений воздушных линий (ВЛ).
На воздушных линиях (ВЛ) предусматривается применение только сталеалюминевых проводов марки АС , маркируемых в соответствии с ГОСТ 839-80.
Выбор проводов ВЛ производится по экономической плотности тока для нормального режима (согласно [3 п. 1.3.25] и [4]) с последующей проверкой по допустимому нагреву впослеаварийном режиме (согласно [3 п. 1.3.2] и [4])
По [3 п. 1.3.25] сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм2, определяется из соотношения
,
где 
- расчетный ток в час максимума энергосистемы определяемый по [4], А; 
- нормированное значение экономической плотности тока, А/мм 
, для заданных условий работы, выбираемое по [3 табл. 1.3.36]. Данная таблица из ПУЭ приведена ниже.
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.
Следует также учитывать [3 п. 1.3.27] что увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. В технико-экономических расчетах следует учитывать все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распределительных устройств на обоих концах линий. Следует также проверять целесообразность повышения напряжения линии.
При этом во избежание увеличения количества линий или цепейдопускается двукратное превышение нормированных значений , приведенных в [3 табл. 1.3.36].
Согласно [3 п. 1.3.31] выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.
Таблица 3.4 Экономическая плотность тока [3 таблица 1.3.36].
| Проводники | Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год | ||
| более 1000 до 3000 | более 3000 до 5000 | более 5000 | |
| Неизолированные провода и шины: | |||
| медные | 2,5 | 2,1 | 1,8 |
| алюминиевые | 1,3 | 1,1 | 1,0 |
Кроме того, согласно [3 п. 1.3.2.], проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т. п.. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети.
В [3 табл. 1.3.29.] приведены допустимые длительные токи для неизолированных проводов. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева +70°С при температуре окружающего воздуха +25°С.
Таблица 3.5 Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80 [3 таблица 1.3.29].
| Номинальное | Сечение | Ток, А, для проводов марок | |||||
| сечение, | (алюминий/ | АС, АСКС, АСК, АСКП | |||||
| мм2 | сталь), мм2 | вне помещений | внутри помещений | ||||
| 50/8 | |||||||
| 70/11 | |||||||
| 95/16 | |||||||
| 120/19 | |||||||
| 120/27 | - | ||||||
| 150/19 | |||||||
| 150/24 | |||||||
| 150/34 | - | ||||||
| 185/24 | |||||||
| 185/29 | |||||||
| 185/43 | - | ||||||
| 240/32 | |||||||
| 240/39 | |||||||
| 240/56 | - | ||||||
| 300/39 | |||||||
| 300/48 | |||||||
| 300/66 | - | ||||||
| 330/27 | - | - | - | - | - |