В качестве объекта проектирования выступает реально существующая понижающе-передающая подстанция 220/110/35 кВ «сокол», эта подстанция является передаточной

В, 100/3 В - необходимого для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и защитных устройств. Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбирают по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток. Соответствие классу точности следует проверить путем сопоставления номинальной нагрузке вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов. Проверку по динамической и термической устойчивости аппаратов и ошиновки трансформаторов напряжения при условии расположения их в отдельной камере проводить не нужно. Выбранные на напряжение 110 соответственно трансформаторы напряжения представлены в табл. 17. Таблица 17 Параметры выбора трансформаторов тока Тип электрооборудования Расчетный параметр электрической цепи Каталожные данные оборудования Условие выбора НКФ-110-57 Uном,с, кВ 110 Uном, кВ 110 Uном, с  Uном S2, ВА 100 S2ном, ВА 2000 S2  S2ном Трансформатор тока имеет следующие основные назначения: изолировать обслуживающий персонал и приборы от потенциала сети, в которой производятся измерения; позволять производить измерение или учёт любых токов стандартными приборами, например на 5, А. Часто один и тот же трансформатор тока может быть использован как для целей измерения, так и для целей защиты. На ПС используются трансформаторы тока типа ТФЗМ (см. табл. 18) – трансформатор тока с фарфоровой изоляцией модернизированный, для наружной установки. Их выбирают по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам короткого замыкания. Так как проектируемая подстанция отдает электроэнергию непосредственно потребителям, то необходимо присоединение счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты. Поэтому трансформаторы должны иметь класс точности 0,5. Чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузка Z2р не должна превышать номинальную Z2ном, задаваемую в каталогах. Параметры выбора представлены в табл. 19. Таблица 18 Параметры выбора трансформаторов тока Тип электрооборудования Расчетный параметр электрической цепи Каталожные данные оборудования Условие выбора 110Б/2000/5 Uном,с, кВ 110 Uном, кВ 110 Uном, с  Uном Iном,с, А 450 Iном, А 2000 Iном, с  Iном Iп,с, кА 4,39 Iп, кА 68 Iп, с  Iп Вк, кА2с 32,3 Iтер, кА 212 Вк  I2тер tтер tтер, с 3 Z2, Ом 1,06 Z2H, Ом 1,2 Z2Z2H 110Б/1500/5 Uном,с, кВ 110 Uном, кВ 110 Uном, с  Uном Iном,с, А 450 Iном, А 1500 Iном, с  Iном Iп,с, кА 4,39 Iп, кА 52 Iп, с  Iп Вк, кА2с 32,3 Iтер, кА 158 Вк  I2тер tтер tтер, с 3 Z2, Ом 1,06 Z2H, Ом 1,2 Z2Z2H 220Б/2000/5 Uном,с, кВ 220 Uном, кВ 220 Uном, с  Uном Iном,с, А 146 Iном, А 2000 Iном, с  Iном Iп,с, кА 11,3 Iп, кА 39,2 Iп, с  Iп Вк, кАс 85,9 Iтер, кА 100 Вк  I2тер tтер tтер, с 3 Z2, Ом 1,2 Z2H, Ом 1,2 Z2Z2H 3.6. Выбор разрядников В РУ 35 кВ и выше, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены вентильные разрядники. Для каждой точки электрической сети, где устанавливается вентильный разрядник, учитываются следующие факторы, определяющие выбор разрядника: номинальное напряжение сети; величина тока короткого замыкания в этой точке сети; координация их защитных характеристик с изоляцией защищаемого оборудования и соответствия напряжения гашения разрядников напряжению в месте их установки при замыкании на землю одной фазы сети. Количество и место установки вентильных разрядников следует выбирать, исходя из принятых на расчетный период схем электрических соеди- Таблица 19 Таблица основных параметров трансформаторов тока ТФЗМ № п/п Ном. напряжение установки Наименование цепи Максимальный ток в цепи Тип оборудования Номинальное напряжение Номинальный ток Стойкость t термический предельный термическая динамическая рас. доп. рас. доп. кВ А кВ А кА кА кА кА с 1 110 линия 450 110Б 1500 /5 110 1500 4,39 52 10,78 158 3 2 110 линия 450 110Б 2000 /5 110 2000 4,39 68 10,78 212 3 3 220 линия 146 220Б 2000 /5 220 2000 11,25 39,2 28,64 100 3 нений количества ВЛ и трансформаторов. При этом расстоянии от защищаемого оборудования до вентильных разрядников должны быть в пределах допускаемых также в пусковой период и на промежуточных этапах длительностью, равной грозовому сезону или более Аварийные и ремонтные режимы работы при этом не учитываются. Выбор разрядников в данной работе проведем по упрощенной методике, опуская некоторые параметры, вследствие того что более подробный выбор требует значительные и громоские вычисления, которые в данном расчете не требуются. Количество и место установки вентильных разрядников рассчитаны исходя из следующего: - присоединение к ОРУ 220 кВ двух ВЛ на расчетный период; - присоединение к ОРУ 110 кВ десяти ВЛ на расчетный период; - присоединение к ОРУ 35 кВ четырех ВЛ на расчетный период. Принимаем для ОРУ 35 кВ – РВС-35 – 2 шт.; для ОРУ 110 кВ – РВС-110М – 2 шт. – вентильные разрядники стационарные (номинальное напряжение 35 (110) кВ, наибольшее допустимое 40,5 (126) кВ, пробивное при частоте 50 Гц – не менее 78 (200) кВ и не более 98 (250) кВ); для ОРУ 220 кВ РВМГ-220М разрядник вентильный с магнитным гашением, координации изоляции, а также для атмосферных и внутренних перенапряжений, для защиты стационарного оборудования (номинальное напряжение 220 кВ, наибольшее допустимое 200 кВ, пробивное при частоте 50 Гц – не менее 340 кВ и не более 390 кВ). 3.7. Выбор молниезащиты заземления Одним из важнейших условий бесперебойной работы подстанции является обеспечение надёжной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования подстанции. Необходимость молниезащиты сооружений и установок связана с тем, что при ударах молнии на них оказывается определённое воздействие, представляющее опасность как для самих сооружений, так и для находящихся в них людей. Авария на подстанции приводит к длительному перерыву в электроснабжении этих потребителей. Положение может существенно осложниться за счет развития аварии на подстанции в системную аварию. Кроме того, время, необходимое для ликвидации аварии на подстанции, особенно при повреждении внутренней изоляции аппаратов, может быть весьма значительным. Поэтому к молниезащите подстанции предъявляются значительно более жесткие требования, чем к молниезащите линий электропередачи и других объектов, и, хотя подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки, необходима весьма гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии. Защита подстанций от прямых ударов молний осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами. С учетом конечных размеров подстанции для ее защиты обычно требуется установка нескольких молниеотводов. При разработке системы молниезащиты для подстанции следует пользоваться рекомендациями ПУЭ. Выделим некоторые из них. Здания подстанции следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20. Защиту зданий подстанции, имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий (конструкций). Расположенные на территории подстанции трансформаторная башня, здания маслохозяйства, а также резервуары с горючими жидкостями или газами и места хранения баллонов водорода должны быть защищены от прямых ударов молнии и вторичных ее проявлений в соответствии с “Указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений”. Прямой удар является наиболее опасным из всех проявлений молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений. В настоящее время защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии осуществляется при помощи молниеотводов различных модификаций. Молнии имеют свойство в первую очередь поражать заземленные и возвышающиеся над поверхностью земли металлические предметы. Защитное действие молниеотвода основано именно на этой особенности грозового разряда. Из-за простоты изготовления и дешевизны наибольшее распространение получили стержневые молниеотводы, обеспечивающие высокую надежность в эксплуатации. Здания и сооружения подстанции принадлежат ко второй категории по устройству молниезащиты: в которых взрывоопасные смеси горючих паров, газов, пыли или волокон с воздухом или другими окислителями не образуются при нормальной эксплуатации, а возможны только в результате аварий или неисправностей. Защиту зданий и сооружений второй категории независимо от их высоты будем осуществлять отдельно стоящими или установленными на защищаемом объекте и не изолированными от него стержневыми молниеотводами. Токоотводы, в качестве которых рекомендуется по возможности использовать вертикальные металлические конструкции защищаемого объекта, присоединяются к заземлителю, имеющему импульсное сопротивление не –более 10 Ом. В грунтах с высоким удельным сопротивлением (500 Омм и выше) заземлитель может иметь импульсное сопротивление до 40 Ом. Защита зданий от вторичных проявлений тока молнии. Удар молнии в молниеотвод или вблизи его вызывает вторичные воздействия молнии на объект в виде электростатической и электромагнитной индукции и в виде заноса высоких потенциалов. Защита от электрической индукции обеспечивается присоединением всего оборудования и аппаратов, находящихся в зданиях, сооружениях и установках, к защитному заземлению электрооборудования. Для исключения заноса высоких потенциалов молниеотводными устройствами подземная часть молниеотводов и их заземлители должны располагаться на определенном расстоянии как от самого объекта, так и от подземных проводящих коммуникаций. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода при расположении двух одинаковых молниеприемников на одном уровне и определенном расстоянии друг от друга показана на рис. 3.1. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h150 м представляет собой круговой конус с вершиной на высоте h0h, сечение которого на высоте hx имеет радиус rx. Граница зоны защиты находится по формулам (все размеры в метрах) [1]: h0=0,85h, (3.32) rx=(1,1-0,002h)(h-). (3.33) Вероятность прорыва молнии через границу зоны не превышает 0,005. Если допустить вероятность прорыва молнии 0,05, то зона защиты расширяется. В ряде случаев такая зона удовлетворяет потребностям практики, так как для объектов высотой до 30 м число разрядов обычно меньше 0,1 в год. Поэтому при вероятности прорыва 0,05 защищаемый объект в среднем будет поражаться не чаще, чем 1 раз за 200 лет эксплуатации. Зона защиты одиночного молниеотвода при вероятности прорыва 0,05 описывается формулами [1]: h0=0,92h, rx=1,5(h-hx/0/92). Зона защиты одиночного молниеотводов, находящихся на расстоянии, меньшем (35)h, расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов. Возникает дополнительный объем защиты, обусловленный совместным действием двух молниеотводов. Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода (рис. 3.1) описывается формулами [5]: при вероятности прорыва Рпр=0,005: h0 при l=h, hmin=h0-(0.17+310-4h)(l-h) при lh, rx при l=h, dx=r0(hmin-hx)/hmin при lh; при вероятности прорыва Рпр=0,05: h0 при l=1,5h, hmin=h0-0,14(l-1,5h) при l1,5h, rx при l=1,5h, dx=r0(hmin-hx)/hmin при l1,5h, где r0-зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли. Если расстояние l превышает 3h (Рпр=0,005) или 5h (Рпр=0,05), каждый из молниеотводов следует рассматривать как одиночный. Несколько близко расположенных молниеотводов образуют «многократный» молниеотвод. Его зона защиты определяется зонами защиты ближайших молниеотводов. При этом принимается, что внутренняя зона имеет вероятность прорыва такую же, как и зоны взятых попарно молниеотводов. Для защиты протяженных объектов тросовые молниеотводы натягиваются над защищаемым объектом и заземляют на опорах. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода определяется по формулам [5]: при вероятности прорыва Рпр=0,005: h0=0,85h, rx=(1,35-0,0025h)(h-hx/0,85); при вероятности прорыва Рпр=0,05: h0=0,95h, rx=1,7(h-hx/0.92). Для двух тросовых молниеотводов, расположенных на расстоянии l друг от друга, наименьшая высота зоны защиты посредине между ними составляет [5]: h0=(0,14+510-4h)(l-h) при l  h, hmin=h0 при l  h. Допустимое расстояние по воздуху при прямом ударе молнии в молниеотвод определяется импульсным напряжением Uимп в точке, расположенной от земли на высоте l [1]: Uимп=iмRимп+Ldi/dt, (3.34) где iм – мгновенное значение тока в молнии; Rимп – импульсное сопротивление заземлителя; L – индуктивность участка токоотвода длиной l до рассматриваемой точки, равного высоте сооружения h. Если ток молнии Iм > 150 кА, то L=l=h и амплитудное импульсное напряжение [1]: Uмакс=(Iм/2)(Rимп+). (3.35) В этом случае минимальное расстояние по воздуху и в земле [1]: Sв=rмин.в=Uмакс/Ев; (3.36) Sз=rмин.з=IмRм/Ез. (3.37) Для расчетов принимают напряженность электрического поля ЕВ=500 кВ/м, Ез=300 кВ/м. Для ПС «СОКОЛ» расчет высоты и зон молниеотводов будет иметь следующий вид, в качестве примера проведем расчет для основного помещения ПС. Определим, согласно формул (3.31)-(3.37), защитную зону одиночного стрежневого молниеотвода и его высоту при ударе молнии, если Iм=150 кА, импульсное сопротивление заземлителя Rимп=10 Ом, высота защищаемого объекта hx=11 м, размеры сооружения ахb=12х42 м. Находим амплитудное импульсное напряжение: Uмакс=(150/2)(10+)=1865 кВ. Расстояние по воздуху должно быть не менее: SВ=1865/500=3,73 м. Расстояние в земле: Sз=15010/300=5 м. При этих условиях не произойдет пробоя между молниеотводом и защищаемым сооружением. Высота молниеотвода должна быть выбрана такой, чтобы защищаемое сооружение находилось в защищаемой зоне молниеотвода. Для этого при одиночном молниеотводе необходимо, чтобы радиус конца защитной зоны над сооружением был: r0=Sз+а=5+12=17 м, где а=12 м – размер стороны защищаемого объекта. Определяем значение r0, задаваясь высотой молниеотвода hм=30,5 м, тогда: r0=(1,1-0,00230,5)(30,5-11/30,5)=21,97 м. Следовательно, r0=22 м, больше Sз+а=17 м и защищаемое сооружение при высоте молниеотвода hм=30,5 м будет находится в защищаемой зоне. Количество и виды молниеотводов, применяющихся на ПС «СОКОЛ», приведены в табл. 20. Таблица 20 Виды и количество молниеотводов на подстанции «СОКОЛ» Наименование Высота, м Количество, шт Стержневой отдельно стоящий молниеотвод 30,5 4 Молниеотвод на конструкции ОРУ-110 кВ 19,3 11 Молниеотвод на трансформаторных порталах 30,5 4 Молниеотвод на конструкциях ОРУ-35 кВ 30,5 2 Тросовый молниеотвод на ВЛ 35 кВ 21,5 2 Тросовый молниеотвод на ВЛ 110 кВ 24,7 3 Тросовый молниеотвод на ВЛ 220 кВ 30,1 1 Конструктивное выполнение молниеотводов. В качестве несущих устройств для крепления токоведущих частей молниеотводов должны использоваться там, где это возможно, конструкции самих защищаемых объектов. Так, на ПС «СОКОЛ» молниеприемники устанавливаются на металлических порталах, предназначенных для подвески ошиновки, а сами порталы используют в качестве токоотводов, соединяющих молниеприемники с заземлителем. Для отдельно стоящих молниеотводов качестве несущих элементов используются железобетонные стойки. Для токоотвода используется металлическая арматура железобетонных стоек. На подстанции молниеотводы выполнены в виде свободно стоящих конструкций без растяжек. Молниеприемники должны выдерживать термические и электрические воздействия тока молнии. Рекомендуется применять стальные молниеприемники сечением 50-100 мм2 для стержневых и одно-проволочных тросовых молниеприемников. Поперечное сечение стальных многопроволочных тросов должно быть не менее 35 мм2. Молниеприемники и токоотводы предохраняются от коррозии покраской. Многопроволочные стальные тросы должны быть оцинкованы. Соединения частей токоотводов между собой, а также с молниеприемниками и заземлителями производятся в основном с помощью сварки. Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением их с заземляющим устройством. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем называется металлический проводник или группа проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющими проводниками называют металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановок с заземлителем. Если через заземлитель пропустить ток, то на самом заземлителе и в точках земли, расположенных в непосредственной близости от него, возникнут потенциалы (относительно бесконечно удаленной точки). С удалением от места расположения заземлителя величина потенциала уменьшается, так как поперечное сечение земли, через которое протекает ток, увеличивается. В удаленных точках потенциалы близки к нулю. Обычно достаточно расстояние в несколько десятков метров. Крутизна кривой распределения потенциалов зависит от проводимости грунта: чем больше проводимость грунта, тем более пологую форму имеет кривая, тем дальше расположены точки нулевого потенциала. Сопротивление, которое оказывает току грунт, называется сопротивлением растеканию. В практике сопротивление растеканию относят не к грунту, а к заземлителю и применяют сокращенный условный термин «сопротивление заземлителя». Сопротивление заземлителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к величине тока, протекающего через заземлитель, Таким образом, сопротивление заземляющего устройства включает сопротивление заземлителя (активное) и сопротивление заземляющей сети (активное и индуктивное, доля индуктивного сопротивления растет при применении стальных проводников). Удельное сопротивление грунта зависит от его характера, от температуры, от содержания в нем влаги и электролитов. Наибольшее сопротивление имеет место в зимнее время при промерзании грунта и летом при его высыхании. Измерение удельного сопротивления грунта необходимо при проектировании заземляющих устройств, чтобы не затратить излишние средства на сооружение заземлений, а также чтобы не пришлось уже после сооружения установки осуществлять дополнительные мероприятия по расширению заземляющих устройств. Для устройства заземлений в установках переменного тока следует в первую очередь использовать естественные заземлители. Естественные заземлители - это различные конструкции и устройства, которые по своим функциям могут выполнять функции заземлителей: водопровод, металлические оболочки кабелей, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие надежное соединение с землей. В водопроводной сети, если трубы не изолированы от земли и выполнены из стали или чугуна, происходит растекание тока в землю на большом протяжении. Водопроводные трубы укладываются ниже глубины промерзания и сопротивление растеканию можно считать постоянным в течение всего года. Железобетонные фундаменты во влажных грунтах обладают высокой и стабильной в течение года проводимостью и рекомендуются в качестве естественных заземлителей в глинистых, суглинистых, супесчаных и других влажных грунтах. При использовании железобетонных конструкций для возможности соединения их между собой и сетью заземления должны заранее предусматриваться выводы арматуры наружу. Преимуществом рассмотренных естественных заземлителей является малое сопротивление растеканию. Рациональное использование естественных заземлителей зависят от многих местных факторов, и их достоверные величины могут быть получены только на основании замеров. Под искусственными заземлителями понимают обычно закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземления. Во избежание излишних затрат эти заземлители следует применять лишь при отсутствии естественных заземлителей, при невозможности их использования или при слишком высоком сопротивлении естественных заземлителей. Искусственные заземлители обычно выполняются из вертикальных электродов (труб, уголков, стержней) с расположением верхнего конца у поверхности земли или ниже уровня земли на 0,5-0,8 м. При втором способе сопротивление заземлителя относительно стабильно, так как заземлитель соприкасается со слоями грунта, в которых относительно малы изменения влажности и температуры в течение года. Если заземлитель из одиночного вертикального электрода не обеспечивает требуемого сопротивления заземления, то применяют расположение вертикальных электродов в ряд или по контуру. При выборе размеров вертикальных электродов исходят из трех условий: обеспечение требуемого сопротивления заземлителя при наименьшем расходе металла; обеспечение механической устойчивости электрода при погружении в грунт; обеспечение устойчивости к коррозии электродов в грунте. Устойчивость к коррозии проводника в грунте определяется его толщиной и величиной поверхности на единицу длины. Очевидно, что при равных сечениях наибольшую толщину и наименьшую поверхность имеют круглые стержни, которые и являются наиболее долговечными заземлителями. При расчете заземления необходимо учитывать следующие требования. Для электроустановок напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом. Дополнительно также предусматривается выполнение таких условий как быстродействующее отключение при замыканиях на землю и выравнивание потенциалов в пределах территории, на которой находится электроустановка, и на ее границах. Для выравнивания потенциалов на территории электроустановки на глубине 0,8 м закладывается сетка из выравнивающих проводников. Продольные проводники закладывают параллельно осям оборудования на расстоянии 0,8-1 м от фундаментов или основания оборудования и соединяются между собой на всей площади поперечными проводниками с шагом 6 м. Для улучшения выравнивания на границе контура крайние проводники сетки, с которых происходит большее стекание тока в землю, укладываются на глубине порядка 1 м. Выравнивание потенциалов должно быть также осуществлено у входов и подъездов на территорию подстанции путем укладки двух дополнительных полос с постепенным заглублением: на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно. При размещении электроустановок на территории подстанции расстояние от границ заземлителя до ограды электроустановки должно быть не менее 3 м, и ограда в этом случае не заземляется. В местах, часто посещаемых персоналом, и в местах входов и въездов целесообразно устраивать дорожки с покрытием асфальтом или гравием, имеющих малую проводимость. Также все прилегающие здания должны включаться в общий контур заземления, вокруг зданий на расстоянии 1 м от стен и на глубине 1 м прокладывают проводник, соединенный с заземляющими проводниками внутри здания, вокруг зданий следует устанавливать асфальтированные отмостки шириной 1-1,5 м. Расчет заземляющих устройств сводится главным образом к расчету собственно заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии. Заземление ПС «СОКОЛ» в виде сетки из полосовой стали сечением 30х4 мм и вертикальных электродов заземления и круглой стали диаметром 12 мм длинной 3 м, шаг ячейки возрастает к центру от 5 до 20 м. Надежность действия электроустановок и безопасность обслуживающего персонала в значительной степени зависят от свойств и состояния заземляющих устройств. Поэтому испытания заземляющих устройств перед вводом установки в эксплуатацию и периодические проверки и испытания в процессе эксплуатации имеют важное значение. А А rх L h0 R hx h 20000 А-А bx Рис. 3.1. Зоны двойного стержневого молниеотвода 3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПС «СОКОЛ» 3.1. Выбор силовых трансформаторов Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для подстанций имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения. При выборе мощности трансформаторов в системе электроснабжения (не считая вспомогательных) следует стремиться к применению не более двух-трех стандартных мощностей. Это облегчает замену поврежденных трансформаторов и ведет к сокращению складского резерва трансформаторов. Весьма желательна установка трансформаторов одинаковой мощности. Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы станции или подстанции. График нагрузок может быть таким, при котором по экономическим соображениям необходимо установить не один, а два трансформатора. Также при выборе числа трансформаторов надо иметь в виду, что сооружение однофазных подстанций в ряде случаев обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более одного трансформатора, то нужно стремиться к тому, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало 2 [1]. Силовые трансформаторы, которые устанавливаются на подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Наиболее широкое распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 – 15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 – 25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности [3]. При расчетах рекомендуется выбирать трехфазные трансформаторы. В тех случаях, когда это невозможно, то есть нельзя изготовить трехфазный трансформатор очень большой мощности или существуют ограничения при транспортировке, допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания. При проектировании подстанции необходимо учитывать требование резервирования, исходя из следующих соображений: - потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии; при этом может быть обеспечено надёжное питание от двух подстанций, на которых установлено по одному трансформатору; при питании электропотребителей 1-ой категории от одной подстанции для обеспечения надежности необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин; - потребители 2-ой категории должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала; при питании от одной подстанции следует иметь два трансформатора или «складской» резервный трансформатор, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких часов; - потребители 3-ей категории могут получать питание от одно-трансформаторной подстанции при наличии «складского» резервного трансформатора [1]. В начале расчета необходимо определить категорию электроприемников, к которой необходимо подводить напряжение от подстанции. Подстанция «Сокол» осуществляет электроснабжение приемников второй и третьей категории. Поэтому на этой подстанции можно установить либо два трансформатора, либо один силовой трансформатор и один «складской» резервный трансформатор. Намечая мощности трансформаторов, надо учитывая допустимые перегрузки. Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых автотрансформаторов, согласно табл. 5, равна 67441 кВА. Средняя расчетная полная мощность приемников равна 41352 кВА (табл. 4). Среднегодовая температура в Липецке равна 50С. Так как подстанция «Сокол» снабжает электроэнергией потребителей второй и третьей категории, можно не учитывая необходимость 100%-ного резервирования. Тогда номинальная мощность одного трансформатора равна [2]: =67441, кВА (3.1) Полученная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению мощностей на этой подстанции. В действительности подстанция «Сокол» рассчитана на передачу большей мощности. Выбор типа, мощности и числа трансформаторов проведем по сегодняшним расчетным данным. Сравним два варианта установки одного или двух трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов. С учетом неравенства (3.1) из справочника [3] выбираем один автотрансформатор типа АТДЦТН125000/220/110, т.е. тот который сейчас установлен на подстанции, вследствие того что расчет идет проверочный Мощность этого трансформатора Sн.т.1 = 125000 кВА. Если же используются два автотрансформатора, то номинальная мощность одного трансформатора составит [2]: . На основании полученных данных из справочника [3] выбираем два автотрансформатора типа АТДЦТН63000/220/110. Номинальная мощность такого трансформатора Sн.т.2 = 63000 кВА. Мощности автотрансформаторов необходимо определять с учетом их перегрузочных способностей. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика нагрузки [2]: . Допустимая нагрузка автотрансформатора в часы максимума равна [2]: , кВА; , кВА. Тогда коэффициент загрузки определяется [2]: ; . Определяем коэффициент допустимой перегрузки мл автотрансформатора зимой [2]: мл1 = 1 – кз.т.1. = 1 – 0,54 = 0,46; мл2 = 1 – кз.т.2. = 1 – 0,535 = 0,465. Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем мл= 0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен: ; . Допустимая перегрузка на автотрансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна [2]: , кВА; , кВА. в результате технического расчета можно сделать вывод о том, что оба варианта удовлетворяют поставленным требованиям. Поэтому окончательный выбор типа и числа трансформаторов будет сделан после проведения экономического расчета. Экономический расчет является не мало важным при выборе электрооборудования. Расчет проведем в ценах 1981 года. Так как расчет оценочный и все данные по трансформаторам взяты из одного справочника за 1981 год, то пропорции приблизительно останутся такими же. Паспортные данные приведены в табл. 7. Таблица 7 Паспортные данные автотрансформатора Тип трансформатора АТДЦТН 125000/220/110/35 АТДЦТН 63000/220/110/35 Напряжение Uвн , кВ 230 230 Uсн , кВ 121 121 Uнн , кВ 38,5 38,5 Напряжение к.з. uк.з.в-с , % 11 11 uк.з в-н. , % 31 35,7 uк.з.с-н , % 19 21,9 N 1 2 Ркз , кВт 305 215 Рхх , кВт 65 45 Iхх , % 0,5 0,5 Цена К0, руб. 185000 108700 Приведенные потери мощности определяются по формуле [2]: . (3.2) Тогда для первого варианта, согласно (3.2) и данных из табл. 7 получим: , кВт. Для второго варианта, согласно (3.2) и данных из табл.7. имеем: , кВт. Годовые потери электроэнергии для первого и второго вариантов с учетом двух последних выражений рассчитаем согласно выражениям [2]: Wгод1 = 8760P’ = 8760365,8 = 3204408, кВтч; Wгод1 = 8760P’’ = 8760275,4 = 2412504, кВтч. Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе автотрансформатора определяется из ниже представленных выражений, в которых С0 – стоимость одного кВтч электрической энергии. Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе одного автотрансформатора [2]: Сп1 = Wгод1Са = 32044080,02 = 64008 руб. (3.3) Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух автотрансформаторов [2]: Сп2 = Wгод2Са = 24125040,02 = 48250 руб. (3.4) Капитальные затраты при работе одного автотрансформатора определится из формулы, в которой К0 – капитальные затраты одного автотрансформатора, а n – количество автотрансформаторов [2]: К1 = nК0 = 1185000 = 185000 руб. (3.5) Капитальные затраты при работе двух автотрансформаторов [2]: К2 = nК0 = 2108700 = 217400 руб. (3.6) Амортизационные отчисления при работе одного автотрансформатора, с учетом того что Ка = 0,064 – коэффициент амортизационных отчислений на автотрансформаторы [2]: Са1 = Ка К = 0,064185000 = 11840 руб. (3.7) В случае работы двух автотрансформатора [2]: Са2 = КаК = 0,064217400 = 13913,6, руб. (3.8) Суммарные годовые потери при работе одного автотрансформатора, учитывая (3.3) и (3.7), получаем [2]: С1 = Са1 + Сп1 = 11840 + 64008 = 75848, руб. (3.9) В случае работы двух автотрансформаторов, с учетом (3.4) и (3.8) [2]: С2 = Са2 + Сп2 = 13913,6 + 48250 = 62163, руб. (3.10) Суммарные приведенные затраты для первого варианта, принимая =0,15 – нормативный коэффициент, и учитывая данные определенные в выражение (3.9) и представленные в табл. 7, равны [2]: З1 = К1 + С1 = 0,15185000 + 75848 = 103595, руб. При втором варианте, учитывая данные определенные в выражение (3.10) и представленные в табл. 7, равны [2]: З2 = К2 + С2 = 0,15217400 + 62163 = 94773, руб. Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что более рационально применять два автотрансформатора. Сделаем оценку при которой выявим выгодность замены одного автотрансформатора мощностью 125 МВА, на два мощностью по 63 МВА. Анализ проведем согласно сроку окупаемости [3]: В приведенном выше расчете капитальные затраты на установку автотрансформатора мощностью 125 МВА (К2) равные 0 т.к. он уже установлен на подстанции, а суммарные годовые потери при работе автотрансформатора взяты из выражений (3.9) для С2 и из (3.10) для С1. Из последнего выражения видно, что экономически не выгодно делать замену одного автотрансформатора мощностью 125 МВА, на два мощностью по 63 МВА из-за большого срока окупаемости. Также подстанция не запитывает приемники первой категории, то нет необходимости применять два автотрансформатора. Требуемую надежность электроснабжения можно обеспечить и при работе одного автотрансформатора. Так как потребителями электроэнергии подстанции «Сокол» являются потребители 2-ой и 3-ей категории, они могут находиться без электроэнергии в течение нескольких часов, необходимых для замены вышедшего из строя автотрансформатора уже имеющимся «складским» резервным автотрансформатором. Все это делает экономически невыгодным использование двух автотрансформаторов.

Похожие:

	Открытый одноэтапный конкурс без предварительного квалификационного отбора на Открытый одноэтапный конкурс без предварительного квалификационного отбора на право заключения договора на выполнение работ по объекту:...		Бизнес-план реконструкции подстанции Электрическая подстанция (пс 35/6 кВ «Центральная») находится в собственности ОАО «Брянксэнерго» и расположена в Центральной части...
	Выполнение работ по строительству прожекторных мачт и трансформаторной... База хранения тмц. Площадка хранения металлопроката и трубной продукции. Площадка хранения тяжеловесного и крупногабаритного оборудования....		Комплекс шкафов микропроцессорных защит присоединений 110-220 кв... ...
	Приложение №2 к Документации часть техническое задание на поставку... ...		Основание для проектирования Реконструкция пс 220 кв абалаковская (расширение ору 110 кВ на две линейные ячейки) (для тп энергопринимающих устройств ООО «Сибирский...
	Техническое задание (идентификационный номер процедуры №35/4-14708)... Доставка и разгрузка приобретаемого оборудования должна быть произведена по адресу: 660030, г. Красноярск, Красноярский край, ул....		Опыт внедрения шкафов микропроцессорной дифференциально-фазной защиты... Ндз «Бреслер-0701» для линий, оборудованных устройствами тапв напряжением 110-220 кВ. Так как в настоящее время предприятием выпускаются...
	Методическое пособие по выполнению лабораторных работ по курсу моделирование... Рассчитать коэффициенты передаточной функции управляемого объекта по заданным исходным данным		Техническое задание на проведение закупочных процедур по выбору подрядчика... Пс 110 кВ «Новожилово» в соответствии с Техническими условиями ОАО «Ленэнерго», Техническими требованиями и Проектной документацией,...
	Техническое задание на проведение конкурентной процедуры по поставке... Трансформаторная подстанция бм2ктп -630/6/0,4 расширения опытной установки цнил		Рекомендации по контролю технического состояния масляных баковых... Рекомендации по контролю технического состояния масляных баковых выключателей 110-220 кВ и приводов
	I. Проект планировки территории Исходно-разрешительная документация Проект планировки и проект межевания территории линейного объекта на земельных участках с кадастровыми номерами 35: 21: 0102004:...		Общая и профессиональная характеристика сети фирм PwC Глобальная сеть объединяет более 184 000 сотрудников в 157 странах. Каждая фирма сети является самостоятельным юридическим лицом...
	О оо «Электроприбор» Штанга изолирующая оперативная универсальная... Штанга изолирующая оперативная универсальная шоу предназначена для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей,...		Конкурсной комиссии Вл 220 кв нерюнгринская грэс нижний Куранах – Томмот Майя с пс 220 кв томмот и пс 220 кв майя. Вторая очередь строительства вл 220...