Контроль качества электроэнергии, трансформаторы с РПН. Часть 2

Страницы 1 2

---

3.3. Выбор шин и изоляторов

На РУВН выбираем гибкие шины типа АС.

Сечение гибких шин выбираем по нагреву рабочим током, проверяем по экономической плотности тока, по термическому действию тока к.з. и по условиям короны:

Предварительно принимаем провод АС-50/8.

По нагреву рабочим током

184210 А

где I_{раб max}=184 А– максимальный рабочий ток шины;

I_доп=330 А– допустимый ток шины выбранного сечения;

По экономической плотности тока

где S_эк– экономически целесообразное сечение шины, принимаем Sэк=150 мм²;

j=1,1 А/мм²– экономическая плотность тока;

Шина является термически стойкой к токам к.з., если соблюдается условие

где S – выбранное сечение проводника, мм²;

I_к=1730 А – установившийся ток к.з;

t_к=t_откл=0,07 с – время прохождения тока к.з;

С=88 – коэффициент для алюминиевых шин;

По условиям коронирования минимальное стойкое сечение провода на напряжение 110 кВ – 70 мм². Исходя, из этого принимаем окончательно провод марки АС 150/24.

На РУНН выбираем шины круглого сечения.

Предварительно принимаем жесткие двух полосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 60×6 мм².

По нагреву рабочим током

13871555 А

где I_{раб max}=1387 А– максимальный рабочий ток шины;

I_доп=1555 А– допустимый ток шины выбранного сечения;

По экономической плотности тока

где S_эк– экономически целесообразное сечение шины, принимаем Sэк=2*80*8=1280 мм²;

j=1,1 А/мм²– экономическая плотность тока;

Шина является термически стойкой к токам к.з., если соблюдается условие

где S – выбранное сечение проводника, мм²;

I_к=14600 А – установившийся ток к.з;

t_к=t_откл=0,08 с – время прохождения тока к.з;

С=88 – коэффициент для алюминиевых шин;

Шина динамически устойчива, если

=70 МПа допустимое напряжение в материале алюминиевой шины.

Расчетное напряжение в шине определяется

где W– момент сопротивления шин;

– изгибающий момент;

f_рас – изгибающая сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы, Н/м;

=1,5 м – расстояние между изоляторами вдоль шины, м;

Н/м,

где i_у=34700 А– ударный ток при к.з. на шинах;

а=0,1 м расстояние между осями смежных фаз.

Окончательно принимаем двух полосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80×8 мм².

Для РУВН 110 кВ выбираем следующие типы изоляторов:

-подвесной изолятор с гирляндой натяжного типа ПС6-А, с восемью изоляторами в гирлянде.

-опорный изолятор типа ИОС-110-300 УХЛ

Для РУНН 6 кВ выбираем проходной изолятор наружно-внутренней установки ИП-10/1000-750 УХЛ1.

Проверим изолятор по рабочему току:

8671000 А

Проверим изолятор по допустимой механической нагрузке. Согласно ПУЭ расчетная нагрузка на изолятор не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки:

Расчетная нагрузка определяется:

где k_п – поправочный коэффициент на высоту шины;

Н_из =565 мм– высота изолятора;

С=8 мм – высота шины по оси изолятора.

Н

Изолятор по механической прочности подходит.

Для ЗРУ принимаем опорные изоляторы внутренней установки типа ОФ-10-3,75ов

Uн=6кВUуст=10кВ

С мин. разрушающей силой на щит 3,75 кН, высота изолятора Н_из =190 мм;

Расчетная нагрузка определяется:

где k_п – поправочный коэффициент на высоту шины;

С=8 мм – высота шины по оси изолятора.

Н

Изолятор по механической прочности подходит.

3.4.      Расчет заземляющего устройства

Для обеспечения безопасных значений напряжений прикосновения и шагового в ПУЭ нормируется величина сопротивления заземляющего устройства:

а) в установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю ;

б) в высоковольтных установках до 35 кВ с малым током замыкания на землю , но не менее 10 Ом;

За расчетное сопротивление заземления принимаем наименьшее R_з=0,5 Ом.

Заземление использует естественные и искусственные заземляющие переключатели. Натуральные водопроводные трубы представляют собой водопроводные трубы (2-4 м), фундаменты опор, кабельные канатные системы.

Площадь, занимаемая оборудованием подстанции, определяется размером ячеек всех распределительных устройств, схемой распределительного устройства, их количеством, размерами силовых трансформаторов, допустимыми минимальными расстояниями для открытого распределительного устройства.

На подстанции будут использоваться искусственные заземляющие переключатели в виде продольных и поперечных стальных полос

Размер искусственного заземляющего устройства подстанции равен

Сопротивление одной продольной полосы:

где =7000 см — длина полосы;

в=5 ширина полосы, см;

t=80 см — глубина заложения;

r_п — расчетное сопротивление грунта на глубине закладки:

r_п=к₁· r=1,6·0,2·10⁴=3200 Ом·см,

где к_{1 —} коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание почвы (при t =0,8 м, к₁=1,6);

r=0,2·10⁴ — среднее удельное сопротивление грунта (чернозем).

Сопротивление всех продольных полос с шагом 5м, при ширине площади заземления 40м

где h_п — коэффициент использования, учитывающий взаимное влияние полос при растекании с них тока. Находим h_п= 0,31

n=12 — число полос с шагом 5 м.

Аналогично определяется сопротивление одной, затем всех поперечных полос

Ом

Сопротивление одной поперечной полосы находим аналогично. L=4000cм

Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования:

где h_п=0,31

— число полос с шагом 5 м.

Общее сопротивление сетки полос:

Общее расчетное сопротивление естественных заземлителей (принимаем Re=10 Ом) и искусственных Rи=0,469 Ом=Rс

Условия выполняются, поэтому устанавливать дополнительно стержневые заземлители не требуются.

Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты. ВЫБОР РЕЖИМА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 6 кВ ГПП

4.1. Принципы и способы регулирования напряжения в центре

питания (ЦП) при помощи трансформаторов с РПН. Расчёт автоматического регулирования напряжения ГПП-01

Основными аппаратами защиты оборудования подстанций от перенапряжений являются вентильные разрядники.

На РУВН выбираем вентильный разрядник ОПН-110 кВ

На РУНН выбираем вентильный разрядник ОПН-10 кВ

Для защиты электроустановок подстанции от прямых ударов молний устанавливаем стержневые молниеотводы.

ГОСТ 13109-97 устанавливает допустимый диапазон отклонений напряжения на зажимах ЭП в пределах ±5%. Кроме того, регулирование напряжения необходимо также с целью достижения максимальной экономической эффективности их работы. Величина подводимого к ЭП напряжения влияет на:

1 – величину потерь активной мощности внутри ЭП;

2 – величину потребляемой реактивной мощности;

3 – производительность промышленных установок и, следовательно, на количество выпускаемой продукции;

4 – качество выпускаемой продукции;

5 – производительность труда людей;

6 – срок службы ЭП.

Величина подводимого напряжения оказывает особенно большое влияние на экономичность работы электротехнологических установок.

В соответствии с ПУЭ напряжение на шинах ЦП должно поддерживаться не ниже 105% в период наибольших и не выше 100% в период наименьших нагрузок.

Стабилизация напряжения в ЦП

При таком законе регулирования автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности поддержание напряжения на шинах 6-10 кВ ЦП на уровне, определяемом напряжением уставки  (задающим напряжением).

Примерный график отклонений напряжения в электрической сети для случая стабилизации напряжения в ЦП приведен на рис. 8.1. , где

— — — — — — — —  режим минимальных нагрузок (min режим);

________   режим максимальных нагрузок (max режим);

БАУРПН   —   блок автоматического управления регулятором напряжения под нагрузкой;

ЭС – энергосистема;

– сопротивление ЛЭП 110 кВ,

– сопротивление ЛЭП 6-10 кВ;

D — добавка U, зависящая от положения переключателя отпаек;

ТН – измерительный трансформатор напряжения;

ТТ – измерительный трансформатор тока;

АД – высоковольтный асинхронный двигатель;

ТП – трансформаторная подстанция.

Рис. 8.1. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по закону стабилизации

Данный график показывает, что, вопреки стабильному уровню напряжения в ЦП, напряжение на клеммах ЭП изменяется в зависимости от изменения тока нагрузки. Диапазон этих отклонений тем выше, чем больше сопротивление линий электропередачи  и чем больше разница между токами нагрузки в максимальном и минимальном режимах.

Встречное регулирование напряжения

При регулировании счетчика стабильный уровень напряжения обеспечивается не на шинах процессора, а в некоторой точке электрической сети, удаленной от ЦП. Он называется «контрольной» или «фиктивной» точкой.

При этом автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности уровень напряжения на шинах ЦП, равный сумме напряжения уставки  и потери напряжения от ЦП до фиктивной точки :

(8.1.)

Иначе говоря, напряжение в ЦП зависит от тока нагрузки, оно растет с увеличением тока нагрузки (рис.8.2.).

Рис. 8.2.. Зависимость напряжения в ЦП от тока нагрузки при встречном регулировании ( – ток нагрузки и напряжение в ЦП в min и max режимах)

Для реализации такого закона в регуляторе должен быть смоделирован участок электрической сети от ЦП до фиктивной точки. Эта симуляция выполняется с помощью специальной компенсации тока, через которую пропускается ток нагрузки. Величина этого сопротивления служит вторым  (после ) параметром встречного закона и приближенно определяется по формуле 8.2.:

(8.2.)

Рис. 8.3. Автоматическое регулирование напряжения в ЦП по встречному закону

Примерный график отклонений напряжения в электрической сети при управлении напряжением в ЦП показан на рисунке 8.3. Фиктивная точка в этом примере выбирается на шинах РП 6-10 кВ.

Диапазон изменения контролируемого напряжения, при котором оборудование управления не работает. Значение мертвой зоны ε определяет точность управления, которая обозначается ± δ, где δ% — это значение, равное половине мертвой зоны. Мертвая зона регулятора должна быть больше, чем контрольная, на величину порядка 0,2-0,5%; в противном случае контроллер будет неустойчивым, то есть будет колебательный режим работы регулятора и переключающего устройства.

Временная задержка в регуляторах служит для предотвращения их работы при кратковременных отклонениях напряжения от заданного значения. По мере увеличения временной задержки общее число сдвигов уменьшается, но качество регулирования уменьшается одновременно. По мере уменьшения временной задержки качество управления увеличивается, однако частота переключения и общее их число увеличиваются. Это ухудшает условия работы коммутационных устройств. Практически время задержки выбирается в течение 1-3 мин.

Для оценки влияния указанных величин на точность регулирования рассмотрим процесс регулирования, изображённый на рис. 8.4.

Рис. 8.4. Процесс регулирования с помощью переключения отпаек трансформатора

В начальный момент времени регулируемое напряжение находилось внутри зоны нечувствительности регулятора (ε). Далее в момент времени 1, понижающееся напряжение вызвало срабатывание чувствительного органа регулятора и начался отсчёт времени. По истечении выдержки времени t1 в момент 2 подаётся команда на переключение отпайки и через время t2 (время работы переключающего механизма) напряжение скачком возрастает на величину, определяемую ступенью регулирования (E) и вновь оказывается внутри зоны ε. В промежуток времени 4, 5, 6 происходит аналогичный процесс переключения с той лишь разницей, что переключатель возвращается в прежнее положение. В промежуток времени 7, 8 произошло кратковременное понижение напряжения, на которое регулятор не среагировал, т.к. его выдержка времени t1 оказалась больше, чем длительность этого понижения напряжения t3.

В центре питания, на ГПП-01, установлен трансформатор ТДН-16000/110. Допустимые отклонения напряжения у электроприемников  δUдоп = ± 5%. Отношение наименьшей нагрузки к наибольшей m = 0,25. Коэффициент чувствительности регулятора напряжения n = 1,3.

Технические характеристики трансформатора ТДН-16000/110 представлены в табл. 8.1.

Табл. 8.1.

Технические характеристики трансформатора ТДН-16000/110

 

Напряжения ответвлений обмоток трехфазных трансформаторов (класса напряжения 110 кВ) с регулированием напряжения под нагрузкой при холостом ходе представлены в табл. 8.2.

Табл. 8.2.

Напряжения ответвлений обмоток ТДН-16000/110

 

На рис. 8.5. условно изображена схема электроснабжения потребителей карьера, исходя из расчетных данных произведем расчет потерь напряжения на КРП-1, КРП-2, КРП-3.

Рис. 8.5. Схема сети

Используя справочные данные для провода АС-240 находим удельные сопротивления  и . По заданным длинам линий находим активные и реактивные сопротивления. Берем потоки мощности на каждом участке сети без учета потерь мощности. Результаты заносим в табл.8.3.

Табл. 8.3.

Результаты расчета

 

Найдем потери напряжения в вольтах и процентах и занесем их в таблицу.

Определим зону нечувствительности автоматического регулятора напряжения трансформатора в центре питания. Ступень РПН δUст = 1,78%, коэффициент чувствительности регулятора напряжения n = 1,3.

Отношение наименьшей нагрузки к наибольшей m = 0,25, найдем потери напряжения от шин ГПП до шин КРП в режиме наименьших нагрузок с использованием формулы:

где

Здесь , — активная нагрузка в режиме наименьших и наибольших нагрузок;

, , — соответственно потери напряжения от шин ГПП до шин КРП, ближайшего к КРП приемника и до наиболее удаленного от КРП приемника в режиме наименьших нагрузок; , ,  — то же, но в режиме наибольших нагрузок.

Следовательно,

Так, для шин 2 будем иметь:

Результаты расчетов занесем в табл. 8.4.

Табл. 8.4.

Результаты расчетов для шин

 

Определим допустимые отклонения напряжения на шинах 6 кВ КРП. Будем ориентироваться на то, что у ближайшего к КРП приемника отклонение напряжения может быть равно верхнему допустимому пределу δUб = + 5%, а у наиболее удаленного – нижнему допустимому пределу δUу = — 5%.

Потеря напряжения в сети 6 кВ от шин КРП до наиболее удаленного приемника в режиме наибольших нагрузок равна , а до ближайшего приемника .

Тогда в режиме наименьших нагрузок эта потеря напряжения составит:

Допустимые отклонения напряжения на шинах 6 кВ КРП в режиме наибольших нагрузок вычислим по формуле:

Таким образом, в режиме наибольших нагрузок отклонение напряжения на шинах КРП должно находиться в пределах:

Этому условию удовлетворяют все три КРП.

Аналогично найдем допустимые отклонения напряжения на шинах КРП в режиме наименьших нагрузок:

В режиме наименьших нагрузок отклонение напряжения на шинах КРП должно находиться в пределах:

Этому условию также удовлетворяют все три КРП.

Выберем следующий режим регулирования:

— при наибольших нагрузках

— при наименьших нагрузках

Тогда с учетом найденной зоны нечувствительности регулятора ,  найдем пределы возможных отклонений напряжения на шинах ГПП в режиме наибольших нагрузок:

Аналогично для режима наименьших нагрузок найдем:

Из таблицы 3.2 найдем номера ответвлений РПН и значение напряжения , а также , учитывая, что коэффициент трансформации

Для режима наибольших нагрузок:

что приближенно соответствует 14-ой отпайке РПН (+7,12%),

приближенно соответствует 12-ой отпайке РПН (+3,56%),

Для режима наименьших нагрузок:

приближенно соответствует 11-ой отпайке РПН (+1,78%),

приближенно соответствует 9-ой отпайке РПН

(-1,78%),

4.2.  Силовой трансформатор с регулятором напряжения под

нагрузкой и устройством автоматического управления

 РПН РС 9-III-400

Выбранный для установки на ГПП-01 трансформатор ТДН-16000/110 укомплектован устройством РПН типа РС 9-III-400 с приводом М3-2 (М3-4)  (болгарское переключающее устройство, выпускаемое заводом им. Басила Коларова в Софии).

Это ступенчатое контактное РПН, быстродействующее, с активными токоограничивающими сопротивлениями, с гашением дуги контактора в масле.

Коммутационное устройство РС-9 (таблица 9.1.) Предназначено для регулирования напряжения под нагрузкой в нулевой точке трехфазного трансформатора, но оно также используется для управления напряжением при подключении обмоток в треугольнике и с использованием автотрансформаторной цепи.

Табл. 9.1.

Основные технические данные РПН типа РС 9-III-400

 

Согласно заявлению изготовителя, гарантируется до 1 000 000 операций переключения, но после 100 000 переключений контакторное устройство должно быть проверено, а после 500 000 контакты последнего должны быть заменены. В действительности, в процессе работы, из-за возникающих неисправностей различных узлов коммутационного устройства, эти цифры намного ниже.

Наиболее ненадежными элементами устройств РПН, как показал анализ повреждений, является повреждение приводов. Этот тип повреждений чаще всего встречается при работе. Причинами сбоев приводов являются прилипание стартовых контактов, повреждение кулачковых элементов, отказ концевых выключателей, короткое замыкание приводных двигателей из-за увлажнения, отсутствие или недостаточный нагрев, что не обеспечить нормальную работу компонентов привода. В частности, повреждаются контроллеры типа 57212/4000 приводов МЗ-2 производства НРБ. В контроллерах выходит из строя ролик из-за механического износа. В приводах МЗ-2, МЗ-4 повреждаются также конечные и защитные выключатели. Уплотнение крышки привода, изготовленное из некачественного резинового шнура, установка этого шнура в канале корпуса не может обеспечить необходимую герметичность. По этой причине оборудование и различные приводы для подключения привода чувствительны к окислению, образованию ржавчины и пыли. Из-за несовершенства автоматического привода его нагрев недостаточно надежный. В устройствах РПН имеются утечки. Чаще всего масло течет из-под стекла индикатора положения, в червячной передаче на фланце подшипника регуляторов из-за отказа уплотнений сальников.

Отмечены контакты селектора. Во многих случаях этот недостаток в энергосистемах устраняется серебрением контактов. Субграду способствует недостаточное нажатие контактов и чистота обработки поверхности контактов избирателя и предселектора.

Недостаточная прочность крепления болтов контактора и их конструкция значительно усложняют пересмотр, когда необходимо удалить все коммутационное устройство из бачка трансформатора.

Из-за невозможности слива масла из контактора из-за забивания сифона необходимо использовать продувку воздухом, чтобы полностью удалить масло.

4.3 Ступенчатое бесконтактное тиристорное регулирование

напряжения трансформаторов под нагрузкой

В мировой практике работа по созданию тиристорных регуляторов имеет два направления. В первом направлении используются токоограничивающие элементы в коммутирующей цепи.

Второе направление состоит в разработке комплексных схем управления переключением тиристорных переключателей в ветвях обмотки трансформатора, чтобы предотвратить размыкание схемы рабочего тока трансформатора.

Схема переключающего устройства с токоограничивающим реактором LR показана на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Принципиальная схема с тиристорным РПН с одной ступенью регулирования

Устройство состоит из двух тиристорных ключей VS1 и VS2.

Каждый ключ образован двумя тиристорами, включенными встречно-параллельно. Тиристорные ключи подключаются к ответвлениям  и  регулировочной обмотки трансформатора.

Пусть в исходном состоянии открыт тиристорный ключ VS2, а ключ VS1 закрыт. На выходе трансформатора напряжение холостого хода  максимальное. Для понижения напряжения подают импульсы управления на тиристорный ключ VS1 и снимают с тиристорного ключа VS2. Ток первичной обмотки трансформатора переходит с тиристорного ключа VS2 на тиристорный ключ VS1.

За время переключения оба тиристорных ключа открыты, и в контуре, образованном тиристорными ключами и регулировочной обмоткой трансформатора, протекает циркулирующий ток , ограниченный индуктивным сопротивлением реактора.

Недостатки этой схемы включают увеличение сопротивления устройства из-за индуктивного реактивного сопротивления реактора, подключенного к трансформатору, с открытым тиристором VS1, а также ограниченным диапазоном регулирования. По мере увеличения диапазона плавность регулирования напряжения снижается.

Снижение сопротивления агрегата уменьшением индуктивного сопротивления реактора может быть получено также в схеме рис. 9.2.

Рис. 9.2. Принципиальная схема с тиристорным РПН с включением реактора в контур ступени регулировочной обмотки и тиристорных ключей

Когда один из тиристорных переключателей VS1-VS2 открыт, сопротивление реактора минимально. При переключении, когда оба тиристорных переключателя открыты, сопротивление реактора LR для цепи циркулирующего тока по отношению к минимуму увеличивается в 4 раза.

В тиристорном коммутационном устройстве РПН рисунок 3.11 обмотки реактора рассчитан на долгосрочный поток номинального рабочего тока первичной обмотки трансформатора при открытии тиристорного ключа VS1. В схеме, изображенной на рисунке 3.12, обмотки также рассчитаны на длительный поток минимального тока первичной цепи, но с минимальным сопротивлением реактора.

Чтобы упростить схему управления тиристорными ключами и уменьшить мощность реактора на рис. 9.3. Дана схема тиристорного коммутационного устройства РПН с параллельным подключением токоограничивающего реактора к одному из тиристорных переключателей.

Рис. 9.3. Принципиальная схема тиристорного РПН трансформатора с параллельным подключением реактора к тиристорному ключу

В схеме токоограничивающий реактор включен параллельно тиристорному ключу VS1. Если необходимо переключиться с ответвления  трансформатора на , то сначала снимаются импульсы управления с тиристорного ключа VS1. После закрытия тиристорного ключа VS1 ток протекает по реактору LR. Далее импульсы управления подаются на тиристорный ключ VS2. При обратном переключении сначала импульсы управления снимаются с тиристорного ключа VS2. После его закрытия рабочий ток протекает через реактор LR. Далее импульсы управления подаются на тиристорный ключ VS1, который шунтирует реактор.

Недостаток данного устройства заключается в том, что при работе на ответвлении  в регулировочной обмотке трансформатора протекает циркулирующий ток.

В рассмотренных ранее (рис. 9.1. — 9.3.) тиристорных РПН трансформатора сигналы управления подаются на тиристоры вне зависимости от направления тока и полярности напряжения. В результате появляются моменты времени, когда открыты оба тиристорных ключа (вступающий в работу и выходящий из работы) и появляется ток циркуляции, для ограничения которых в схему включен токоограничивающий реактор. Однако выбором определенной последовательности подачи импульсов управления на тиристоры можно избежать этого.

На рис. 9.4. приведено устройство, в котором в схему управления тиристорами (СУ) поступают сигналы от датчиков тока (ДТ) и от датчика напряжения (ДН). Датчики тока фиксируют моменты перехода тока через ноль и подают сигнал определения направления тока.

Рис. 9.4. Принципиальная схема тиристорного РПН трансформатора с зависимым от токов и напряжения способом переключения тиристоров

Датчик напряжения используется для определения полярности приложенного напряжения. Переключение ветвей трансформатора всегда начинается, когда ток проходит через ноль, тем самым обеспечивая плавное переключение.

Такой способ подачи последовательности тиристорных управляющих импульсов, зависящих от токов и напряжений, исключает появление токов короткого замыкания в цепи переключения и не позволяет разрушить цепь тока нагрузки.

Рассматриваемые устройства РПН трансформатора реализуются в однофазных и могут быть реализованы в трехфазной конструкции.

4.4. Трансформатор напряжения

При проектировании автоматического регулирования напряжения в ЦП важным элементом схемы является трансформатор напряжения, который обеспечивает правильную работу всей системы.

Практика эксплуатации трансформаторов напряжения (ТН) электромагнитного типа в электрических сетях разного назначения и различного напряжения показала, что в процессе эксплуатации этих сетей могут возникать ситуации, приводящие к феррорезонансным явлениям в эквивалентных контурах, содержащих емкость электрооборудования сети и нелинейную индуктивность намагничивания ТН. При этом на изоляции электрооборудования могут возникать как перенапряжения на высших гармонических, так и повышенные значения токов в обмотке ВН ТН при возбуждении субгармонических колебаний.

В электрических сетях 6 кВ, эксплуатируемых с изолированной нейтралью, такие условия могут возникнуть чаще всего при однофазных дуговых замыканиях на землю (ОДЗ). Очевидно, что условия феррорезонанса соблюдаются при определенном соотношении емкостного входного сопротивления и характеристики намагничивания ТН, зависящей от конструкции его магнитопровода на той или иной частоте.

Опасные феррорезонансные колебания чаще наблюдаются в электрических сетях, имеющих малую длину, из-за относительно небольшой емкости этих сетей и соответственно более высокой вероятности возникновения феррорезонансных условий в цепях, содержащих сетевую емкость и индуктивность намагниченности фаз TH.

К таким сетям прежде всего следует отнести распределительные сети, состоящие в основном из воздушных линий (погонная емкость КЛ 6(10) кВ в десятки раз превышает погонную емкость ВЛ этих же классов напряжения). В данном проекте как раз и рассматривается подобный вариант распределительной сети.

Для предотвращения опасного феррорезонанса TH применялись различные внешние меры: подключение резисторов и дополнительных емкостей к коммутируемому объекту, программирование последовательности отсоединения коммутационного оборудования и т. д. Однако наиболее естественным способом является создание антирезонансного TH.

Трехфазная антирезонансная группа измерительных трансформаторов напряжения НАЛИ-СЭЩ-6(10) состоит из четырех залитых эпоксидным компаундом трансформаторов, закрепленных на установочной раме (рис. 9.5).

Рис. 9.5. Схема соединения обмоток трехфазной антирезонансной группы измерительных трансформаторов НАЛИ-СЭЩ-6(10)

Три однофазных трехобмоточных измерительных трансформатора напряжения НОЛ-СЭЩ-6(10) установлены основаниями в ряд. Они имеют по два вывода первичной обмотки, расположенных на верхней части трансформатора, рассчитанных на полную изоляцию (двухполюсные) и удаленных от заземленных частей для уменьшения токов утечки по корпусу трансформатора. Выводы вторичных обмоток располагаются в нижней части трансформатора. Основные вторичные обмотки имеют по два параллельных фазных вывода и вывод нейтрали, обозначенные соответственно: а-а-х, b-b-y, c-c-z.

Четвертый трансформатор – трансформатор нулевой последовательности (ТНП), закреплен на трех трансформаторах ТН со стороны выводов первичной обмотки и выполняет функцию защиты измерительного блока литых трансформаторов при феррорезонансе и перемежающихся дуговых замыканиях на землю.

Трансформатор ТНП — однофазный двухобмоточный заземляемый трансформатор напряжения с разделенными на два стержня обмотками. Он имеет три плоских контактных вывода первичной обмотки, электрически связанных между собой внутри трансформатора, и заземляемый вывод O.

Три контакта первичной обмотки ТНП соединяются с тремя выводами Х, Y, Z измерительных ТН болтовыми соединениями, обеспечивая тем самым соединение в «звезду» первичных обмоток ТН. Заземление нейтрали производится через вывод «О» первичной обмотки ТНП.

Каждый однофазный трансформатор напряжения, входящий в состав группы измерительных трансформаторов напряжения НАЛИ-СЭЩ-6(10), имеет по две вторичных обмотки, одна из которых – основная, соединяется в «звезду», предназначена для питания измерительных приборов и цепей защитных устройств. Вторая вторичная обмотка – дополнительная, соединяется в «разомкнутый треугольник», служит для питания цепей защитных устройств и контроля изоляции сети, к выводам разомкнутого треугольника подключается реле контроля изоляции.

Вторичная обмотка ТНП в нормальном режиме работы замкнута, и размыкается релейной защитой при появлении напряжения небаланса, которое измеряется на выводах дополнительной обмотки, соединенной в разомкнутый треугольник.

Существующая на сегодня простая констатация фактов несоответствия показателей качества электроэнергии требованиям ТНПА не позволяет решать ряд важных принципиальных вопросов. Развитие технического потенциала до требуемого уровня возможно только при условии того, что сам потребитель будет осознавать наличие проблемы, понимать её причину, искать пути и требовать её решения.

В случае существенных отклонений параметров качества электроэнергии следует прежде всего обратиться в обслуживающую организацию, к поставщику электрической энергии. Если административные действия по улучшению качества электроэнергии не дадут результатов, тогда необходимо использовать специальные средства защиты. Для улучшения параметров качества электроэнергии можно использовать: средства защиты от скачков напряжения, стабилизаторы напряжения, источники бесперебойного питания.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНЫХ ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ НА СООРУЖЕНИЕ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ И УСТАНОВКУ СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Расчёт ведётся по укрупненным стоимостным показателям (УСП).

Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей пред-назначены для выполнения:

— технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантных решений выбора схем электрических сетей («схемное» проектирование);

— оценки эффективности и разработки инвестиционных проектов и бизнес-планов;

— оценки объемов инвестиций при планировании электросетевого строительства.

УСП учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию и индустриализацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.

УСП приведены в базовых сметных ценах 1991 г.

Для определения текущих стоимостей могут быть использованы ведом-ственные индексы цен. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базовом уровне цен.

При определении фактических цен электросетевого строительства по данным Департамента инвестиций ОАО «ФСК ЕЭС» индекс перехода от базовых цен 1991 г. к текущим ценам 2004 г. и уточненным ценам 2003 г. рекомендуется принимать соответственно 35,95 и 32,77. Указанные индексы цен принимаются на основании рекомендаций Минэкономразвития (письмо ИМ-1175/9 от 2.09.2003 г.).

Индекс перехода от базовых цен 1991 г. к текущим ценам принимаем —  35,95.

УСП приведены на 1 км воздушных и кабельных линий, а также на ПС в целом и по их основным элементам для средних условий строительства в Европейской части страны.

УСП учитывают все затраты на сооружение ВЛ и ПС по объектам производственного назначения (базовые показатели).

Затраты, не включенные в базовые показатели, определяются индивидуальным расчетом или по проекту-аналогу.

1) По расчетной мощности предприятия и расстояния от предприятия до подстанции энергосистемы определяем рациональное стандартное напряжение U₁ = 110 кВ. Для сравнения принимаем ближайшее большее U₂ =35 кВ. стандартное напряжение.

Вариант I – напряжение питающей линии U = 110 кВ.

2) Определение капитальных затрат на внешнее электроснабжение:

К₁ = К_в + К_лэп

где: К_в = 62*35,95 = 2228,9 тыс. руб. – стоимость двух блоков с отделителями и неавтоматической перемычкой;

К_лэп — стоимость сооружения двухцепной линии на железобетонных опорах, выполненной проводам марки АС -70 мм²;

К_лэп = k_уд * L,

k_уд = 50*35,95 тыс. руб/км стоимость сооружения 1 км линии;

К_лэп = 50*35,95 * 4 = 7190 тыс. руб.

К₁ = 2228,9+ 7190  = 9418,9 тыс. руб.

3) Ежегодные эксплуатационные расходы  С_эк складываются из стоимости потерь электроэнергии в линиях (С_{пот.лэп.}) и амортизационных отчислений на линии (С_ам.в.). Стоимость расходов на содержание персонала, ремонт и обслуживания не учитываем, так как эти составляющие изменяются в рассматриваемых вариантах незначительно.

Потери электроэнергии в питающих линиях составят:

Э_{лэп1 =}  n * Р_уд * k²_загр * L *  _max

n – число питающих линий,

Р_уд = 125 кВт/км. потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке,

k_загр = I_р / I_доп – коэффициент загрузки линии,

 _max = 3000 – время максимума потерь определяем по рис.10.1.:

Рис. 10.1. Зависимость времени максимальных потерь  от продолжительности использования максимума нагрузки  и

 

k_загр = 83,2/344 = 0,242

Э_{лэп1 =}  2 * 125 * 0,242² * 4 * 3000 = 175,7 тыс. кВт.ч./год.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

С_{пот.лэп} = Э_лэп1 * С_э

С_э = 0,515*35,95= 18,5 руб..

С_{пот.лэп} = 175,7* 18,5 = 3250,45 тыс. руб.

Амортизационные отчисления на линии:

С_ам.лэп = Е_ам.лэп * К_лэп

где Е_ам.лэп = 0,028 – коэффициент амортизационных отчислений для воздушных линий напряжением 35 – 110 кВ.

С_ам.лэп = 0,028 * 7190 = 201,32 тыс. руб/год.

Амортизационные отчисления на блоки с отделителями:

С_ам.в = Е_ам.в * К_в,

где  Е_ам.в = 0,063 — коэффициент амортизационных отчислений для силового электрооборудования и РУ напряжением 35 – 110 кВ.

С_ам.в = 0,063 * 2228,9 = 140,4 тыс. руб/год.

4) Приведенные затраты составят:

З₁ = Е_н^лэп * К_лэп + Е_н^об * К_в + С_{пот.лэп} + С_ам.лэп + С_ам.в

где —  Е_н^лэп = 0,152 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений для ВЛЭП;

Е_н^об = 0,193 — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений для силового оборудования.

З₁ = 0,152 * 7190 + 0,193 * 2228,9 + 3250,45 + 201,32 + 140,4 = 5115,27 тыс. руб/год.

5) Определяем расход проводникового материала на линии электропередач:

G₁ = 2 * G_уд * L

где  G_уд = 276 кг/км.– удельный расход проводникового материала.

G₁ = 2 * 0,276 * 4 = 2,208 т.

Вариант II – напряжение питающей линии U = 35 кВ.

2) Определение капитальных затрат на внешнее электроснабжение:

К₂ = К_в + К_лэп

где: К_в = 22*35,95 тыс. руб. стоимость с отделителями;

К_лэп – стоимость сооружения двухцепной линии, выполненной проводам марки АС -150 мм²  на железобетонных опорах;

К_лэп = k_уд * L,

k_уд = 56*35,95 тыс. руб/км стоимость сооружения 1 км линии;

К_лэп = 56*35,95* 4 = 8052,8 тыс. руб.

К₂ = 22*35,95+ 8052,8 = 8843,7 тыс. руб.

3) Ежегодные эксплуатационные расходы:

Потери электроэнергии в питающих линиях составят:

Э_{лэп2 =}  n * Р_уд * k²_загр * L *  _max

n – число питающих линий,

Р_уд = 125 кВт/км. потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке,

k_загр = I_р / I_доп – коэффициент загрузки линии,

 _max = 3000 – время максимума потерь определяем по рис:

k_загр = 262 / 585 = 0,45

Э_{лэп2 =}  2 * 125 * 0,45² * 4 * 3000 = 607500 тыс. кВт.ч./год.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

С_{пот.лэп} = Э_лэп1 * С_э

С_э = 18,5 руб.

С_{пот.лэп} = 607500* 18,5 = 11238750 тыс. руб.

Амортизационные отчисления на линии:

С_ам.лэп = Е_ам.лэп * К_лэп

где Е_ам.лэп = 0,028 – коэффициент амортизационных отчислений для воздушных линий напряжением 35 – 110 кВ.

С_ам.лэп = 0,028 * 8052,8 = 225,5 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на блоки с отделителями;

С_ам.в = Е_ам.в * К_в,

где  Е_ам.в = 0,063 — коэффициент амортизационных отчислений для силового электрооборудования и РУ напряжением 35 – 110 кВ.

С_ам.в = 0,063 * 22*35,95 = 49,8тыс. у.е./год.

4) Приведенные затраты составят:

З₁ = Е_н^лэп * К_лэп + Е_н^об * К_в + С_{пот.лэп} + С_ам.лэп + С_ам.в

где —  Е_н^лэп = 0,152 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений для ВЛЭП;

Е_н^об = 0,193 — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений для силового оборудования.

З₂=0,152*8052,8+0,193*790,9+11238750+225,5+49,8=11240401,9437 тыс. руб./год.

5) Определяем расход проводникового материала на линии электропередач:

G₂ = 2 * G_уд * L

где  G_уд = 705 кг/км.– удельный расход проводникового материала.

G₂ = 2 * 0,705 * 4 = 5,64 т.

Результаты расчётов сводим в табл. 10.1.:

                                                                                    Табл.10.1.

Результаты расчётов ТЭО рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия

 

Исходя из результатов расчёта окончательно принимаем напряжение    U = 110 кВ для системы внешнего электроснабжения предприятия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Развитие сетей и внедрение новых электрических устройств только повышают актуальность проблем качества электроэнергии. Возрастающее количество нелинейной нагрузки с одной стороны ухудшает ПКЭ в сети, а применение чувствительных электронных устройств, с другой стороны, требует, чтобы эти показатели находились в жёстко заданных пределах. Очевидно, что с развитием электроэнергетики актуальность нормирования и контроля параметров качества электроэнергии будет возрастать. Ключевыми моментами в вопросах КЭ являются законодательная база (построение отношений между энергоснабжающей организацией и потребителем) и наличие инженерных возможностей для выявления и устранения недопустимых отклонений ПКЭ. Если некоторые законодательные основы созданы Правилами электроснабжения, то инженерную (техническую) базу необходимо развивать. Существующая на сегодня простая констатация фактов несоответствия показателей качества электроэнергии требованиям ТНПА не позволяет решать ряд важных принципиальных вопросов. Развитие технического потенциала до требуемого уровня возможно только при условии того, что сам потребитель будет осознавать наличие проблемы, понимать её причину, искать пути и требовать её решения.

В случае существенных отклонений параметров качества электроэнергии следует прежде всего обратиться в обслуживающую организацию, к поставщику электрической энергии. Если административные действия по улучшению качества электроэнергии не дадут результатов, тогда необходимо использовать специальные средства защиты. Для улучшения параметров качества электроэнергии можно использовать: средства защиты от скачков напряжения, стабилизаторы напряжения, источники бесперебойного питания.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М: Энергоатомиздат,1989.
2. Типовая инструкция по компенсации емкостного
   тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ РД34.20.179 (ти 34-70-070-87)
3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Москва: Энергоатомиздат, 1989.
4. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. М.: издательство МЭИ, 2002.
5. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987.
6. Новое электрооборудование в системах электроснабжения/ Справочник. Составитель – Ополева Г.Н. – Иркутск: Издательство Иркутского Государственного Университета, 2003.
7. Рекомендации по выбору уставок устройств защиты трансформаторов «Сириус – Т» и «Сириус – Т3»
8. Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 2003. – 350с.
9. Костенко М. В. и др. Заземления в сетях высокого напряжения и средства защиты от перенапряжений. Учебное пособие. – Л.: ЛПИ, 1983.
10. РД 153–34.3–35.125–99 «Руководство по защите электрических сетей 6–1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений»/ Под научной ред. Н. Н. Тиходеева – С.-Петербург: ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.

---

Страницы 1 2