Содержание

Система электроснабжения завода Сургутнефтегаз. Дипломная
работа, 156 стр.
Содержание
Введение………………………………………………………………………
…………………………………………………………………….6
1. Определение расчётных электрических нагрузок корпусов
завода…………..8
2. Определение расчётной нагрузки завода и удельной
плотности
нагрузок
цехов…………………………………………………………………………
………………………………………………………….…….19
3. Расчётная нагрузка собственных нужд проектируемой
подстанции………..19
4. Выбор
числа
и
мощности
трансформаторов
ГПП………………………………………………..20
5. Выбор сечения проводов воздушной линии 110 кВ по
экономической плотности тока, условию короны и
механической прочности…………………..21
6. Выбор места расположения ГПП. Определение центра
электрических
нагрузок
предприятия………………………………………………………………
……………………………………….24
7. Выбор и обоснование схемы электрических соединений
ГПП…………………………29
8. Технико-экономическое
сравнение
вариантов
схем
электроснабжения.
Варианты
схем
электроснабжения………………………………………………………
……………………..30
9. Режим
нейтрали,
компенсация
емкостных
токов……………………………………………….31
9.1. Режим
нейтрали
в
сети
110
и
10кВ…………………………………………………………………..31
9.2. Необходимость емкостной компенсации в сети
10кВ………………………………33
10. Расчёт
токов
короткого
замыкания…………………………………………………………………
………35
11. Выбор
электрических
аппаратов
110
и
10кВ………………………………………………………….37
2
11.1. Выбор
коммутационного
оборудования……………………………………………………………
37
11.2. Выбор
сборных
шин
и
изоляторов
110кВ………………………………………………………….39
11.3. Выбор
шин
и
изоляторов
10кВ……………………………………………………………………………..4
1
12. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов.
Вариант 1……….…….43
12.1.
ыбор единичной мощности трансформаторов цеховых
трансформаторных
подстанций……………..………………………………………………
………..……43
12.2. Определение оптимального количества цеховых
трансформаторов……………………………………………………
…………………………………………...........44
13. Определение суммарной мощности компенсирующих
устройств.
Вариант
1
…………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………45
13.1.
Определение мощности конденсаторных установок
напряжением
до
1000В
для
снижения
потерь……………………………………………………………………
……………..…46
13.2.
Выбор конденсаторных установок напряжением до
1000 В……………….…48
13.2.1.
Определение
мощности
конденсаторных
батарей до 1000 В………..48
13.2.2.
Выбор комплектных конденсаторных установок
до 1000 В……………48
13.3.
О
пределение фактической мощности компенсирующих
устройств……49
13.4.
О
пределение
максимальных
нагрузок
цеховых
трансформаторных
подстанций
после
компенсации
реактивной мощности………………………………………….49
13.5.
О
пределение загрузки трансформаторов после компенсации
реактивной
мощности………………………………………………………………………
……………………..................49
3
В
13.6.
О
пределение
мощности
ККУ
на
напряжении
10кВ………………………………………51
14. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов.
Вариант 2……………..52
14.1.
ыбор единичной мощности трансформаторов цеховых
трансформаторных
подстанций……………..…………………………………………………
………………….52
14.2.
О
пределение
оптимального
количества
цеховых
трансформаторов……………………………………………………
…………………………………………............52
15. Определение суммарной мощности компенсирующих
устройств.
Вариант2
…………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………53
15.1.
Определение мощности конденсаторных установок
напряжением
до
1000В
для
снижения
потерь……………………………………………………………………
………………..53
15.2.
В
ыбор конденсаторных установок напряжением до 1000
В……………….…54
15.2.1.
Определение
мощности
конденсаторных
батарей до 1000 В………..54
15.2.2.
Выбор комплектных конденсаторных установок
до 1000 В……………54
15.3.
Определение
фактической
мощности
компенсирующих устройств……54
15.4.
Определение
максимальных
нагрузок
цеховых
трансформаторных
подстанций
после
компенсации
реактивной мощности…………………………………..54
15.5.
Определение загрузки трансформаторов после
компенсации
реактивной
мощности…………………………………………………………………
…………………………............55
15.6.
Определение
мощности
ККУ
на
напряжении
10кВ………………………………………55
16. Выбор сечения кабельных линий напряжением 10кВ.
Вариант 1 ……………….57
16.1.
О
пределение минимально допустимых сечений кабельных
4
В
линий 10кВ по термической стойкости току короткого
замыкания……………………………57
16.2.
Определение
токов
в
кабелях…………………………………………………………………………
…..58
16.3.
Определение
экономически
целесообразного
сечения……………………………..58
16.4.
Выбор
кабелей…………………………………………………………………………
……………………………………59
16.5.
Проверка кабельных линий по потери напряжения.
Регулирование
напряжения.……………………………………………………………
…………………………………………………........62
17. Выбор сечения кабельных линий напряжением 10кВ.
Вариант 2 ……………….64
17.1.
О
пределение минимально допустимых сечений кабельных
линий 10кВ по термической стойкости току короткого
замыкания……………………………..….64
17.2.
Определение
токов
в
кабелях………………………………………………………………………
……..64
17.3.
Определение
экономически
целесообразного
сечения……………………………..64
17.4.
Выбор
кабелей………………………………………………………………………
……………………………………..64
17.5.
Проверка кабельных линий по потери напряжения.
Регулирование
напряжения.…………………………………………………………………
……………………………………………...............66
18. Система оперативного
тока………………………………………………………………………
………………….67
19. Сигнализация
……………………………………………………………………………………
………………………………….70
20. Управление
……………………………………………………………………………………
……………………………………….70
21. Релейная
защита…………………………………………………………………………
………………………………………71
5
21.1.
Расчёт токов короткого замыкания. Вариант
1………………………………………71
21.2.
Расчёт токов короткого замыкания. Вариант
2………………………………………74
21.3. Выбор и проверка на допустимость использования
трансформаторов тока и
напряжения……………………………………………………………………
………………………………………………75
21.3.1.
П
роверка трансформаторов тока на предмет
термической и электродинамической стойкости токам
короткого замыкания………..….78
21.3.2.
П
роверка трансформаторов тока по нагрузке
вторичных
обмоток………………………………………………………………
…………………………………………….…….……79
21.4. Выбор трансформаторов напряжения 110
кВ……………………………………..………81
21.5. Выбор трансформаторов напряжения
10кВ…………………………………….………82
21.6. Защита трансформаторов
ГПП…………………………………………………………….………84
21.7. Защита шин ГПП, ТП и
РП……………………………………………………………………….……..
88
21.8. Защита линий с односторонним
питанием…………………………………….……….90
22. Автоматическое включение резервного
питания………………………………….…………95
22.1.
С
труктура, принцип выполнения и уставки устройств
АВР……….………95
23. Заземление, защита от прямого попадания
молний…………………………….……….96
23.1.
Заземление………………………………………………………
………………………………………………….…………96
23.2.
Защита от прямых ударов
молнии………………………………………………………..…..……10
0
24. Организация
эксплуатации..................................................................................
.......101
6
25. Учёт электрической
энергии……………………………………………………………………
………………102
25.1. Назначение и содержание
системы………………………………………………………………….
102
25.2. Размещение технических средств
учёта…………………………………………………….102
25.3. Общетехнические требования к системе учёта
электроэнергии…..107
25.4. Защита от несанкционированного
доступа………………………………………….……109
25.5. Система ISKRAMATIC
SEP2………………………………………………………………………
……….……110
25.6. Выбор трансформаторов тока и
напряжения……………………………………….……111
25.7. Проверка выбранных трансформаторов по
допустимой нагрузке.….112
25.8. проверка кабелей цепей напряжения по допустимому
падению
напряжения………………………………………………………………
………………………………........................114
26. Безопасность
жизнедеятельности..........................................................................
..115
26.1.
В
ыявление и анализ опасных и вредных производственных
факторов
(ОВПФ)
при
обслуживании
подстанции………………………………………………..…………….
115
26.2.
Р
азработка инженерного метода защиты персонала от
действия
ОВПФ………………………………………………………………………
……………………………………………………….……..116
26.3.
Р
азработка инструкций по безопасности работ для
электротехнического
персонала
обслуживающего
подстанцию………………118
26.4.
Т
ребования
безопасности
перед
началом
работы……………………………..……119
7
26.5.
Т
ребования
безопасности
во
время
работы……………………………………………….120
26.6.
Т
ребования
безопасности
в
аварийных
ситуациях………………………………..124
26.7.
Т
ребования
безопасности
по
окончании
работы……………………………..………124
27.
Разработка системы противопожарной защиты
подстанций………………….125
28.
С
метно-финансовый расчёт и технико-экономические
показатели
проекта…………………………………………………………………
………………………………………………………….127
29.
Г
одовой
объём
трансформируемой
электроэнергии………………………………………131
30.
Показатели удельной стоимости спроектированной
подстанции………….132
31.
Годовые
годового
объёма
потери
электроэнергии
трансформируемой
в
процентах
от
электроэнергии
на
подстанции……………………………………………………132
32.
Себестоимость
трансформации
электроэнергии……………………………………………………132
8
Введение
Открытое акционерное общество “Сургутнефтегаз” – одна из
крупнейших
российских
нефтяных
компаний.
Сфера
деятельности компании охватывает разведку, обустройство и
разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и
реализацию
нефти
и
газа,
производство
нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.
и
сбыт
“Сургутнефтегаз”
отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких
темпах
роста
сырьевого
развития
производства
потенциала.
компании
и
постоянном
Гибкая
основана
наращивании
долгосрочная
на
стратегия
многолетнем
опыте
и
использовании новейших технологий. Территория по среднему
течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине
шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи
нефти
и
газа
в
имущественного
“Сургутнефтегаз”
Западной
комплекса
было
Сибири.
В
1993
году
производственного
основано
9
одноименное
на
базе
объединения
акционерное
общество.В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО
“Сургутнефтегаз”
выполняют
полный
комплекс
работ
по
разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых
месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно
независимой
оценке,
проведенной
стандартам,
извлекаемые
запасы
по
международным
нефти
и
газа
ОАО
“Сургутнефтегаз” составляют около 2,5 миллиардов тонн
нефтяного эквивалента. Пополнение сырьевой базы происходит
за счет приобретения новых перспективных участков и
проведения геологоразведочных работ на месторождениях. Доля
“Сургутнефтегаза” в российской нефтедобыче за последние
несколько
лет
возросла
с
11%
до
13%.
При
этом
“Сургутнефтегаз” первым из российских компаний преодолел
отраслевой спад конца 80-х – начала 90-х годов и начал
наращивать объемы добычи нефти. Рост производства в ОАО
“Сургутнефтегаз”
обеспечен
капиталовложениями.
прежде
всего
значительными
Технологическая
политика
“Сургутнефтегаза” направлена на увеличение производственных
мощностей, обновление фондов, снижение затрат на добычу и
переработку
нефти.
Специалисты
компании
проводят
тщательную работу по изучению и конкурсному отбору лучших
предложений
рынка
техники
технический
уровень,
имеющимися
технологиями
и
качество,
и
технологий,
цену,
учитывая
совместимость
экологическую
с
безопасность.
“Сургутнефтегаз” делает ставку на внедрение природо- и
ресурсосберегающих малоотходных технологий, позволяющих
осуществлять процессы добычи, переработки нефти и сбыта
нефтепродуктов по международным стандартам экологической
безопасности.
10
В процессе реформирования РАО «ЕЭС России» у всех
субъектов процесса производства, передачи
электрической
энергии
в
том
числе
и
и потребления
у
филиала
ОАО
«Сургутнефтегаз» НГДУ «Федоровскнефть» возникло большое
количество разного рода проблем: технических, юридических и
т.д. Данная тема дипломного проекта была продиктована
непосредственно
сложной
ситуацией
сложившейся
на
предприятии (огромная задолженность перед энергоснабжающей
компанией) и необходимостью разрешения данной ситуации.
Для того чтобы выйти на ФОРЭМ и иметь возможность
закупать электрическую энергию по более выгодному тарифу, на
предприятии необходимо было произвести ряд мероприятий, в
частности:
аттестацию
электрооборудования
и
по
необходимости замены его на новое, оснащение предприятия
автоматической системой коммерческого учёта электрической
энергии, и т.д.
Система электроснабжения проектировалась в 70-е годы.
Производство экспериментальное и система электроснабжения
строилась постоянными наслоениями, всё новых и новых цехов и
сооружений, многое из запланированного не было реализовано, изза смены режима в стране и кардинальных изменений в экономике.
В
результате
система
электроснабжения
оказалась
сформированной нерационально, оборудование на сегодняшний
день исчерпало свой ресурс и морально устарело.
Была поставлена задача: «Необходимо предложить вариант
системы электроснабжения завода, с детальной разработкой
главной
понизительной
подстанции
и
внедрением
на
предприятии автоматической системы коммерческого учёта
электрической
энергии»
(места
11
расположения
цеховых
трансформаторных
подстанций,
оставить
прежним,
что
связано с технологическим процессом).
1. Определение расчётных электрических нагрузок корпусов
завода
Расчёт
электрических
нагрузок
произведён
по
коэффициенту расчётной активной мощности. Ниже приведён
пример расчёта, расчётных электрических нагрузок одного из
корпусов завода (корпус №1), нагрузки остальных корпусов
рассчитаны точно таким же способом, результаты расчётов
сведены в таблицу 4, 5.
Номинальные значения конечных электрических приёмников
корпуса 1 приняты в соответствии с [1] с.34-35 и сведены в
таблицу 1.
таблица 1
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Наименование
электроприёмника
Двигатель асинхронный
Вентилятор
Насос
Электро-рукосушитель
Станок
Баки концентрационные и
реагентные
Затворы-вентили
Сушильные барабаны и
сепараторы
Сушильный шкаф
12
Количест
во
работаю
щих
электроп
риёмнико
в, шт.
Суммарная
установлен
ная
электрическ
ая
мощность
работающи
х
электропри
ёмников,
кВт
Номинальн
ые
активные
мощности
наименьшег
ои
наибольшег
о
электропри
ёмника
60
70
60
60
10
186
52
32
120
24
0,18-10
0,25-0,64
0,5-0,8
2
2,4
30
75
2,5
55
45
0,5-0,7
38
114
1,4-5,8
20
11
0,55
10.
11.
12.
Печь сопротивления
Нагрузка КИП
Выпрямитель
30
12
20
135
4.8
12
4,5
0,4
0,5-0,74
таблица 2
Значен
ие
Величина
Площадь
корпуса
F,
2
тыс.м
Удельная
плотность
расчётной
нагрузки
электрического
освещения,
Р
Примечание
5,109
Коэффициент
мощности
14
осветительной
установки
принимается
2
уд.осв . Вт/м .
равным 0,95.
Расчёт электрической нагрузки производится в табличной
форме, ниже приведён пример расчёта:
 в таблицу 3 занесены справочные данные из [1], cos 
1cos

2

пересчитан в tg по формуле tg

cos
;
 определение суммарных расчётных нагрузок силовых
электроприёмников,
,
,P
,
Q
Q
Р
с
.
м
.
с
.
м
.
(до
расч
.
расч
.
установки
конденсаторных батарей) результаты сведены в таблицу 3;
 групповой коэффициент использования определен по
формуле:
Р
Р
kn
c.м.
,
ном
.
 эффективное число электроприёмников определено по
формуле:
2
Р. ;
nэ ном
Р
наиб
.
 определение
расчётных
освещения корпусов:
13
нагрузок
электрического





0
,
8

14

5
,
109

57
,
21
кВ
,
k
P
Р

Р
F
расч
..
осв
.
с
.
м
.
осв
. c
уд
.
осв
.


0
,
75



0
,
75

57
,
2

0
,
33

14
,
16
кВ
Q
Q
tg
.
Р
расч
.
осв
расч
.
осв
. с
.
м
.
осв
.
осв
.
Так как нагрузка электрического освещения характеризуется
ровным
графиком
считать, что
P
электропотребления,
Р
с
.м
.осв
. и
расч
.осв
.
Q
поэтому
можно

Q
с
.м
.осв
.. Расчётные
расч
.осв
.
нагрузки электрического освещения определены по данным
таблицы 2, результат сведён в таблицу 3;
При
расчётах
использовалась
14
литература
[1],
[2],
[3].
Расчётные параметры
Наименование
P
расч.
,Q расч . ,
S
расч .
,
кВт
кВар
кВ  А
ТП-1 (корпус 37)
605
333
690,59
1. корпус 37
2. корпус 10
3. сооружение98
430
170
5
241
90
2
492,93
192,35
5,39
ТП-2 (корпус 54)
511
343
615,44
корпус 31
корпус 35
корпус 36
корпус 39
корпус 41
корпус 49
корпус 85
2
1
408
25
16
3
56
310
8
25
2
1
512,41
25
17,89
3
61,33
ТП-3 (корпус 34)
2525
1570
2973,3
ТП-4 (корпус 81)
765
357
844,20
1. корпус 89
750
350
827,65
2. корпус 171
15
7
16,55
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
ТП-5 (корпус 17)
703
491
857,49
1. корпус 17
2. корпус 17а
615
88
438
53
755,03
102,73
ТП-6 (корпус 106)
1310
881
1578,7
1. корпус 1
2. корпус 2
3. корпус 1а,1б
574
226
8
391
196
4
4. корпус 151
98
5. корпус 166
cos  /
tg
0,88/
0,55
P
с. м.
, Q с. м. ,  i ,
кВт кВар кВ  2А
мм
544,5
299,7
0,442
0,125
0,051
0,83/
0,67
0,85/
0,62
0,91/
0,47
Площадь м2.
таблица 3
408,8
274,4
1115,
3
1538
106
19,233
32
0,003
0,015
0,333
0,019
0,037
0,018
0,141
712,1
67
1540
1340
486
170,2
435
2272,
5
1413
0,618
4809
688,5
321,3
9,18
92,00
0,159
0,101
5210,
8
164
0,82/
0,70
0,447
0,83/
0,67
8,096
195
694,52
299,15
8,94
0,136
0,129
0,014
66
118,15
0,073
227
69
237,26
0,101
6. корпус 165
1
-
1
0,009
7. корпус 154
150
110
186,01
0,161
5109
2320
635,2
1625,
5
2347,
3
110,9
1158,
4
26
45
51,97
770,5
572
959,61
8. наружное
освещение
ТП-7 (корпус
64/105)
15
0,8/
0,74
1048
616,4
704,8
1688
457,6
1. корпус 64/105
2. корпус 44
3. корпус 46,47
4. корпус 99
5. наружное
освещение
704
38
4
5
517
19
2
873,44
42,49
4
5,39
19,5
34
39,2
ТП-8 (корпус 88)
448,6
270
523,59
1. корпус 91,88
10,5
3
10,92
0,0199
2. корпус 70,75
236
185
299,87
0,266
3. корпус 190,
193-197
10,8
-
10,8
0,039
4. корпус 11
106
47
115,95
0,143
5. корпус 168,
168а, 167
64
35
72,95
0,139
6. корпус 19б
7. корпус 232
15
6,3
-
15
6,3
0,136
0,009
ТП-9 (корпус 160)
1008
741
1251,1
корпус 160
корпус 160а
корпус 160в
корпус 174/175
500
50
240
218
500
50
54
137
707,11
70,71
246
257,47
1.
2.
3.
4.
ТП-10(корпус 163)
0,637
0,052
0,023
0,051
0,86/
0,60
0,8/
0,74
358,8
8
907,2
1371
811
177
106
216
666,9
522,2;
25
333;
793,2
43,9;
54;
44,5;
44,1;
44;
42,7;
811,6
427,4
50,8
47,3
110,6
693,2
0,184
6809
0,94/
0,38
2826
215
82
230,11
1. корпус 163
2. корпус 29
3. корпус 80
10
2
-
10
2
0,006
0,014
4. корпус 92
190
80
206,16
0,132
8
5
2
-
8,25
5
0,028
0,006
1728
143
1563,
6
299
827
201
183
271,83
135
1
34
6
99
41
-
167,41
1
53,26
6
0,120
0,001
0,249
0,004
1390
783
214
1407
14
24
27,78
11
19
21,95
533
265
595,24
3,053
195
5. корпус 92а
6. склад Окса
ТП-11 (корпус
177)
1. корпус 177
2. корпус 179
3. корпус 182
4. корпус 184
5. наружное
освещение
6. охранное
освещение
ТП-12(корпус 133)
16
0,74/
0,91
0,89/
0,50
172
0,091
160,8
426,4
65,6
146,4
212
1. корпус 181
47
29
55,23
0,052
2. корпус 142
263
88
277,33
0,285
3. корпус 164
165
120
204,02
0,122
5
2
5,39
0,033
10
22
13
8
4
12
8
2
10,77
25,06
15,26
8,25
0,012
0,016
0,030
0,007
1059,
8
972,6
1674,
4
110;
52
871
1611
512
1252
ТП-13(корпус 153)
1302
604
1435,3
корпус 153
корпус 145
корпус 152
корпус
173,173б
5. корпус 188
6. корпус 189
407
281
307
206
209
94
456,16
350,2
321,07
0,043
0,073
0,049
10594
4806
6618
46
22
50,99
0,049
1046
232
29
73
-
243,21
29
0,153
0,018
1585
1634
ТП-14(корпус 303)
1459
666
1603,8
1. корпус 303
109
75
132,31
0,190
2. корпус 300
710
216
742,13
0,106
3. корпус 302а
530
274
596,64
0,313
4. корпус 304-305
5. корпус 313,
313а
6. корпус 316,
317, 319
7. наружное
освещение
15
14
20,52
0,029
39
29
48,6
0,1188
698
7030,
7
1906,
7
698
147,2;
261,8
37
25
44,65
0,755
59,1
19
33
38,08
ТП-15(корпус 301)
780
406
879,34
1. корпус 301
2. корпус 22а
3. корпус 314,
315
4. корпус 324
618
78
308
36
690,5
85,91
0,184
0,159
4
-
4
0,011
80
62
101,21
0,124
3755
541,3
183;
193
816
ТП-16(корпус 310)
35
22
41,34
1. корпус 310
35
22
41,34
0,041
998,4
0,022
125
Как
231
4712,
3
4. корпус
180,180а
5. корпус 100
6. корпус 186
7. корпус 22
8. корпус 169
1.
2.
3.
4.
ТП-17(корпус 131)
752,8
478
891,74
1. корпус 131
2,7
-
2,7
2. корпус 232
6,6
-
6,6
3. корпус 155
225
110
250,45
17
0,91/
0,46
0,91/
0,46
0,89/
0,52
1041,
6
1167,
2
702
0,85/
0,63
35
0,85/
0,63
602,2
4
483,2
532,8
365,4
29
382,4
0,053
4. корпус 50
360
226
425,06
0,121
5. корпус 86
6. корпус 198
7. наружное
освещение
8. наружное
освещение
об.1246
94,5
33
69
19
117,01
38,08
0,109
0,093
3525,
9
1073
410
23
40
46,14
8
14
16,12
ТП-18(корпус 157)
1400
743
1585,1
5,806
273
1. корпус 158
892,4
591
1070,3
5
0,193
5537
2. корпус 158а
136,2
72,5
154,29
0,040
3812,
9
3. корпус 115
4. корпус 230
5. корпус 231
6. пристройка
к.152
18
12,6
6,6
13,5
6
-
22,5
13,96
6,6
0,021
654,5
334,3
60
339,64
0,065
5261,
6
4,652
54
0,828
0,293
622,6
426
ТП-23 (Изотоп)
0,88/
0,53
0,94
/0,364
0,8/
0,74
1120,
1
594,4
500
182
532,09
201,5
150
251,20
1. корпус 58
2. корпус 57
1,5
200
150
1,5
250
ТП-29(корпус 123)
723
470,5
862,61
420
98
298,5
77
515,27
124,63
28
10
29,73
48
7
48,51
0,02
106
19
70
8
127,03
20,62
0,131
0,050
1994;
432
970
410
4
-
4
15,366
62
0,188
5065,
2
16,072
62
0,134
0,010
0,148
554
580
3692,
ТП-25(корпус 58)
корпус 123
корпус 125
корпус 126/6 и
наружное
освещение
очистных
сооружений
126/3,4
4.
корпус 183;
207/208
5. корпус 211
6. корпус 119
7. наружное
освещение
ТП-30(корпус
225/3)
1. корпус 225,
225/2
1.
2.
3.
924
232
952,68
ТП-31(корпус 116)
867,3
490,7
996,49
1. корпус 161
2. корпус 162
3. корпус 112
66,2
5,8
505,3
33
207,7
73,97
5,8
546,32
18
0,84/
0,65
0,97/
0,25
0,87/
0,57
500
182
201,5
150
578,4
376,4
924
693,8
4
232
392,5
6
4. корпус 159
290
250
382,88
ТП-32(корпус 135)
334
77
342,76
10
-
10
32
16,6
36,05
32
16,6
36,05
1. наружное
освещение
ТП-33(корпус
65/66)
1. корпус 192
ТП-35(корпус 132)
1. корпус 170,
172, 185, 185а
384
265
291
228
369,68
2. корпус 178
3. диспетчерская
Ж/Д путей
83
33
89,32
10
4
10,77
ТП-41(корпус 241)
1057
671
1252
1. корпус 241
2. корпус 243
ТП-43(корпус 245247)
938
119
623
48
1126,1
128,32
557
394
682,26
ТП-45(корпус 9)
796
470
924,40
1. корпус 9
790
470
919,24
4
265,5
0,97/
0,23
267,2
61,6
3,296
104
0,89/
0,52
25,6
13,28
0,060
602
0,059
614,5
6,571
71
0,82/
0,69
466,56
1,442
345,6
238,5
1353,4;
0,067 4074;
101
0,078
1138
0,85/
0,63
951,3
0,8/
0,71
0,86/
0,59
603,9
557
394
796
470
0,200
0,052
5632
2460
0,297
2298
0,572
1606,
2
Расчётные параметры
Наименование
РП-1 (корпус 9)
P
расч.
,Q расч . ,
S
расч .
кВт
кВар
кВ  А
2683
1558
3548
1. ТП-1 (корпус 37)
605
333
690,59
2. ТП-2 (корпус 54)
511
343
615,44
770,5
572
959,61
4. ТП-45(корпус 9)
796
470
924,4
РП-2 (корпус 34)
4714
2401
5326
1. ТП-3 (корпус 34)
2525
1570
2973,3
3. ТП-7 (корпус
64/105)
,
19
cos  /
tg
0,88/
0,55
0,83/
0,67
0,8/
0,74
0,86/
0,59
0,85/
0,62
кВт
 i,
с. м.
кВ  А
кВар
мм 2
2365,7
1502
544,5
299,7
408,8
274,4
616,4
457,6
796
470
4385
2208
2272,5
1413
P
с. м.
,
Q
,
Площадь м2.
таблица 4
45,57
70
72,69
70
2. ТП-30(корпус
225/3)
924
232
953
3. ТП-4 (корпус 81)
765
357
844,2
РП-3 (корпус 106)
3470
2383
4210,8
8
1. ТП-5 (корпус 17)
703
491
857,49
2. ТП-6 (корпус 106)
1310
881
1578,7
3. ТП-8 (корпус 88)
448,6
270
523,59
4. ТП-9 (корпус 160)
1008
741
1251,1
РП-4 (корпус 303)
2608
1171
2867,2
4
1. ТП-14(корпус 303)
1459
666
1603,8
2. ТП-15(корпус 301)
780
406
879,34
3. ТП-16(корпус 310)
35
22
41,34
4. ТП-32(корпус 135)
334
77
342,76
РП-5 (корпус 163)
1376
960
1687
1. ТП-10(корпус 163)
215
82
230,11
2. ТП-11 (корпус 177)
201
183
271,83
РП-6 (корпус 130)
4236
1964
4691
1. ТП-13(корпус 153)
1302
604
1435,3
2. ТП-18(корпус 157)
1400
743
1585,1
3. ТП-35(корпус 132)
384
265
466,56
4. ТП-23 (Изотоп)
5. ТП-4л
500
650
182
170
РП-7 (корпус 133)
1256
735,5
532,09
671,86
1457,8
5
1. ТП-12(корпус 133)
533
265
595,24
2. ТП-29(корпус 123)
723
470,5
862,61
2050
3858,5
4
РП-8 (корпус 131)
3266
1. ТП-17(корпус 131)
752,8
478
891,74
2. ТП-31(корпус 116)
867,3
490,7
996,49
32
16,6
36,05
3. ТП-33(корпус
20
0,97
/0,25
0,91/
0,47
0,82/
0,70
0,83/
0,67
0,86/
0,60
0,8/
0,74
0,91/
0,46
0,89/
0,52
0,85/
0,63
0,97/
0,23
0,93/
0,38
0,74/
0,91
0,91/
0,46
0,88/
0,53
0,82/
0,69
0,89/
0,50
0,84/
0,65
0,85/
0,63
0,87/
0,57
0,89/
924
232
688,5
321,3
3017
2079
703
491
1048
704,8
358,88
216
907,2
666,9
2171
988,8
1167,2
532,8
702
365,4
35
29
267,2
61,6
1293
907
172
65,6
160,8
146,4
3657
1668
1041,6
483,2
1120,1
594,4
345,6
238,5
500
650
182
170
1005
588,4
426,4
212
578,4
376,4
2830
1786
602,24
382,4
693,84
25,6
392,5
6
13,28
60,16
70
40,96
70
24,3
70
49,81
70
20,83
70
55,12
70
65/66)
4. ТП-41(корпус 241)
5. ТП-43(корпус 245247)
Суммарные
значения
1057
671
1252
557
394
682,26
33118
,2
18204,
8
38078,
6
0,52
0,85/
0,63
0,8/
0,71
951,3
603,9
557
394
29778,
4
15270
2. Определение расчётной нагрузки завода и удельной
плотности нагрузок цехов
Определение расчётной нагрузки завода:

2
2
n
n















S
k
S
P
P
k
max
.
i
max
.
itg
расч
.
n
o 
расч
.
СН
i

1
i

1








1
,
02

0
,
95

33118,2

33118,2

0
,
203

42
,
5

32746
кВ

А
2
2
n
где,
P
расч
..i
i1
сооружений
- исходные активные мощности цехов и
завода;
k
o
-коэффициент
одновремённости
максимумов нагрузок цехов, принят равным 0,95;
tg

-
требуемый энергосистемой коэффициент мощности.
1. Определение удельной плотности нагрузок цехов:
S
 F

i
расч
.i
i
где,
F
i
- площадь цеха, [м2] (из таблицы 3). Все
результаты расчётов сведены в таблицу 4.
3. Расчётная нагрузка собственных нужд проектируемой
подстанции
Активную нагрузку определяем по формуле:
21
Р

k
Р


расч
.
с
где, Р- установленная мощность электроприёмника;
коэффициент
спроса
-
электроприёмника;
k
с
-
КПД
электроприёмника.
Результаты расчётов сведены в таблицу 5:
таблица 5
Установленная
мощность
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
Наименован
ие нагрузки
Охлаждение
силовых
трансформ
аторов
Регулирова
ние
напряжения
Вентиляция
Постоянно
включённые
лампы и
различные
приборы
Наружное
освещение
подстанции
Итого

сos
tg
Расчётная нагрузка в
период максимальных
нагрузок
Коэффицие
Q,
нт спроса
Р,
кВа
кВт
р
Мощность в
единице и
количество
Общая
мощнос
ть Р,
кВт
2х2
4
0,85
0,85
0,62
0,85
3,4
2,1
1х2
2
0,85
0,85
0,62
0,7
1,4
0,9
1х2
2
0,85
0,85
0,62
0,7
1,4
0,9
4
1
1
-
1
10
1,3
5,8
1
1
-
0,5
12,9
-
42,2
5,2
0,3х6
1х4
k
с
Максимальная расчётная мощность собственных нужд
проектируемой подстанции:
22









42
,
5
кВ

А


Q
42
,
2
5
,
2
.
S
Р


2
2
22
расч
.
СН
расч
.
СН
расч
.
СН
4. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Учитывая наличие на заводе потребителей 1 категории,
согласно [4], устанавливаем на ГПП два трансформатора.
Выбор
мощности
производим
на
нормальном
режиме
силовых
основании
трансформаторов
расчётной
работы,
с
нагрузки
учётом
режима
ГПП
завода
в
работы
энергоснабжающей организации по реактивной мощности.
Мощность каждого из трансформаторов определена ниже:
32746,09
S

расч



23390,0
кВ

А

23
МВ

А
S
ном
.
2

0
,
7
2

0
,
7
где, n=2 – число трансформаторов ГПП;
В после аварийном режиме (при отключении одного из
трансформаторов),
потребителей
для
надёжного
предусматривается
электроснабжения
их
питание
от
оставшегося в работе трансформатора. При этом часть
неответственных потребителей, с целью снижения нагрузки
трансформатора, может быть отключена.
1
,4
S
 расч
ном
.т
. S
.;
к
д.п.
- коэффициент перегрузки, согласно [1] допускается
перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального
тока до 40%, общей продолжительностью не более 6 часов в
сутки
в
течение
5
суток
подряд,
при
условии,
что
коэффициент первоначальной нагрузки не более 0,93. При этом
должны быть полностью соблюдены все условия охлаждения
трансформатора.
23
Ближайшая
большая,
стандартная
мощность
трансформатора 25МВ А, выбраны трансформаторы типа,
таблица 6:
таблица 6
Тип
трансформатор
а
ТРДН-25000/110
Потери,
кВт
u ,%
к
ВННН
СННН
10,5
30
P P
i ,%
0
х
к
25,0
120,
0
0,65
Масса, т
Полн
ая
Мас
ла
52
15
Габариты
,м
H
L
B
5,
4
5,
9
4,
6
Трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой
низшего напряжения, с принудительной циркуляцией воздуха и
естественной циркуляцией масла, с регулировкой напряжения
под нагрузкой.
5. Выбор сечения проводов воздушной линии 110 кВ по
экономической плотности тока, условиям короны и
механической прочности
Сечение провода воздушной линии электропередач (ВЛ),
является
важнейшим
параметром
линии.
С
увеличением
проводов линии, увеличиваются затраты на её сооружение и
отчисления на амортизацию, текущий ремонт. Одновременно
уменьшаются потери электроэнергии и их стоимость за год.
Суммарное сечение проводников проектируемой линии
электропередачи:
F
I
j
расч
.
эк.
где,
I
расч. -
расчётный ток линии. Расчётными для выбора
экономического сечения проводов являются:
24
 для линий основной сети – расчётные длительные
токи мощности;
 для линий распределительной сети – совмещённый
максимум нагрузки подстанций, присоединённых к данной
линии.
При определении расчётного тока не следует учитывать
увеличения тока при авариях или ремонтах, в каких – либо
элементах сети;
j
эк.
- нормированное значение экономической плотности
тока, выбираемое по табл.1.3.36 [4].
Сечение, полученное в результате расчёта, округлено до
ближайшего стандартного сечения.
При пользовании нормированными значениями плотности
тока необходимо так же руководствоваться следующим.
Приведённые
проектируемым
значения
линиям
и
относятся
не
являются
только
к
критериям
экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях
по сравнению с прокладкой дополнительных линий или заменой
проводов
проводами
больших
сечений
допускается
превышение (вплоть до двукратного) нормативных значений
плотности тока.
Расчётная
мощность
на
входе
линий
110
кВ
ГПП
определена из выражения:
2



2
n
n


















2





2







tg
Q


S
k
k
P
P
P
 
max
.
i
m
max
.
i
max
.
n
o



m
i

1
i

1








2
2











1
,
02

0
,
95

33118,2

2

30

33118,2

0
,
203

2

120

328
кВ

А
,
расчётный ток в нормальном режиме:
25
32897,29
S
ГПП



86
А
,
I
р
.
вн
2
3

2

3

110
U
ном
.
вн
.
32897,29
S
ГПП



452
,
2
А
,
I
р
.
нн
4
3

4

3

10
,
5
U
ном
.
нн
.
расчётный ток в послеаварийном режиме:


2

2
n
n


















2





2







tg
Q


S
k
k
P
P
P
 
max
.
i
m
max
.
i
max
.
n
o



m
i

1
i

1








2
2







1
,
02

0
,
95

33118,2

30

33118,2

0
,
203

120

3284
кВ

А
,
32842,75
S
ГПП



172
,
4
А
,
I
ав
.
вн
3

3

110
U
ном
.
вн
.
32842,75
S
ГПП



904
,
4
А
.
I
ав
.
нн
2
3

2

3

10
,
5
U
ном
.
нн
.
В соответствии с [4] при заданном значении
ч,
T 6200
м
сталеалюминевых неизолированных проводов экономическая
плотность
тока
принимается
равной
j
2
1
,0А
/мм
[4]
эк
.
табл.1.3.36. Сечение провода ВЛ-110 кВ равно:
I

F
j
86 2
 
86
мм
.
1
,0
расч
.
эк
.
Ближайшее, стандартное значение
F95мм, для провода
2
марки АС 95/16 длительно допустимый ток вне помещений
составляет
I
330
A, что удовлетворяет послеаварийному
доп
.
режиму.
26
Проверке по условию короны подлежат, в соответствии с
[4] c.38, [5] c176, воздушные линии напряжением 35 кВ и выше,
прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над
уровнем моря. При более низких отметках проверка по условию
короны
и уровню радио помех не производится, если
количество проводов в фазе и их диаметр равны или более
значений, приведённых в табл.31-31 [5]. В нашем случае в
проверке по условию короны нет необходимости. Минимально
допустимый по условию коронирования диаметр провода ВЛ
электропередачи
110
кВ
d
11
,4мм
,
выбран
min
провод
, следовательно по условию коронирования, данный
d95/16мм
n
провод тоже подходит (п.2.5.42 [4]).
Минимально допустимые сечения провода АС по условиям
механической прочности на ВЛ (п.2.5.39 [4]) в районах с
нормативной толщиной стенки гололёда более 20 мм, 70 мм2,
что меньше чем выбранный провод.
6. Выбор места расположения ГПП. Определение центра
электрических нагрузок предприятия
Для нахождения центра электрических нагрузок цехов и в
целом завода, был вычерчен ситуационный план предприятия
в масштабе 1:2000. Границы предприятия представляем в виде
осей Х и Y.
Центры электрических нагрузок цехов находятся в их
центре, принято что, вся нагрузка распределена равномерно
по площади корпусов. В таблице 8, 10 приведены значения
расчётных нагрузок по корпусам
27
S
max
, а так же сведены
координаты
центров
корпусов
x,y
i
координат на расчётную нагрузку корпуса
i
и
произведения
S x,S y.
maxi
maxi
таблица 8
Наименование
ТП-1 (корпус 37)
1.
корпус
37
2.
корпус
10
3.
сооруже
ние98
ТП-2 (корпус 54)
1. корпус 31
2. корпус 35
Площа
дь м2.
,
x,
y
кВ  А
мм
мм
S
max
i
i
,
S x, S y ,
max
i
max
i
кВ А мм кВ А мм
690,59
R
i
19,94
1115,3
492,93
5364
7016
2644076,5
3458396,8
8
16,85
1538
192,35
5389
7288
1036574,2
1401846,8
10,52
106
5,39
5224
6694
28157,36
36080,66
1,76
712,1
67
615,44
2
1
5231
4931
5716
5560
10462
4931
3. корпус 36
1540
512,41
5332
5918
2732170,1
корпус 39
корпус 41
корпус 49
корпус 85
1340
486
170,2
435
25
17,89
3
61,33
5785
5795
6772
4756
6340
5879
5722
5510
144625
103672,55
20316
291685,48
ТП-3 (корпус 34)
4809
2973,3
4551
7302
13531488
11432
5560
3032442,3
8
158500
105175,31
17166
337928,3
21711036,
6
4910
4759
6704
6885
4063761,5
78761,45
5548565,6
113946,75
4264
4695
7600
7828
3219447,9
482317,35
5738228
804170,44
4.
5.
6.
7.
ТП-4 (корпус 81)
1. корпус 89
2. корпус 171
ТП-5 (корпус 17)
1. корпус 17
2. корпус 17а
ТП-6 (корпус 106)
5210,8
164
1688
844,20
827,65
16,55
857,49
755,03
102,73
1578,7
1. корпус 1
5109
694,52
3534
7947
2454433,7
2. корпус 2
2320
299,15
3749
7287
1121513,4
3. корпус 151
4. корпус 166
5. корпус 165
1625,5
2347,3
110,9
118,15
237,26
1
3349
3279
2974
7590
7285
7340
395684,35
777975,54
2974
6. корпус 154
1158,4
186,01
3814
8339
709442,14
ТП-7 (корпус
64/105)
5519350,4
4
2179906,0
5
896758,5
1728439,1
7340
1551137,3
9
959,61
18,83
1,07
0,76
17,18
3,79
3,21
1,31
5,94
41,38
22,05
21,83
3,09
22,22
20,85
7,69
30,15
20,00
13,13
8,25
11,69
0,76
10,35
23,51
1. корпус 64/105
1371
873,44
5391
6207
4708715
2. корпус 44
3. корпус 46
811
177
42,49
4
6074
7170
6268
5941
258084,26
28680
28
5421442,0
8
266327,32
23764
22,43
4,95
1,52
4. корпус 47
5. корпус 99
ТП-8 (корпус 88)
1. корпус 91
177
106
2. корпус 70
333
522,2
4
5,39
523,59
10,92
7170
6881
5781
6101
28680
37088,59
23124
32884,39
4331
7830
47294,52
4408
8667,
660913,48
4395
8825
9465
9465
9465
9465
9465
9465
8688
5250
5310
4830
4160
5255
3930
3480
3710
4160
4380
4610
4722
9470
9390
9465
8460
8772
658964,32
5
17037
17037
17037
17037
17037
17037
1007373,6
341250
21107
19199
62400
33106,5
85503,60
1299486,6
45
1323176,3
75
7074
6264
6678
7488
7884
8298
547515,90
615550
37325,3
37623,4
126900,00
55263,60
3732
3890
3745
7000
6755
6792
2638934,5
275061,9
921270
3437
6616
884924,39
299,87
3. корпус 75
793,2
4. корпус 190
5. корпус 193
6. корпус 194
7. корпус 195
8. корпус 196
9. корпус 197
10. корпус 11
11. корпус 168
12. корпус 168а
13. корпус 167
14. корпус 19б
15. корпус 232
ТП-9 (корпус 160)
1. корпус 160
2. корпус 160а
3. корпус 160в
43,9
54
44,5
44,1
44
42,7
811,6
427,4
50,8
47,3
110,6
693,2
4. корпус 174/175
2826
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
115,95
72,95
15
6,3
1251,1
707,11
70,71
246
257,47
4737637
477646,05
1670832
1703421,5
2
ТП-10(корпус 163)
1. корпус 163
2. корпус 29
3. корпус 80
1728
143
10
2
3665
4455
6071
5481
36650
8910
4. корпус 92
1563,6
206,16
3211
5326
661979,76
5. корпус 92а
6. склад Окса
ТП-11 (корпус 177)
1. корпус 177
2. корпус 179
3. корпус 182
4. корпус 184
ТП-12(корпус 133)
1. корпус 181
2. корпус 142
3. корпус 164
4. корпус 180
5. корпус 180а
6. корпус 100
7. корпус 186
8. корпус 22
9. корпус 169
ТП-13(корпус 153)
1. корпус 153
299
827
8,25
5
271,83
167,41
1
53,26
6
595,24
55,23
277,33
204,02
3460
3490
5331
5131
28545
17450
60710
10962
1098008,1
6
43980,75
15655
1980
2190
2003
2291
4380
4045
3666
4398
331471,8
0,00
106679,78
13746
733255,80
0,00
195251,16
26388,00
4343
4830
4350
4190
4345
4696
3770
4840
4770
5133
4150
4690
4930
4941
4871
4955
5136
4610
239863,89
1339503,9
887487
15056,1
7806,52
50575,92
94476,2
73858,4
39352,5
283495,59
1150919,5
956853,8
17715,13
8877,33
52460,67
124172,3
78375,36
38032,5
2275
6577
1037764
3000164,3
230,11
1390
783
214
1407
1059,8
972,6
1674,4
110
52
871
1611
512
1252
10594
5,39
10,77
25,06
15,26
8,25
1435,3
456,16
29
1,52
1,76
17,36
2,51
9,29
9,29
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
8,17
7,02
2,74
1,04
2,94
1,90
26,84
20,18
6,38
11,90
12,18
11,51
0,00
2,40
1,07
10,90
2,18
1,70
12,51
9,82
0,76
5,54
1,86
18,51
5,64
12,64
10,84
1,75
0,75
2,49
3,80
2,96
2,18
28,75
16,21
2
2228322,6
2325510,0
1
2. корпус 145
4806
350,2
3290
6363
1152158
3. корпус 152
6618
321,07
2341
7243
751624,87
1046
50,99
1996
6380
101776,04
325316,2
5,42
1585
1634
2694
1750
6890
6955
655207,74
50750
1675716,9
201695
698
243,21
29
1603,8
132,31
6770
3420
895738,7
2. корпус 300
7030,7
742,13
6600
3711
4898058
3. корпус 302а
1906,7
596,64
6375
3434
3803580
корпус 304-305
корпус 313
корпус 313а
корпус 316,
317, 319
ТП-15(корпус 301)
698
147,2
261,8
20,52
5696
4850
3795
3687
3795
4761
116881,92
1616,7
122958
452500,2
2754044,4
3
2048861,7
6
75657,24
61479
154256,4
11,83
4,09
30,39
8,73
59,1
44,65
5816
4106
259684,4
183332,90
4. корпус
173,173б
5. корпус 188
6. корпус 189
ТП-14(корпус 303)
1. корпус 303
4.
5.
6.
7.
48,6
879,34
13,60
20,67
18,54
3,44
3,74
3,74
5,07
22,50
1. корпус 301
3755
690,5
6420
4195
4433010
2. корпус 22а
3. корпус 314
4. корпус 315
5. корпус 324
ТП-16(корпус 310)
ТП-17(корпус 131)
1. корпус 232
2. корпус 155
541,3
183
193
816
998,4
85,91
4370
3970
3810
4310
3280
545528,5
14540
14540
696932,06
144690
346,6
4712,3
101,21
41,34
891,74
6,6
250,45
6350
7270
7270
6886
3500
5255
4523
8782
8404
34683
1132785,4
3. корпус 50
3525,9
425,06
5409
7728
2299149,5
4. корпус 86
5. корпус 198
ТП-18(корпус 157)
1073
410
4418
4658
8085
8110
516950,18
177376,64
1. корпус 158
5537
117,01
38,08
1585,1
1070,3
5
2321
8311
2484282,4
2. корпус 158а
3812,9
154,29
2002
7961
308888,58
3. корпус 230
4. корпус 231
5. пристройка
к.152
ТП-25(корпус 58)
1. корпус 58
2. корпус 57
ТП-29(корпус 123)
654,5
346,6
13,96
6,6
2560
2065
7541
9150
35737,6
13629
5261,6
339,64
2397
7183
814117,08
1.
корпус 123
622,6
515,27
3339
4443
1720486,5
2.
3.
корпус 125
корпус 183
426
1994
124,63
48,51
3474
2565
4759
3881
432964,62
62214,1
4
14,20
2896647,5
0
375426,70
7940
7620
436215,1
135595,2
57961,2
2104781,8
3284863,6
8
946025,85
308828,8
8895678,8
5
1228302,6
9
105272,36
60390
2439634,1
2
251,20
1,5
250
862,61
19,94
7,03
1,07
1,07
7,63
4,88
22,66
1,95
12,01
15,65
8,21
4,68
30,21
24,83
9,43
2,84
1,95
13,99
12,03
0,93
12,00
22,29
30
2289344,6
1
593114,17
94133,65
17,23
8,47
3,05
корпус 207
216
корпус 208
216
корпус 211
970
корпус 119
410
ТП-30(корпус
225/3)
1. корпус 225,
5065,2
225/2
ТП-31(корпус 116)
1. корпус 161
554
2. корпус 162
580
3. корпус 112
3692,4
4. корпус 159
265,5
ТП-32(корпус 135) 104
ТП-33(корпус
602
65/66)
1. корпус 192
614,5
ТП-35(корпус 132)
1. корпус 170
1353,4
2. корпус 172
4074
3. корпус 185б
101
4. корпус 178
1138
ТП-41(корпус 241)
1. корпус 241
5632
4.
5.
6.
7.
2361
2361
2792
3435
127,03
20,62
4041
3741
3830
4951
28633,03
28633,03
354667,76
70829,7
49007,2
45369
486524,90
102089,62
3,05
3,05
8,55
3,45
23,42
952,68
4318
6850
4113672,2
4
6525858
0,00
996,49
73,97
5,8
546,32
382,88
342,76
2100
2616
2095
2135
4735
9455
9450
8825
8505
1465
155337
15172,8
1144540,4
817448,8
1622968,6
699386,35
54810
4821274
3256394,4
502143,4
23,96
6,53
1,83
17,74
14,85
14,05
36,05
3700
8855
133385
319222,75
4,56
36,05
466,56
3200
9430
115360
339951,5
2285
2675
2380
2002
5730
5776
5550
5607
18280
508250
202300
178818,64
45840
1097440
471750
500817,24
5440
9090
6125984
4,56
16,39
6,59
8,00
2,00
7,17
26,85
25,47
369,68
89,32
1252
1126,1
2. корпус 243
2460
128,32
5720
8665
733990,4
ТП-43(корпус 245)
ТП-45(корпус 9)
2298
682,26
924,4
4720
9205
3220267,2
10236249
1111892,8
0
6280203,3
1. корпус 9
1606,2
919,24
5838
6880
5366523,1
2
6324371,2
0
8,60
19,82
23,07
23,01
таблица 9
№
п/п
1.
2.
Наименование
РП-1 (корпус 9)
РП-2 (корпус
34)
S x,
S y ,
,
x,
y
кВ  А
мм
мм
3190,04
5846
6643
18648974
21191436
42,86
5325,985
4283
7377
22811195
39289794
55,38
S
max
i
31
i
,
max
i
max
i
кВ А мм кВ А мм
R
i
3.
4.
5.
6.
7.
8.
РП-3 (корпус
106)
РП-4 (корпус
303)
РП-5 (корпус
163)
РП-6 (корпус
130)
РП-7 (корпус
133)
РП-8 (корпус
131)
9

4210,88
3860
7611
16253997
32049008
49,24
2867,24
6676
3436
19141694
9851837
40,64
1687,109
3099
5630
5228350
9498422
31,17
4690,917
2555
6275
11985293
29435505
51,98
1457,85
4550
5136
6633218
7487518
28,98
4146,54
4881
8092
20239262
33553802
48,87
128227282,
6
196361820
,3
29426,56
12
i 1
Определение
координат
центра
нагрузок
всего
предприятия:
12

Sx128227282,
6
max
.
i i
i

1

х
12
цен
.

S
i

1


4357,535

4358
мм;
29426,5612
max
.
i
12

Sy196361820,
3
max
.
i
i
i

1
12
цен
.



6672,945

6
673
y
мм,
29426,5612

S
i

1
max
.
i
центр электрических нагрузок нанесён на ситуационный
план предприятия.
Построение картограммы нагрузок:
 выбран произвольно радиус нагрузки 1-го цеха
R20мм.
Площадь максимальной мощности цеха равна:
m
R
i,
max
.i
S
2
отсюда масштаб построения:
S
max
.
1 694,52
кВ

А
m

 2
0
,
553
2
;
2
мм


20


R
1
32
1
 найденные радиусы по формуле
R
i
S
корпусов
max
.i
m
сведены в таблицу 8, 9. На ситуационном плане описаны
окружности
вокруг
центров
электрических
нагрузок
соответствующих цехов и распределительных пунктов.
7. Выбор и обоснование схемы электрических соединений
ГПП
На предприятии имеются потребители всех категорий и в
соответствии
с
[4]
п.1.2.18
необходимо
обеспечить
потребителей электроэнергией от двух независимых взаимно
резервируемых источников питания;
1. На
напряжении
110
кВ
используют
схемы
представленные в п. 2.46 [1]. Выбрана схема: два блока
(трансформатор-линия).
2. На низшем напряжении подстанции 10кВ, используем
одиночную
секционированную систему
шин с раздельной
работой секций.
3. При комплектации ЗРУ используются сборные камеры
одностороннего
вакуумными
обслуживания
выключателями
предназначенных
для
серии
на
КСО-6(10)-Э1
выкатных
комплектования
с
тележках,
распределительных
устройств напряжением 6 и 10 кВ трехфазного переменного
тока частотой 50 Гц применяемых в распределительных
пунктах и трансформаторных подстанциях.
Камеры предназначены для работы внутри помещений
при следующих условиях:
 высота над уровнем моря до 1000 м;
 температура окружающего воздуха от  25 о С до  40 о С ;
33
 окружающая среда не взрывоопасная, не содержащая
токопроводящей пыли и агрессивных газов или паров в
концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию.
Камеры серии КСО-6(10)-Э1 соответствуют требованиям
ГОСТ 12.2007.0-75 и ГОСТ 12.2.007 и технических условий ТУ
3414-013-45567980-2000,
что
подтверждено
сертификатом
соответствия № РОСС.RU.МЕ05.В01072.
Между секциями установлены секционные выключатели, в
нормальном режиме секции работают раздельно, то есть
секционный выключатель отключён.
На проектируемой подстанции планируется установка
элегазовых баковых выключателей 110 кВ наружной установки
– ЗАР1DT-145/ЕК, вакуумных выключателей 10 кВ ВВ/TEL.
8. Технико-экономическое
сравнение
вариантов
схем
электроснабжения
Для сравнения выбраны схемы:
 вариант №1 - два блока (трансформатор-линия) c
выключателем на стороне 110кВ, количество РП и ТП принято
прежним
распределение
эл.энергии
по
территории
предприятия осуществляется по сложившемуся варианту, за
исключением
мощностей
трансформаторов
трансформаторных подстанций, компенсирующих устройств
и кабельных линий 10 кВ, мощности и длины которых
изменились (сократились) т.к. ГПП перемещена ближе к центру
эл.нагрузок;
 вариант №2 - два блока (трансформатор-линия) c
выключателем
на
откорректировано,
стороне
часть
110кВ,
количество
совмещённых
ранее
РП
и
ТП
РП
и
ТП
преобразованы в более мощные, часть не оправдывающих себя
34
РП и ТП упразднено, часть линий 10 кВ ликвидированы, а
потребители запитаны на напряжении 0,4 кВ. Так же как и в
первом
варианте,
мощности
трансформаторов
трансформаторных подстанций, компенсирующих устройств
и длины кабельных линий 10 кВ изменились, (сократились) т.к.
ГПП перемещена ближе к центру электрических нагрузок.
Ниже
приведено
электротехнического
обоснование
оборудования
выбора
двух
вариантов,
соответственно №1 и №2.
9. Режим нейтрали, компенсация емкостных токов
9.1. Режим нейтрали в сети 110 и 10кВ
Электрические сети с номинальным напряжением 110 кВ и
выше работают с большими токами замыкания на землю (с
эффективно заземлёнными нейтралями).
Такой выбор режима заземления нейтралей объясняется
тем, что при глухом заземлении нейтрали замыкание одной
фазы на землю является однофазным коротким замыканием,
при котором возникает значительный ток, что должно
привести
к
срабатыванию
защитных
аппаратов,
отключающих повреждённый участок от сети. Удорожание
такой сети, вызванное применением заземляющих устройств
и
защиты
компенсируется
от
однофазных
снижением
коротких
стоимости
замыканий,
изоляции
фазных
проводников рассчитанной на фазное напряжение, так как
напряжение фаз по отношению к земле при любых режимах не
выше
фазного
номинального
35
напряжения.
А
так
же
исключаются перемежающие дуги при глухом заземлении
нейтралей.
Что бы частые отключения линий 110 кВ из-за замыканий
на
землю
не
нарушали
надёжности,
т.к.
большинство
замыканий после отключения самоустраняется, в этих сетях
оказывается
наиболее
эффективным
применение
автоматических повторных включений (АПВ).
В сетях 110 кВ при большом количестве заземлённых
найтралей трансформаторов значительный ток однофазного
короткого замыкания может привышать токи трёхфазного
короткого
замыкания,
поэтому
для
ограничения
тока
однофазного короткого замыкания разрешается по команде
диспетчера
разземлять
трансформаторов
нейтрали
нейтрали
проектируемой
трансформаторов
одного
или
подстанции,
защищены
при
обоих
этом
ограничителями
перенапряжения типа ОПН–У/TEL-110/84У1. При включении или
отключении разъединителем 110 кВ или выключателем 110кВ
трансформаторов на проектируемой подстанции требуется
предварительное
заземление
нейтралей
этих
трансформаторов.
В РАО ЕС России приняты следующие режимы работы
нейтралей:
 электрические сети с номинальными напряжениями
6-35кВ работают с малыми токами замыкания на землю;

при небольших ёмкостных токах замыкания на
землю – с изолированными нейтралями;
 при определённых привышениях значений ёмкостных
токов – с нейтралью, заземлённой через дугогосящий реактор.
Если в одной из фаз трёхфазной системы, работающей с
изолированной нейтралью, произошло замыкание на землю, то
36
напряжение её по отношению к земле станет равным нулю, а
напряжение остальных фаз по отношению к земле станет
равным линейному, то есть увеличится в
3
раз. Ток
замыкания на землю будет небольшим, поскольку вследствие
изоляции нейтралей, отсутствует замкнутый контур для его
прохождения.
Ток
замыкания
на
землю
в
системе
с
изолированной нейтралью будет небольшим и не вызовет
аварийного
нейтрали
отключения
источника
электроснабжения,
линии.
питания
так
как
не
Таким
образом,
обеспечивает
отражается
изоляция
надёжность
на
работе
потребителя.
Однако в сетях с большими ёмкостными токами на землю
(особенно в кабельных сетях) в месте замыкания возникает
перемежающая дуга, которая переодически гаснет и вновь
зажигается,
что
наводит
в
контуре
с
активными,
индуктивными и ёмкостными элементами э.д.с., превышающие
номинальные напряжения в 2,5-3 раза. Такие напряжения в
системе при однофазном замыкании на землю недопустимы.
Что бы предотвратить возникновение перемежающихся дуг
между нейтралью и землёй включают индуктивную катушку с
регулируемым сопротивлением.
Повышение
напряжения
по
отношению
к
земле
в
неповреждённых фазах при наличии слабых мест в изоляции
этих фаз, может вызвать междуфазное короткое замыкание.
Кроме того, напряжение в неповреждённых фазах повышается
в
3 раз,
следовательно, требуется выполнить изоляцию всех
фаз на линейное напряжение, что приводит к удорожанию
машин и аппаратов. Поэтому, хотя и разрешается работа
сети с изолированной нейтралью при замыкании фазы на
землю, его требуется немедленно обнаружить и устранить.
37
9.2. Необходимость емкостной компенсации в сети 10кВ
Для определения необходимости емкостной компенсации
найдём емкостные токи замыкания на землю в сетях 10кВ.
Ниже приведён расчёт, результаты которого сведены в
таблицу 10 и 11:

емкостной
ток
в
трёхфазном
кабеле
при
симметричном напряжении равен:

 
10000
U

6
ном
.






314

0
,
37

10

0
,
9

0
,
604
А
C
l
I
с
p
3
3
где,
C
p
- рабочая ёмкость, трёхжильных кабелей с
поясной изоляцией из табл.18.43 [6];  - угловая частота (314
рад/с);
l
- длина линии в километрах.
таблица 10
№
п/п
Наименован
ие
Источник
питания
Длина
кабеля
l, м
Марка и
сечение
кабеля,
мм2
Рабочая
ёмкость,
трёхжильных
кабелей с
поясной
изоляцией
Емкост
ной ток
замыкан
ия на
землю
I з .с . , А
/км
.
С,мкФ
р
1.
РП-1
ГПП-51
900
2.
РП-2
ГПП-51
750
3.
РП-3
ГПП-51
680
4.
РП-4
ГПП-51
936
5.
РП-5
ГПП-51
390
6.
РП-6
ГПП-51
500
7.
РП-7
ГПП-51
250
8.
РП-8
ГПП-51
940
2хСБ
3х120
2хСБ
3х150
2хСБ
3х120
2хСБ
3х120
2хСБ 3х70
2хСБ
3х120
2хСБ 3х70
2хСБ
3х150
0,37
0,44
0,37
0,37
0,31
0,37
0,31
0,44
0,604
0,598
0,456
0,628
0,219
0,335
0,140
0,750
9

3,73
i 1
38
таблица 11
№
п/п
Наименован
ие
Источн
ик
питани
я
Длина
кабеля
l, м
Марка и
сечение
кабеля, мм2
Рабочая
ёмкость,
трёхжильных
кабелей с
поясной
изоляцией
Емкост
ной ток
замыкан
ия на
землю
I з .с . , А
/км
.
С,мкФ
р
1.
ТП-1
РП-1
122
2.
ТП-2
РП-1
200
3.
ТП-7
РП-1
200
4.
ТП-45
РП-1
28
5.
ТП-30
РП-2
135
6.
ТП-3
РП-2
40
7.
ТП-4
РП-2
140
8.
ТП-5
РП-3
210
9.
ТП-6
РП-3
50
10.
ТП-8
РП-3
270
11.
ТП-9
РП-3
230
12.
ТП-14
РП-4
20
13.
ТП-15
РП-4
210
14.
ТП-16
РП-4
664
15.
ТП-32
РП-4
850
16.
ТП-10
РП-5
50
17.
ТП-11
РП-5
545
18.
ТП-13
РП-6
125
19.
ТП-18
РП-6
495
20.
ТП-35
РП-6
240
21.
ТП-12
РП-7
30
22.
ТП-29
РП-7
241
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х95
2хААШп
3х95
2хААШп
3х95
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х95
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
3х95
2хААШп
3х70
2хААШп
3х150
2хААШп
3х70
2хСБ 3х120
2хААШп
3х70
2хААШп
3х70
2хААШп
39
0,31
0,31
0,31
0,31
0,35
0,35
0,35
0,31
0,31
0,31
0,35
0,31
0,31
0,31
0,35
0,31
0,44
0,31
0,37
0,31
0,31
0,31
0,069
0,112
0,112
0,016
0,086
0,025
0,089
0,118
0,028
0,152
0,146
0,011
0,118
0,373
0,539
0,028
0,435
0,070
0,332
0,135
0,017
0,135
23.
ТП-17
РП-8
30
24.
ТП-31
РП-8
800
25.
ТП-33
РП-8
350
26.
ТП-41
РП-8
450
27.
ТП-43
РП-8
450
3х70
2хААШп
3х70
2хСБ 3х150
2хААШп
3х70
2хСБ 3х150
2хААШп
3х95
0,31
0,44
0,31
0,44
0,35
0,017
0,638
0,197
0,359
0,286
27

4,7
i 1
Из выше представленных таблиц видно, что компенсация
ёмкостных токов в сети 10 кВ, при данных длинах и сечении
кабельных линий не требуется т.к. 3,73+4,7=8,43А  30А. В
случае корректировки сечения или длин кабельных линий,
необходимо
проверить
сети
на
предмет
увеличения
ёмкостных токов и по необходимости заземлить нейтраль,
через дугогасящий реактор.
10.
Расчёт токов короткого замыкания
Схема замещения представлена ниже. Расчёт произведён
в именованных единицах. В нормальном режиме работы
система
электроснабжения
работает
раздельно,
между
шинные выключатели выключены.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К1 (шины ГПП51):
Периодическая составляющая тока короткого замыкания
вычисляется по ниже приведённой формуле:
Iп.о. 
U
3х
ср
.
,
расч
.
где
х
расч.
- расчётное сопротивление цепи короткого
замыкания.
40
Расчётное сопротивление равно для точки К1:


23

12
,
1

35
,
1
Ом
,
х
х
х
расч
1
.
с
1
.
л
1
.
расчётное
сопротивление
с
учётом
сопротивления
нулевой последовательности:


х
95
,
3








23

12
,
1

3

хх2
 
 
2
т
0
.
с
1
.
л
0
.
 
 


13
,
7
Ом
х
95
,
3




х

23

12
,
1

3



 




х
х
2

2

расч
.
0
.
т
0
.
с
1
.
л
0
.
 
для токи К2:





0
,
32

0
,
101

0
,
35

0
,
868

1
,
64
Ом
;
х
х
х
х
х
расч
2
. с
2
. л
2
. р
. т
.
 сопротивление системы составляет 23 Ом (по заданию):
2
U0
,32
Ом
;
хх 
U
с
.2
с
.
нн
.
2
вн
.
 сопротивление воздушной линии электропередач равно:



39
,
5

0
,
30599

12
,
1
Ом
,
х
l
х
л
1
. л
. уд
.
2
U




39
,
5

0
,
30599

0
,
00833

0
,
101
Ом
,
х
l
х
U
нн
.
л
2
. л
. уд
. 2
вн
.
 где
х
уд.
-
l
л.
- протяженность линии электропередач [км],
удельное
сопротивление
неизолированных
сталеалюминевых проводов [Ом/км] [6] табл.18.12;
 сопротивление
трансформатора
равно
(исходные
данные табл.6) приведённое к 110 кВ:



6
,
353

88
,
94

95
,
3
Ом
,
х
х
х
т
.
В
.
Н
1
.
2


%
10
,
5
3
,
5
к


ср
.
ном
.
р
110
u
к
. U




1




1


6
,
353
Ом


,
х
В
.


100
4
100
25
4


S
т
.
ном
. 
2
41
2
%
10
,
5
3
,
5
ср
.
ном
.к
р
110
u
к
. U




 
88
,
935
Ом
, к р  3,5 .
х
Н
1
.х
Н
2
.
100
2
100
25
2
S
т
.
ном
.
2
Приведённое к 10кВ:



0
,
058

0
,
81

0
,
868
Ом
,
х
х
х
т
.
В
.
Н
1
.
2


%
10
,
5
3
,
5
10
,
5
к


ср
.
ном
.
р
u
к
. U




1




1


0
,
058
Ом
,


х
В
.


100
4
100
25
4


S
т
.
ном
. 
2
2
%
10
,
5
3
,
5
10
,
5
ср
.
ном
.к
р
u
к
. U








0
,
81
Ом
, к р  3,5 .
х
Н
1
.х
Н
2
.
100
2
100
25
2
S
т
.
ном
.
2
Периодическая составляющая тока короткого замыкания
в точке К1:
110
U
ср
.



1
,
8
кА
,
I
п
.
о
.
с
1
.
3

3

35
,
1
х
расч
.
ток однофазного короткого замыкания в точке К1:
3

U
3

110
ср
.



2
,
3
кА
I 2


2

35
,
1

13
,
7
х
расч
. х
расч
.
0
.
1
п
.
о
.
с
1
.
в точке К2:
10
,
5
U
ср
.
к
.



3
,
7
кА
.
I
п
.
о
.
с
2
.
3

3

1
,
64
х
расч
.
Апериодическая
замыкания для времени
составляющая
тока
короткого


0
,
1

0
,
057

0
,
157
с
равно:
t
t
з
.
min
c
.
в


0
,
157

0
,
05
.

2



2

1
,
8


0
,
0823
кА
T
i
e
e
I
а
.
1
п
.
о
.
1
.
a
Ударный ток короткого замыкания в точке К1 равен:

2


2

1
,
8

1
,
608

4
,
1
кА
.
i
I
к
а
.
1
п
.
о
.
1
. y
42
 апериодическая
составляющая
замыкания к моменту времени
тока
короткого


0
,
1

0
,
025

0
,
125
с
равна:
t
t

з
.
min
c
.
в
0
,
125

0
,
05


2



2

3
,
85


0
,
45
кА
,
T
i
e
e
I
п
.
о
.
2
.
а
.
2
a
.
с
 ударный ток короткого замыкания равен:


2



2

3
,
7

1
,
83

9
,
6
кА

10
кА
.
i
i
I
к
уу
.
c
п
.
о
.
с
. у
.
с
.
Расчётное значение теплового импульса тока равно К1:
 
2
2





1,8

0,17

0
,
02

0,42

с
,
кА
t
В
I
к
п
.
о
.
с
1
.отк
а
.
с
.
.Т
2
в точке К2:
 
2
2
2





3
,
7

2

0
,
02

2
7
,7

с

28

с
.
кА
кА
t
В
I
к
п
.
о
.
с
1
.
а
.
с
.
отк
.Т
2
Результаты расчётов сведены в таблицу 12:
Точка короткого замыкания
таблица 12
Начальное
значение
периодичес
кой
составляю
щей тока
к.з. (t=0),
К1
К2
1,8
3,7
I
п.о. , кА
Максимальн
ый
однофазны
й ток
короткого
замыкания,
I1
п .о .
, кА
Ударный
ток
трёхфазн
ого
короткого
замыкания
,
i
а .1 , кА
Периодичес
кая
составляю
щая тока
к.з. в
момент
времени
(t=τ),
кА
2,3
4,1
10
I
п .о . ,
Апериодическ
ая
составляющ
ая тока к.з. в
момент
времени (t=τ),
i
а .1 , кА
1,8
3,85
Расчётно
е
значение
тепловог
о
импульса
тока,
В ,кАс
2
к
0,082
0,8
0,428
27,7
11. Выбор электрических аппаратов 110 кВ
11.1. Выбор коммутационного оборудования
Результат выбора электрических аппаратов сведён в
таблицу 16, данные взяты из [5] таб.5-6, [8] п.36.9.
По номинальному напряжению:
U U
ном
.
,
сети
.ном
по току продолжительного режима:
43
I
I

I
ном
.
прод
.расч
.
раб
.нб
.,
в качестве расчётного тока продолжительного режима
принимаем ток послеаварийного режима.
Послеаварийный (форсированный) режим возникает при
отключении одной из параллельно работающих цепей
(рассчитан выше п.5).
По отключающей способности:
Iп..,
I
ном
.отк
.
проверка
на
предмет
апериодической составляющей:
возможности
отключения

2
 
отк
.
ном
.
нI
,


i
a
,
i
a
.
ном
.
100
а так же проверка на предмет термической и
электродинамической стойкости к токам к.з.
таблица 13
Каталожные данные
Условия выбора
Расчётные данные
сети
ЗАР1DТ-145/ЕК
кВ
,
U 110
U U
I
I 
I
,24
А,
I 91
,
I I
I I ,
Iп.о.вн1,8кА,
ном
.
уст
.
сети
.ном
ном
.
прод
.расч
.
раб
.нб
.
раб
.вн
п.г,доп
пг
.расч
.
пр
,скв
.
п.о.
I
Выключатель
Iп..
Разъединител
ь РГ-1-110/1000
У1
110кВ
110Кв
2000
1000
40
80
40
-
102
80
40
-
ном
.отк
.
i
дин.
i
 iуд. ,
i
y
 4,1кА,
iуд.
вкл
.норм
.
44
i  i


a.ном
.
a,
2
 I
отк
.ном
.
н
i  1,5кА,
22,63
-
40/3 кА/с
31,5/3 кА/с
a,
100
BI t
2
кА
с,
B0,428
2
тертер
.
k
Условия выбора
k
Каталожные данные
Расчётные данные
сети
ВВ/TEL
U 10кВ,
U U
I
I 
I
,2А,
I 452
,
I I
I I ,
Iп.о.нн3,7кА,
ном
.
10
уст
.
сети
.ном
ном
.
прод
.расч
.
раб
.нб
.
раб
.нн
п.г,доп
пг
.расч
.
пр
,скв
.
п.о.
I
 Iп.о.
i
 iуд. ,
вкл.
дин.
800
40
40
i
y
10кА,
51
iуд.
i
128
вкл
.норм
.
i  i


a.ном
.
a,
2
 I
н
отк
.ном
.
i  1,62кА,
4,53
кАс,
B28
8/3 кА/с
a,
100
BI t
2
k
2
тертер
.
k
На стороне 110 кВ приняты к установке элегазовые
баковые
выключатели
ЗАР1DТ-145/ЕК,
на
стороне
10кВ
приняты
вводные выключатели ВВ/TEL-10-8/1000 УХЛ2, в
ячейках КСО и секционные ВВ/TEL-10-8/630 УХЛ2.
11.2. Выбор сборных шин и изоляторов 110кВ
По справочным данным [9] на сборных шинах 110кВ
принимаем к установке АС 95/16 длительно допустимый ток
45
I
вне помещений составляет
330
A, что удовлетворяет
доп
.
послеаварийному режиму. Фазы расположены горизонтально с
расстоянием между фазами D=200 см.
Проверка гибких шин ОРУ на схлёстывание не проводится
[7], т.к. маленькие токи короткого замыкания:
I
п.о.
1,8кА< 21кА .
Проверка шин на термическую стойкость:
0,428

10
В
 

7
,
2
мм
q
С 92
6
к
2
min
где,
С
–
значение
функции
для
сталеалюминевых
проводов.
Согласно ПУЭ выбранный провод не коронирует, но,
учитывая, что на ОРУ-110 кВ расстояние между проводами
меньше, чем на воздушных линиях, то необходимо произвести
проверочный расчёт.
Проверка по условиям коронирования.
Разряд в виде короны возникает при максимальном
значении
начальной
электрического
поля,
критической
поэтому
напряжённости
начальная
критическая
напряжённость равна:








0
,
299
0
,
299









30
,
3

m

1


30
,
3

0
,
82

1


33
,
89
кВ
/
см
Е
о









0
,
675
 


r
о




где, m – коэффициент учитывающий шероховатость
поверхности
провода
принимается 0,82) [7];
(для
многопроволочных
проводов
13
,5
,75
мм
,- радиус провода.
r2 6
о
Напряжённость электрического поля вокруг поверхности
провода:
46


 
0
,
354

U
0
,
354

115
кВ
Е

23
,
45
см
 


252



D
ср
.




0
,
675

lg




lg 

r
o  
0
,
675






r
o

 

где,
1
,
26

D

1
,
26

200

252
см
D
ср
.
, среднее
геометрическое
расстояние между проводами фаз при горизонтальном их
расположении.
Условие проверки:
1
,07
Е0,9Е
о,
1
,
07
23
,
45

0
,
9
33
,
89
, 25,130,5,
таким образом, провод по условию короны подходит.
Выбор изоляторов 110кВ
Приняты к установке изоляторы ИОС-110-300-УХЛ1 с
номинальным напряжением 110кВ и разрушающей механической
нагрузкой
F
3кН
.
разр
.
Наибольшее
значение
электродинамической
силы,
действующей на провод при трёхфазном к.з.
2
l
7

3


7 2





3

10

3410


7,05H
k
i
F
max
.k
ф
у
D
2
где, 1 =7м – длина наибольшего пролёта между опорными
изоляторами.
F
,
6

0
,
6

3000

1800
H
7,05
Н< 0
.

F
разр
.
max
.
Выбранный
изолятор
удовлетворяет
условию
механической прочности.
Так же к установке приняты подвесные стеклянные
изоляторы ПС-60 с разрушающей механической нагрузкой
F
60
кН
,
разр
.
которые
тоже
удовлетворяют
механической прочности.
11.3. Выбор шин и изоляторов 10кВ
47
условию
Для шинного моста 10кВ силового трансформатора
приняты
к
установке
прямоугольного
жёсткие
сечения.
Шины
алюминиевые
расположены
шины
плашмя,
расстояние между фазами а=0,8м.
Выбор
сечения
шин
произведён
по
нагреву
(по
допустимому току) с учётом послеаварийного режима.
Iдоп. .
I
max
.
Послеаварийный
(допустимый
из
условия
теплового
режима трансформатора см. с.89 [7]) ток равен:
2500

1
,
35


1
,
35
S

1
,
35


177
,
1
А
,
I
I
3

3

110
U
2500
S

1
,
35


1
,
35


1
,
35


928
А
,
I I 2

3

2

3

10
,
5
U
ном
.
max
.
ном
.
ном
.
ном
.
max
.
ном
.
ном
.
выбрано сечение алюминиевых шин по допустимому току,
с учётом поправочного коэффициента для шин ОРУ и без него
для шин ЗРУ (см. П7.7 [7]):
 на стороне 77кВ принято, шины прямоугольного сечения
77х7 мм,
где
I
1625
Ана фазу;
I
допустимый ток на шины выбранного сечения с
доп
,ном
.
доп. -
учётом поправки при расположении шин плашмя (см. табл. 7.7.7
[7])
или
температуре
воздуха,
температуры в таблицах (

отличной
от
принятой
о
25
С). В последнем случае:
о,ном
.

.


доп

I
доп
. I
,
ном
.
доп
.
о
доп
.
о
,
ном
.
Для
принято
неизолированных

о
70
С;
доп
.

проводов
о
25
С, тогда:
о,ном
.
48
и
окрашенных
шин

70
о
70

16

1125


1232
,
4
А
, I
,


доп
.
I
доп
. I
доп
,
ном
.
45
45
I
где
допустимый ток по таблицам [7] при
доп , ном . -
температуре

воздуха
температура воздуха;
о
25
С;
о,ном
.

доп.

о.
-
действительная
- допустимая температура нагрева
продолжительного режима (п.7.7.77 [7] для шин принято  70 о С ).
Проверка
шин
на
термическую
стойкость
при
КЗ
произведена по условию:
 
к,доп
. или
к.
q
min.
q ,
0
,
428

10

10
В
В28
, q
,
 

7
,
2
мм
 

58
,
1
мм
q
6
к
.
2
С
min
.
где

к.
к
.
6
2
С 91
91
min
.
- температура шин при нагреве током КЗ;

к ,доп .
-
допустимая температура нагрева шин при КЗ (см. табл.7.77
[7]);
q
q
min .
- минимальное сечение по термической стойкости;
- выбранное сечение.
Проверка шин на механическую прочность
Определение пролёта
l
, при условии, что частота
собственных колебаний будет больше 777 Гц:
173
,2 J 2 173
,2 J
200


l 

l
q,
200 q.
Если шины расположены плашмя, то (табл. 7.7 [7]):
3
3
b

h
0
,
6

6
4
J
 

10
,
8
см
,
1212
,
2 10
,
8
2 173
2
,
16

1
,
1
м
l



1
,
16
м
, l 1
.
200
6
Если шины на изоляторах расположены на ребро, то:
3
3
b

h
0
,
6

6
4
J
 

0
,
108
см
,
1212
49
,
20
,
1082
2 173
,
12

0
,
34
м
l
 

0
,
12
м
, l 0
.
200
6
Вариант установки шин плашмя позволяет увеличить
величину пролётов, тем самым сократить число изоляторов.
Принято расположение шин плашмя, расстояние между фазами
7,7 м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
2
2
b

h
0
,
6

6
3



10
см
,
W
ф
6
6


1

10920
l
i

3

10

3

10


0
,
2
МПа
.
a

0
,
6

10
W
2
(
3
)
2
2

8
у

8
2
ф
ф
Выбор изоляторов
Выбраны изоляторы типа ИП-77/7777-7777УХЛ7.
F
F
1250
Н,
доп
., F
доп
.
расч
.
(
3
)
2
109
i

0
,
5



0
,
5

3

10


0
,
5

3

10
 1

7
,
5
Н
.
f
l
l
F
a
0
,
8
у

7

7
2
расч
.
ф
Выбор
12.
числа
и
мощности
цеховых
трансформаторов. Вариант №7
12.1. Выбор единичной мощности трансформаторов
цеховых трансформаторных подстанций
Единичная мощность трансформаторов определена, как
функция удельной плотности нагрузки цехов

i
табл. 7.
Рекомендуется принимать к установке трансформатор
(КТП) мощностью
1) при
S
ном.
в зависимости от значения
А ,

1000
кВ
А
;
0,2кВ
мS
2
i

ном
.
кВ
А2,

1600
кВ
А
;
ном
.
мS
0
,3
,2
i
2) при 0
50

i
[7] с.77:
3) при

i
кВ А 2
 0,3
м , решается вопрос об установке на
подстанции трансформаторов 7х7777 кВ  А или 7х7777 кВ  А .
Рекомендуются
следующие
коэффициенты
загрузки
трансформаторов [7] с.77:
1)
от
к0,650,7 - для двухтрансформаторных подстанций,
з
которых
питается
преимущественно
нагрузка
7-й
категории;
2)
когда
к0,70,8 з
для однотрансформаторных подстанций,
резервирование
осуществляется
перемычками
вторичного напряжения между трансформаторами;
3)
когда
к0,90,95- для однотрансформаторных подстанций,
з
перемычки
потребителей
на
отсутствуют,
установку
а
нового
доля
питания
трансформатора
требуется не более 77 часов.
12.2.Определение
оптимального
количества
цеховых
трансформаторов
1. Нахождение
минимального
количества
цеховых
трансформаторов:
N
с
.м
.
Р
;

к
зS
ном
.
min
.расч
.
для первой трансформаторной подстанции находящейся
в корпусе 77:
544
,
5
Р
с
.
м
.
2,



1
,
23
, Nфакт
.
N
min
.
расч
.

0
,
7

630
к
зS
ном
.
N
N



2

1
,23

0
,77
, 
.
N
N
факт
.
min
.расч
.
51
Экономически
оптимальное
число
трансформаторов
находим как:
NN
Т
,э
m  0 (для
7-го
цеха),

m
,
min
.расч
.
где
m-
дополнительное
число
трансформаторов, определяемое по графику на рис.7.777 [7].
Для остальных ТП расчёты произведены аналогично,
полученные результаты сведены в таблицу 77:
таблица 77
i
кВ  А
кВт кВар мм 2
к N
кВ  А
ТП-7
777,7
777
7,777
777
2.
ТП-7
777,7
777
7,777
777
3.
ТП-7
7777,
7
7777
7,777
7777
4.
ТП-7
777,7
777
7,777
777
5.
ТП-7
777
777
7,777
777
6.
ТП-7
7777
777
7,777
7777
7.
ТП-7
777,7
777
7,777
777
8.
ТП-7
777,7
7
777
7,777
777
9.
ТП-7
777,7
777
7,777
7777
10.
ТП-77
777
77
7,777
777
11.
ТП-77
777,7
777
7,77
777
12.
ТП-77
777,7
777
7,777
777
13.
ТП-77
777
7,777
7777
14.
ТП-77
7777,
7
7777,
7
777
7,777
15.
ТП-77
777
777
7,777
16.
ТП-77
77
77
7,777
№
п/
п
Наимено
вание
1.
P
с. м.
Q
max
S
ном .
7777
777
77
52
з.i
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
N
min. расч.
факт.
N
m Q НК 1
кВар
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
777,7
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
777,77
7,77
7
7,77
7
777,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7,77
7
7
7,77
7,77
7
777,77
7
7,77
17.
ТП-77
18.
ТП-77
19.
ТП-77
20.
777,7
7
7777,
7
777
7,777
777
7,777
777,7
777,7
7,777
ТП-77
777
777
7,777
21.
ТП-77
777,7
7
777,7
7,777
22.
ТП-77
777,7
77
7,777
23.
ТП-77
77,7
77,7
7,77
24.
ТП-77
777,7
777
7,77
25.
ТП-77
777,7
777
7,7
26.
ТП-77
777
777
7,777
777
27.
ТП-77
777
777
7,777
777
13.
Определение
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
7,7
7
777
7777
777
7777
777
777
77
777
7777
суммарной
7
7,77
7
777,77
7
77,77
7
7,77
7
777,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7,77
7
777,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7,77
7
7,77
7
мощности
компенсирующих
устройств
Определение
суммарной
мощности
конденсаторов
напряжением до 7777В, необходимых для установки на ТП для
снижения количества цеховых трансформаторов:







.
Q
Q
N
S
к
P
2
2
з факт
. ном
.
т max
НК
1 max
Для первой ТП:










333

0
,
75

2

63

60


3
к
Q
Q
N
S
к
P
2
2
2
2
з
max
факт
.ном
.
т
НК
1
max
.
Для
всех
аналогично,
полученное
остальных
результаты
значение
трансформаторной
подстанций
сведены
меньше
в
таблицу
нуля,
подстанции
53
значения
то
найдены
77.
Если
в
этой
устанавливать
конденсаторы для снижения количества трансформаторов не
требуется и
Q
принимается равной нулю.
НК1
13.1. Определение
мощности
конденсаторных
установок
напряжением до 7777В для снижения потерь
Мощность конденсаторных установок напряжением
до
7777В, необходимая для снижения потерь мощности в цеховых
трансформаторных подстанциях и питающих их линиях,
найдено по формуле:






Q
Q
Q
,
N
S
оптим
. ном
.
т
.
НК
2
ср
.
м
.
НК
1
Q
где
ср . м .
таблицы 77;
Q
- из таблицы 7;
НК1
N
,
оптим.
и
S
ном .т. -
из
 - расчётный коэффициент, зависящий от
расчётных параметров
к
р1
и
к
р2 ,
а так же схемы питания
цеховых подстанций.

к
р1
60
-
для
двухступенчатой
схемы
питания
трансформаторов от РП 77(7) кВ, на которых отсутствуют
источники реактивной мощности.
к
р1 -
зависит от питающей энергосистемы и числа смен;
для Северо-запада и 7-х сменной работе, из таб.7.777 [7]
Для
ТП-7,
магистральной
Коэффициенты
электроснабжение
схеме,
через
к
р1
осуществляется
промежуточную
 11.
по
РП-7.
р
1 11
и к р 2  5 ,   0,28,
к
 
0
,183

6060






299
,
7

0

0
,
28

2

63


53
,
1
кВ
Q
Q
Q
N
S
. ном
.
т
.
НК
2
ср
.
м
. НК
1 оптим
,
54
результаты
расчётов
для
остальных
подстанций
сведены в таблицу 77:
таблица 77
Расчётные параметры
Наименование
Q
с. м.
Q
НК 1
кВар кВар
РП-7 (корпус 7)
1. ТП-7 (корпус 77)
2. ТП-7 (корпус 77)
3. ТП-7 (корпус
77/777)
4. ТП-77(корпус 7)
РП-7 (корпус 77)
1. ТП77(корпус777/7)
2. ТП-7 (корпус 77)
3. ТП-7 (корпус 77)
РП-7 (корпус 777)
1. ТП-7 (корпус 77)
2. ТП-7 (корпус
777)
3. ТП-7 (корпус 77)
4. ТП-7 (корпус
777)
РП-7 (корпус 777)
1. ТП-77(корпус
777)
2. ТП-77(корпус
777)
3. ТП-77(корпус
777)
S
ном . т
кВ  А
к
р1
l
л
,м
к
р2

N Q
факт.
НК 2
7777
7,77
777,7
7
777,7
7
777
77
777
77
777
77
777
7
777
7
777
7
777
7777
7,77
777
77
777
7,77
7777
7777
777,7
7777
7,77
7,77
7777
777
777,7
777,7
777,7
777
7,7
7,77
7
7,77
7,7
7,77
7
7,77
7,7
7,77
7
777
7,7
7,7
7
7,77
777,7
7
77
777
7
7,77
7
77
77
777
777
77
7
7,77
7,77
7
7
7,77
777,7
7
7,77
777,7
7
7,77
777,7
7
7,77
777
7,777
777
7
7,77
7
7777
777
7,777
7,777
777
777
7,7
7,7
7,77
7,7
7
7
777,7
777,7
7,77
7777
7,777
777
7,7
7,7
7
77,77
7,77
777,7
7
777,7
7777
7,777
7,77
7,777
7,77
7,77
7
7
777
7
7,77
77
7,77
77
7,777
777
777
7
777
7
7,7
777,7
7,77
777,7
7
7
77,77
777,7
777
55
7,7
-
4. ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус 777)
3. ТП-77(корпус 777)
4. ТП-77 (корпус
777)
РП-7 (корпус 777)
1. ТП-77(корпус
777)
2. ТП-77(корпус
777)
3. ТП-77(корпус
777)
4. ТП-77 (Изотоп)
5. ТП-7л
РП-7 (корпус 777)
1. ТП-77(корпус
777)
2. ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус 777)
1. ТП-77(корпус
777)
2. ТП-77(корпус
777)
3. ТП-77(корпус
77/77)
4. ТП-77(корпус
777)
5. ТП-77(корпус
777-777)
РП-77 (корпус 777)
77,7
777
77,7
7,77
777
7,777
777
7
-
7
7
7,77
7,77
777
7,777
777
-
7
7
7,77
777,7
7777
7,77
777
7,777
777
-
7
7
7
7,77
777,7
7,77
777,7
7
7777
7,777
7,7
7,77
7
7,77
7777
7,777
777
777
7
7,7
7,7
7
7,77
777,7
777
777
777,7
7,77
7,77
7,77
777
7,777
7,777
7,777
777
-
7
7
7
7
7,77
7,77
7,77
777
7,77
777
7,777
777
7
7,77
7
7,77
777,7
7777
77,77
777
7,777
777
7
7,77
7
7,77
777,7
777,7
7
7,77
777,7
7
777
7,777
7,7
7,7
7
777,7
7
777
7,777
77
7,77
7
77,77
77,77
7,77
77
7,777
-
7,77
7
777,7
7,77
777,7
7
7777
7,777
7,7
7,77
7
7,77
777,7
7
777
7,777
777
777
7
777
7
777
7
777
7
7,7
7,77
7
77,77
777,7
777
777
13.2. Выбор конденсаторных установок напряжением до 7777
В
13.2.1. Определение мощности конденсаторных батарей
напряжением до 7777 В
Необходимая мощность конденсаторных батарей найдена
по формуле:
Q
Q
Q,
НК
56
НК
1
НК
2
где
Q
и
НК1
Q
НК 2
- из таблиц 77 и 77. Для второй
подстанции:



246
,
7

0

246
,
7
кВар
Q
Q
Q
.
НК
НК
1 НК
2
Для остальных цехов расчёты произведены аналогично,
полученные значения занесены в таблицу 77.
Суммарную
мощность
конденсаторных
батарей
включаемых в сетях до 7777 В одного трансформатора найдём
по формуле:
Q
НКТ
где
N
факт.
Q
N

НК
,
факт
.
- берётся из таблицы 77.
Для второй подстанции:
Q
246
,
7
  
123
,
35
кВар
,
Q
2
N
НК
НКТ
факт
.
Для остальных цехов расчёты произведены аналогично,
полученные значения занесены в таблицу 77.
13.2.2.
Выбор комплектных конденсаторных установок
напряжением до 7777В
Выбор
комплектных
КУ
произведён
по
ближайшему
значению стандартных ККУ из таб.7.777 [7]. Для ТП-7 выбраны
к
установке,
конденсаторные
на
стороне
установки,
7,7кВ
типа
две
комплектные
УК7-7,77-77
УЗ.
Для
остальных ТП выбор произведён аналогично, результаты
сведёны в таблицу 77.
57
13.3. Определение фактической мощности компенсирующих
устройств
Фактическая мощность выбранных ККУ до 7777В найдена
по формуле:
Q
QN,
факт
.
НКфНКТ
где
Q
НКТ
- единичная мощность ККУ включаемых на
напряжении до 7777В одного из трансформаторов ТП завода, из
таблицы 77.
Для второй ТП:

150
2

300
кВар
Q
,
НКф
для остальных цехов расчёты произведены аналогично,
результаты занесены в таблицу 77.
13.4. Определение
максимальных
трансформаторных
подстанций
нагрузок
после
цеховых
компенсации
реактивной мощности
Максимальная реактивная и полная мощности после
компенсации реактивной мощности рассчитаны по ниже
приведённым формулам, результаты сведены в таблицу 77

Q
Q
Q
,
S
max
.
пк
.
2
P

Q.
max
2
.
пк
max
.
НКФ max
max
.
пк
Для второй ТП:



343

300

43
кВар
Q
Q
Q
,
max
.
пк
.
max
.
НКФ
2
2
2 2
max
max
.
пк
max
.
пк





513
кВ

А
511
43
Q
,
S
P
для остальных цехов расчёты произведены аналогично,
результаты занесены в таблицу 77
58
13.5. Определение
загрузки
трансформаторов
после
компенсации реактивной мощности
Максимальный коэффициент загрузки трансформаторов
после
компенсации
реактивной
мощности
в
нормальном
режиме найден по формуле:
S ,
NS

к
з
.max
.пк
.
max
.пк
факт
.
ном
.
Для второй ТП:
S 513

0
,
64
,
к  
2

400
N
S
max
.
пк
з
.
max
.
пк
.
факт
. ном
.
для остальных цехов расчёты произведены аналогично,
результаты занесены в таблицу 77
таблица 77
№
п/
п
Наиме
новани
е
1.
ТП-7
Q
НК
Q
НКТ
кВар
кВар
7,7
7,7
2.
ТП-7
777,7
777,7
3.
ТП-7
777,7
777,7
4.
ТП-7
7,7
7,7
5.
ТП-7
777,7
77,7
6.
ТП-7
777,7
77,7
7.
ТП-7
8.
ТП-7
777,7
7,7
777,7
7,7
9.
ТП-7
10.
11.
12.
13.
14.
ТП-77
ТП-77
ТП-77
ТП-77
ТП-77
777,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
777,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
15.
ТП-77
16.
ТП-77
777,7
77,7
77,7
77,7
17.
ТП-77
777,7
77,7
Q
НКф
Q
max . пк
S
max . пк
к
Тип КУ
кВар
-
7
777
777,7
7,77
777
77
777,7
7,77
777
777
7777,7
7,77
777
77
777,7
7,77
777
77
777,7
7,77
777
777
7777,7
7,77
777
7
777
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
7
7
7
7
7
777
77
777
777
777
777
7777,7
777,7
777,7
777,7
7777,7
7777,7
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
УК7-7,77-77 УЗ
777
77
777
7
777,7
77,7
7,77
7,77
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
777
77
777,7
7,77
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
-
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
59
кВар
кВ  А
з. max.пк.
18.
ТП-77
19.
ТП-77
20.
ТП-77
21.
ТП-77
22.
23.
24.
ТП-77
ТП-77
ТП-77
25.
ТП-77
26.
ТП-77
27.
ТП-77
777,7
777,7
77,7
7,7
77,7
7,7
777,7
7,7
7,7
7,7
77,7
7,7
7,7
7,7
777,7
777,7
7
777,7
7
777,7
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УК7-7,77-77 УЗ
-
777
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
777
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
777
777
7777,7
7,77
777
7
77,7
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
7
77
7
77,7
77
-7,7
777
777,7
777,7
77,7
777,7
7,77
7,77
7,77
7,77
777
77
7777,7
7,77
777
77
777,7
7,77
777
77
777,7
7,77
13.6. Определение мощности ККУ на напряжении 77кВ.
Вариант №7
На
стороне
77кВ
цеховых
трансформаторных
подстанций некомпенсированная реактивная мощность, для
каждого трансформатора определена по ниже приведённой
формуле:




Q
Q
Q
Q
,
m
н
.
i
где
Q
max .i
трансформатора
max
.
i
НКФ
.
i
m
н
.
i
наибольшая
i-ой
подстанции;
расчётная
Q
НКФ.i
-
нагрузка
фактическая
установленная мощность КБ на i-ой подстанции;
Q
mн.i
-
суммарные реактивные потери мощности в трансформаторах
i-ой подстанции при коэффициенте загрузки
к
з. max.пк.
после
компенсации реактивной мощности.



u
S
S
S
S
u
u
xx
xx
к
max
.
nk
.
i I
ном
.
i
max
.
nk
.
i I
ном
.
i
к
к


п



n




n



Q
Q
к
з
.
m
.
п
m
н
.
i
хх
100

100
100
10
1
S
S
ном
.
i
ном
.
i
2
2
Результаты расчётов сведены в таблицу 77
60
таблица 77
S
u
I
№
п/
п
Наиме
новани
е
n,
шт.
1.
2.
ТП-7
ТП-7
7
7
777
777
7,7
7,7
7
7,7
3.
ТП-7
4.
5.
ТП-7
ТП-7
7
7
7
7777
777
777
7,7
7,7
7,7
7
7
7
6.
ТП-7
7.
8.
ТП-7
ТП-7
7
7
7
7777
777
777
7,7
7,7
7,7
7,7
7
7,7
9.
ТП-7
10.
11.
12.
ТП-77
ТП-77
ТП-77
7
7
7
7
7777
777
777
777
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
13.
ТП-77
7
7777
7,7
7,7
14.
ТП-77
15.
16.
17.
ТП-77
ТП-77
ТП-77
7
7
7
7
7777
777
77
777
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7
7,7
7
18.
ТП-77
19.
20.
21.
22.
23.
24.
ТП-77
ТП-77
ТП-77
ТП-77
ТП-77
ТП-77
7
7
7
7
7
7
7
7777
777
7777
777
777
77
777
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7
7,7
7
7,7
7,7
7,7
25.
ТП-77
26.
27.
28.
ТП-77
ТП-77
ТП-77
7
7
7
7
7777
777
777
777
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7
7,7
7
ном .i
к
кВ  А %
xx
%
S
к
max .nk.i
777,7
777,7
7777,
7
777,7
777,7
7777,
7
777,7
777,7
7777,
7
777,7
777,7
777,7
7777,
7
7777,
7
777,7
77,7
777,7
7777,
7
777,7
777,7
777,7
777,7
77,7
777,7
7777,
7
777,7
777,7
777,7
Q
з. max.пк.
mн.i
кВар
Q
Q
max .i
Q
НКФ .i
mн .i
кВар кВар
кВар
7,77
7,77
77,7
77,7
777
777
7
777
777,7
77,7
7,77
7,77
7,77
777,7
77,7
77,7
7777
777
777
777
777
777
7777,7
777,7
77,7
7,77
7,77
7,77
77,7
77,7
77,7
777
777
777
777
777
7
777,7
777,7
777,7
7,77
7,77
7,77
7,77
77,7
77,7
77,7
77,7
777
77
777
777
777
7
7
7
777,7
77,7
777,7
777,7
7,77
77,7
777
7
777,7
7,77
7,77
7,77
7,77
77,7
77,7
7,7
77,7
777
777
77
777
7
777
77
777
777,7
777,7
-77,7
77,7
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
77,7
777
777,7
777
777,7
77
77,7
777
777
777
7
777
7
77
7
777,7
77,7
777,7
77,7
77,7
-77,7
777,7
7,77
7,77
7,77
7,77
77,7
77,7
77,7
77,7
777
777,7
777
777
777
777
777
777
777,7
77,7
777,7
77,7
Суммарная расчётная реактивная мощность КБ для всего
предприятия
определена
из
условия
баланса
реактивной
мощности:
n




7445,0

0

(
3284

0
,
203
)

726
Q
Q
Q
Q

кВар,
в
.
к
m
н
.
i с
.
д
.
р
.
э
.
1
i

1
61
где
Q
с .д . р .
генераторов;
Q
располагаемая
э .1
мощность
синхронных
- входная реактивная мощность, заданная
энергосистемой на шинах 77 кВ.
Выбор
14.
числа
и
мощности
цеховых
трансформаторов. Вариант №7
14.1. Выбор
единичной
мощности
трансформаторов
цеховых трансформаторных подстанций
Единичная
мощность
трансформаторов
определена
аналогичным способом, как и в п.77.7
14.2. Определение
оптимального
количества
цеховых
трансформаторов
Произведены расчёты аналогично расчётам варианта №7,
полученные результаты сведены в таблицу 77
таблица 77
Наименование
РП-7 (корпус 7)
ТП-77 (корпус
7)
РП-7 (корпус
77)
ТП-7 (корпус
77)
ТП-77
(корпус 777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-7 (корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус
i
кВ  А
кВар
кВт
мм 2
P
с. м.
Q
max
S
к N
кВ  А
ном .
з.i
N
min. расч.
факт.
N
m Q НК 1
кВар
7777,7
7777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
7777
7777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
7777,7
777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
777,77
7777,7
7
7777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7777,77
7777,7
777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
777,77
7777,7
777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
777,7
777,7
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
777
777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
62
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77
ТП-77(корпус
777)
15.
7777,7
777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
777,77
777
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
7777,7
7
777,7
7,777
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
777,77
777,7
777
7,7
7777
7,77
7,77
7,77
7,77
7
7,77
Определение
суммарной
мощности
компенсирующих
устройств. Вариант №7
Определение
суммарной
мощности
конденсаторов
напряжением до 7777В, необходимых для установки на ТП для
снижения количества цеховых трансформаторов:







.
Q
Q
N
S
к
P
2
2
з факт
. ном
.
т max
НК
1 max
Для
всех
подстанций
варианту№7,
результаты
полученное
значение
трансформаторной
значения
сведены
меньше
найдены
в
аналогично
таблицу
нуля,
подстанции
то
77.
Если
в
этой
устанавливать
конденсаторы для снижения количества трансформаторов не
требуется и
Q
НК1
принимается равной нулю.
15.1. Определение
мощности
конденсаторных
установок
напряжением до 7777В для снижения потерь
Мощность конденсаторных установок напряжением
до
7777В, необходимая для снижения потерь мощности в цеховых
трансформаторных подстанциях и питающих их линиях,
найдено аналогичным способом п.
Результаты
расчётов
для
подстанций
сведены
в
таблицу 77
таблица 77
Наименование
Расчётные параметры
63
Q
с. м.
Q
НК 1
кВар кВар
РП-7 (корпус 7)
ТП-77 (корпус 7)
РП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
7777
7777,7
7777
S
ном . т
кВ  А
к
р1
7,77
7777
77
7,77
777,77
7777
7777
77
77
7777,7
7
7777
77
777,77
7,77
7777
7777
77
77
7,77
7,77
7,77
7777
7777
7777
7,77
777,77
7,77
7777
7777
7777
l
л
,м
к
7777
р2

N Q
факт.
-
7,77
7
7,77
-
7,77
7,77
7
7
7777,7
7
7,77
-
7,77
7
7,77
777
7777
-
7,77
7,77
7
7
7,77
77,77
77
77
77
7777
7777
777
-
7,77
7,77
7,77
7
7
7
777,77
777,77
777,77
77
77
77
777
7777
7777
-
7,77
7,77
7,77
7
7
7
77,77
7,77
777,77
7777
ТП-77 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77
ТП-77(корпус 777)
7777,7
777,7
7777
7777,7
7777
777,7
777
7777
777,7
777,7
777,7
7777
777,7
777,77
777,7
7777
7777
Выбор конденсаторных установок напряжением до
15.2.
7777 В
15.2.1. Определение
мощности
конденсаторных
батарей напряжением до 7777 В
Для всех цехов расчёты произведены по аналогии с
вариантом №7 п.77.7.7, полученные значения занесены в
таблицу 77
15.2.2. Выбор комплектных конденсаторных установок
напряжением до 7777В
Выбор
комплектных
КУ
произведён
по
ближайшему
значению стандартных ККУ из таб.7.777 [7]. Для ТП-7 выбраны
к
установке,
конденсаторные
на
НК 2
стороне
установки,
7,7кВ
типа
две
комплектные
УКЛН(БН)-7,77-…
УЗ.
Результаты сведёны в таблицу 77
15.3. Определение
фактической
компенсирующих устройств
64
мощности
Фактическая мощность выбранных ККУ до 7777В найдена
по формуле:
Q
QN,
факт
.
НКфНКТ
где
Q
НКТ
- единичная мощность ККУ включаемых на
напряжении до 7777В одного из трансформаторов ТП завода, из
таблицы 77
Результаты занесены в таблицу 77
15.4. Определение
максимальных
трансформаторных
подстанций
нагрузок
после
цеховых
компенсации
реактивной мощности
Максимальная реактивная и полная мощности после
компенсации реактивной мощности рассчитаны по ниже
приведённым формулам, результаты сведены в таблицу 77:

Q
Q
Q
,
S
max
.
пк
.
для
всех
2
P

Q.
max
2
.
пк
max
.
НКФ max
цехов
расчёты
max
.
пк
произведены
аналогично
варианту №7, результаты занесены в таблицу 77
15.5. Определение
загрузки
трансформаторов
после
компенсации реактивной мощности.
Максимальный коэффициент загрузки трансформаторов
после
компенсации
реактивной
мощности
в
нормальном
произведены
аналогично
режиме найден по формуле:
S ,
NS

к
з
.max
.пк
.
для
всех
цехов
расчёты
max
.пк
факт
.
ном
.
варианту №7, результаты занесены в таблицу 77
таблица 77
65
Q
Наименование
РП-7 (корпус 7)
ТП-77 (корпус
7)
РП-7 (корпус
77)
ТП-7 (корпус
77)
ТП-77 (корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-7 (корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77
ТП-77(корпус
777)
НК
Q
Q
НКТ
Тип КУ
кВар
кВар
7,7
7,7
7777,7
777,7
777,7
7,7
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
7777,7
7,7
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
777,7
777,7
77,7
7,7
777,7
77,7
777,7
77,7
777,7
7,7
77,7
7,7
777,7
777,7
777,7
7,7
НКф
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКБН-7,77-777-77
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКБН-7,77-777-77
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
УКЛН-7,77-777-777
УЗ
max . пк
S
max . пк
кВ  А
кВар
кВар
-
Q
к
7
7777
7777,7
7,77
7777
777
7777,7
7,77
777
777,7
7777,7
7,77
7777
777
7777,7
7,77
777
77
7777,7
7,77
777
777
7777,7
7,77
777
77,7
777,7
7,77
777
77
7777,7
7,77
777
7
7777,7
7,77
777
77
777,7
7,77
777
7,7
7777,7
7,77
777
77
7777,7
7,77
15.6. Определение мощности ККУ на напряжении 77кВ
На
стороне
77кВ
цеховых
трансформаторных
подстанций некомпенсированная реактивная мощность, для
каждого трансформатора определена по ниже приведённой
формуле:




Q
Q
Q
Q
,
m
н
.
i
где
Q
max .i
трансформатора
max
.
i
НКФ
.
i
m
н
.
i
наибольшая
i-ой
подстанции;
расчётная
Q
НКФ.i
-
нагрузка
фактическая
установленная мощность КБ на i-ой подстанции;
66
з. max.пк.
Q
mн.i
-
суммарные реактивные потери мощности в трансформаторах
к
i-ой подстанции при коэффициенте загрузки
после
з. max.пк.
компенсации реактивной мощности.



u
S
S
S
S
u
u
I
I


п



n




n



Q
Q
к
100

100
100
10
1
S
S
2
2
xx
xx
к
max
.
nk
.
i
ном
.
iк
max
.
nk
.
i
ном
.
iк
з
.
m
.
п
m
н
.
i
хх
ном
.
i
ном
.
i
Результаты расчётов сведены в таблицу 77
таблица 77
Наименование
РП-7 (корпус 7)
ТП-77 (корпус
7)
РП-7 (корпус
77)
ТП-7 (корпус
77)
ТП-77 (корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-7 (корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
n,
шт.
7
7
S
ном .i
u
к
I
xx
кВ  А %
%
7777
7,7
7777,
7
7,7
7777,
7
7777
7,7
7,7
к
max .nk.i
з. max.пк.
7,77
7,77
77,7
7
7777
7,7
7,7
777,7
7,77
77,7
7
7777
7,7
7,7
7777,
7
7,77
77,7
7
7777
7,7
7,7
777,7
7,77
77,7
7
7777
7,7
7,7
7,77
77,7
7
7777
7,7
7,7
7777,
7
7777,
7
7,77
77,7
7
7777
7,7
7,7
7,7
7,77
77,7
7,77
77,7
7,77
77,7
7,77
77,7
7,7
7
7777
7,7
7,7
7
7777
7,7
7,7
77,7
67
кВар кВар
7
777,7
777,7
7,7
Q
НКФ .i
mн .i
кВар
7777
7777
7,7
7777
Q
max .i
777,7
7,7
7
Q
7777
7,77
7777
7777,
7
7777,
7
mн.i
кВар
7
ТП-77
ТП-77(корпус
777)
S
Q
7777,
7
7777
7777
777
777
777,7
7777
777
777
77
777
777
777
77,7
777
77
777
7
777
77
777
7,7
777
77
777
777
777,7
777
777
777
777,7
777
Суммарная расчётная реактивная мощность КБ для всего
предприятия
определена
из
условия
баланса
реактивной
мощности:
n




7339,5

0

(
3284

0
,
203
)

202
Q
Q
Q
Q

кВар,
в
.
к
m
н
.
i с
.
д
.
р
.
э
.
1
i

1
где
Q
генераторов;
с .д . р .
Q
э .1
располагаемая
мощность
синхронных
- входная реактивная мощность, заданная
энергосистемой на шинах 77 кВ.
16.
Выбор
сечения
кабельных
линий
напряжением
77кВ,
Вариант №7
16.1. Определение
минимально
допустимых
сечений
кабельных линий 77кВ по термической стойкости току
короткого замыкания
Минимальное
сечение
кабельных
линий
найдено
по
формуле приведённой ниже:

3
t
I
В
k
.
n

 к,
S
т
.расч
.
C
С
где
12
А
с
С92
2тепловая функция при нормальных
мм
условиях для кабеля 77кВ с алюминиевыми однопроволочными
жилами и бумажной изоляцией (таб.7.77 [7]).
12
А
с
С

147
2тепловая
мм
функция
при
нормальных
условиях для кабеля 77кВ с медными однопроволочными
жилами и бумажной изоляцией (таб.7.77 [7]).
6
6
30

10
30

10
2
2


60


37
,
,
мм
мм
S
S
т
.
расч
.
т
.
расч
.
92
147
В нормальном режиме работы, кабель загружен не на
максимальное
значение,
следовательно,
68
и
нагрев
будет
меньше, ближайшее стандартные сечения, представлены в
таблице 77 отходящие от ГПП кабели не могут быть меньше
этих сечений.
Для удобства эксплуатации все кабели линии одной
магистрали выбраны одного сечения вдоль всей длины.
Прокладка
кабелей
на
территории
предприятия,
производится в траншеях, так как это просто и экономично, а
пропускная
способность
при
этом
способе
прокладки
наибольшая.
таблица 77
Функция
№
п/
п
1.
2.
Расчётно
е значение
С,Ас
2,
мм сечения
кабельной
при
линии,
напряжении
2
мм
кабеля 7,7 кВ
12
Наименование
Кабель с
алюминиевыми
однопроволочны
ми жилами и
бумажной
изоляцией.
Кабель с
медными
однопроволочны
ми жилами и
бумажной
изоляцией.
Ближайшее
стандартн
ое
значение,
мм
2
Допустим
ый ток
нагрузки,
А
77
77
77
777
777
77
77
777
16.2. Определение токов в кабелях. Вариант №7
Ток в кабеле в нормальном режиме будет равен:
 з.max

S
.
пк
ном
.к

,
I
ном
.раб
.
3

U
ном
.
где
S
ном. -
сумма мощностей питающихся по одному
кабелю в нормальном режиме.
69
В
случае
аварии
на
одной
из
магистралей
ТП,
резервирование осуществляется с помощью перемычек на
низкой стороне, в этом случае, аварийный ток составит:
I I
ав
.
1
,3.
ном
.раб
.
Полученные результаты занесены в таблицу 77
16.3. Определение экономически целесообразного сечения.
Вариант №7
Определение экономической плотности тока кабелей. Для
радиальных схем:
j
э
где
j
э
j
,
э.таб
.
 1,2 - берём из таб.77.7 [77] для кабелей с бумажной
изоляцией
и
алюминиевыми
европейской части России, при
жилами
(для
меди
7),
для
ч(по условию).
T 6200
м
Экономически целесообразное сечение кабеля находим по
формуле:
S
эк.

I
раб
.н
j
.
э
Результаты расчётов сведены в таблицу 77
16.4. Выбор кабелей
Для прокладки в земле (в траншеях) со средней
коррозионной активностью подходят трехжильные кабели
марки ААШп на номинальное напряжение 77кВ.
По полученному значению экономически целесообразного
сечения, выбрано сечение 77 мм7, а так же произведено
сравнение его с минимально допустимым по термической
стойкости. Затем найден допустимый ток для данного кабеля
по ниже приведённой формуле:
I кI
доп
.
пр
.
доп
.табл
.,
70
где
к
пр.
поправочный коэффициент
-
на
количество
работающих кабелей, лежащих рядом в земле (таб.7.7.77 [7]);
I
доп.табл. -
допустимый
ток
для
данного
сечения
кабеля
сечением
77мм7,
(таб.7.7.77-7.7.77 [7]).
Для
ТП-7
выбран
кабель
ААШп,
допустимый ток в соответствии с таб.7.7.77 [7], равен
I
к
165
А,
пр.
доп
.таб
.
0,92,
допустимый
коэффициента прокладки
ток
с
учётом
165
0
,92

151
,8
А
, это меньше чем
I
доп
.
Iном.раб. (табл.77).
Допускается перегрузка кабеля не более чем на 77%, не
более 7 часов в сутки (п.7.7.7 [7]). Отсюда, допустимый
аварийный ток будет равен:
I

1
,
15

1
,
15

151
,
8

174
,
6
А
,
I
доп
.
авар
.
доп
.
аварийный
допустимый.
ток
(табл.77)меньше,
Выбранный
кабель
чем
аварийный
удовлетворяет
условию
перегрузки.
Коэффициенты
загрузки
кабелей,
в
нормальном
и
аварийном режиме найдены по ниже приведённым формулам:
I
I
38
,
6
29
,
7
I
ав
.



0
,
35
 
0
,
283
, к
.
к
.
ав
.
111
,
1
105
I
доп
.
ав
.
ном
.
таб
.
ном
.раб
.

к
к
.
н
.
В аварийном случае, если нагрузка превышает 77% сверх
допустимого
значения,
дополнительную
мощность
необходимо
(7
отключить
категория)
отключаемая
мощность определена по формуле:




1
,
15


S
U
к
I3
к
.
ав
откл
.
доп
.
ав
ном
.
Результаты расчётов сведены в таблицу 77
таблица 77
71
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77/777)
ТП-77(корпус 7)
ТП-77 (корпус777/7)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 777)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 77/77)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777-777)
РП-7 (корпус 7)
РП-7 (корпус 77)
РП-7(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
777
777
777
77
777
77
777
777
77
777
777
77
777
777
777
77
777
777
777
777
77
777
77
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
7,7
7,7
7,7
77,7
77,7
7,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
77,7
77,7
777,7
777,7
777,7
77,7
77,7
777,7
77,7
777,7
Iав., А
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
ГПП-77
ГПП-77
ГПП-77
ГПП-77
ГПП-77
ГПП-77
ГПП-77
ГПП-77
Iном.раб., А
l, мДлина кабеля
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
Питаемые объекты
Источник питания
№
п/п
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
77,7
7,7
7,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
77,7
77,7
777,7
777,7
777,7
777,7
77,7
777,7
77,7
777,7
j
А
S
э
мм
2
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7,7
7
7
7
7
7
7
7
7
таблица 77
72
эк .
мм
2
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
7,7
7,7
7,7
77,7
77,7
77,7
7,7
77,7
77,7
77,7
77,7
7,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
Питаемые
объекты
Источник питания
№
п/п
1.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
2.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
3.
ТП-7 (корпус
77/777)
РП-7
4.
ТП-77(корпус 7)
РП-7
5.
ТП-77
(корпус777/7)
РП-7
6.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
7.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
8.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
9.
ТП-7 (корпус 777)
РП-7
10.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
11.
ТП-7 (корпус 777)
РП-7
12.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
13.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
14.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
15.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
16.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
17.
18.
ТП-77 (корпус
777)
а. дв-ли (корпус
777)
РП-7
РП-7
19.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
20.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
21.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
22.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
Марка и
сечение
кабеля,
мм7
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
73
I
доп.таб .
А
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
777
I
доп.
I
доп.авар.
к
к.н
к
к. АВ
А
А
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
777,7
777,7
7,77
7,77
7,77
7,77
23.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
24.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус
77/77)
25.
26.
РП-7
РП-7
27.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
28.
ТП-77(корпус 777777)
РП-7
29.
РП-7 (корпус 7)
30.
РП-7 (корпус 77)
31.
РП-7(корпус 777)
32.
РП-7 (корпус 777)
33.
РП-7 (корпус 777)
34.
РП-7 (корпус 777)
35.
РП-7 (корпус 777)
36.
РП-7 (корпус 777)
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777
777
777
16.5. Проверка кабелей по потери напряжения. Регулирование
напряжения
Опыт проектирования и эксплуатации электрических
сетей
показывает,
снижению
влияния
что
мероприятия
электрических
качества электроэнергии
могут
по
сетей
быть
исключению
на
и
показателе
весьма
дорогими.
Поддержание оптимального уровня напряжения на зажимах
каждого приёмника электрической энергии в общем случае
нецелесообразно и, в первую очередь, по экономическим
соображениям. Поскольку приёмники электрической энергии
могут иметь неодинаковые режимы работы и находятся
электрически на разном удалении от источника питания, то
для
поддержания
оптимального
74
напряжения
на
зажимах
каждого из них необходимо снабдить их индивидуальными
регуляторами напряжения, что слишком дорого.
Более
выгодным
напряжения,
когда
устанавливается
является
общее
для
групповое
регулирование
регулирующее
группы
приёмников
устройство
электрической
энергии. Номинальное напряжение будет поддерживаться лишь
у некоторых из приёмников. Однако экономия от замены
индивидуального
выбранным
регулирования
групповым,
как
напряжения
правило,
правильно
перекрывает
соответствующее снижение экономичности производства.
Расчет потерь напряжения в линиях производится по
нижеприведённой формуле, результаты сведены в таблицу 77
 
100



U
%
2

r

cos

x

sin

М

U
н
.

где,
U
н.
– номинальное напряжение в сети;
U % -
потеря
напряжения на рассматриваемом участке в процентах; r , x
-
удельные сопротивления кабеля (активное и реактивное); М –
момент
нагрузки;
-
расчётная
удельная
проводимость
2
м/Ом
мм
провода или жилы кабеля, 53
- для меди,
2
31
,7
м
/Ом
мм
-
для алюминия.
таблица 77
75
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
Удельное сопротивление реактивное Ом/км
Падение напряжения в В
5.
Падение напряжения в %
4.
Удельное сопротивление активное Ом/км
3.
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус
77/777)
ТП-77(корпус 7)
ТП-77
(корпус777/7)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 777)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус
77/77)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777777)
РП-7 (корпус 7)
l, мДлина кабеля
1.
2.
Питаемые
объекты
777
777
7,777
7,777
7,777
7,777
777
777
777
77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,777
7,777
7,777
7,777
777,7
777
777
77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
777
7777
777
777
7777
777,7
7777
7777
777
77
777
777
777
777
77
77
777
777
777
777
777
7
77
77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
77,77
7,77
7,77
7,77
77,77
7,77
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
777
7777
7777
777
777
777
777,7
777
777
777
777
777
77,7
77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
77,77
7,77
7,77
77,77
7,77
7,77
7,77
7,777
7,777
777,7
77,7
7,77
7,77
7,777
7,777
7,777
7,777
77
7777
-7,7
77
7,77
7,77
77,77
7,77
7,777
777
7777
77
777
7,77
7,77
77,77
77,77
Источник питания
№
п/п
РП-7
РП-7
РП-7
777
РП-7
77
РП-7
777
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
77
777
777
77
777
777
77
777
777
777
77
РП-7
777
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
777
777
777
77
777
77
РП-7
777
РП-7
777
РП-7
777
РП-7
777
ГПП-
777
7,777
7,77
76
7,777
P
max
,
Q
max . пк
кВт
кВар
29.
РП-7 (корпус 77)
30.
РП-7(корпус 777)
31.
РП-7 (корпус 777)
32.
РП-7 (корпус 777)
33.
РП-7 (корпус 777)
34.
РП-7 (корпус 777)
35.
РП-7 (корпус 777)
77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
ГПП77
777
777
777
777
777
777
777
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,777
7777
7777
7,77
77,77
7,777
7777
777
7,77
77,77
7,777
7777
777
7,77
77,77
7,777
7777
7777
7,77
77,77
7,777
7777
7777
7,77
77,77
7,777
7777
777,7 7,77
7,77
7,777
7777
777,7 7,77
77,77
Для того, чтобы в период максимальных нагрузок на
питаемых
подстанциях
напряжение
не
падало
ниже
номинального 77кВ необходимо поддерживать с помощью РПН
напряжение не ниже:







5
%

82
,
48

29
,
86

10

5

9
,
3
U
U
U
U
U
min
.
доп
РП

8ТП

35
ном
.
ном
где, 
U
РП8 ,
UТП31 - максимальное значение потерь
напряжения из всех линий 77кВ в период максимальных
нагрузок.
17.
Выбор
сечения
кабельных
линий
напряжением
77кВ.
Вариант №7
17.1. Определение
минимально
допустимых
сечений
кабельных линий 77кВ по термической стойкости току
короткого замыкания
Минимальное
сечение
кабельных
линий
найдено
аналогично варианту №7 по формулам приведённым выше.
17.2.
Определение токов в кабелях
77
Токи
аналогично
в
кабелях
пункту
в
нормальном
варианта
№
7
режиме
определены
п.77.7.
Полученные
результаты занесены в таблицу 77
17.3.
Определение
экономически
целесообразного
сечения
Определение экономической плотности тока кабелей
определено в соответствии с вариант №7 п.77.7. Результаты
расчётов сведены в таблицу 77
17.4. Выбор кабелей
Выбор кабелей произведён так же, как и в варианте № 7
п.77.7.
Результаты
расчётов
сведены
в
таблицу
77
и
кабельный журнал (таблицу 77):
Iав., А
РП-7 (корпус 7)
ТП-77(корпус 7)
РП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-77(корпус 777)
РП-7(корпус 777)
ТП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 77/77)
Iном.раб., А
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
Питаемые объекты
l, мДлина кабеля
№
п/п
Источник питания
таблица 77
ГПП-77
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
ГПП-77
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
777
77
777
77
777
777
77
777
77
777
777
777
77
777
777
77
777
777,7
77,7
777,7
77,7
77,7
777,7
77,7
77,7
77,7
77,7
777,7
77,7
77,7
77,7
777,7
77,7
77,7
777,7
77,7
777,7
77,7
77,7
777,7
77,7
777,7
77,7
77,7
777,7
77,7
77,7
77,7
777,7
77,7
77,7
78
j
А
S
э
мм
7
7,7
7
7,7
7,7
7
7,7
7
7,7
7,7
7
7,7
7,7
7,7
7
7,7
7,7
2
эк .
мм
2
77,7
77,7
777,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
18.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
777
77,7
77,7
7,7
77,7
№
п/п
Питаемые
объекты
Источник питания
таблица 77
ГПП77
1.
РП-7 (корпус 7)
2.
ТП-77(корпус 7)
3.
РП-7 (корпус 77)
РП-7
ГПП77
4.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
5.
ТП-77(корпус 777)
6.
РП-7(корпус 777)
РП-7
ГПП77
7.
ТП-7 (корпус 777)
8.
РП-7 (корпус 777)
РП-7
ГПП77
9.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
10.
ТП-77(корпус 777)
11.
РП-7 (корпус 777)
ТП-77 (корпус
777)
РП-7
ГПП77
12.
РП-7
13.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
14.
ТП-77(корпус 777)
15.
РП-7 (корпус 777)
РП-7
ГПП77
16.
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус
77/77)
РП-7
ТП-77(корпус 777)
РП-7
17.
18.
РП-7
Марка и
сечение
кабеля,
мм7
I
доп.таб .
I
доп.
I
доп.авар.
к
к.н
к
к. АВ
А
А
А
7хСБ 7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х777
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
7хСБ 7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
777
777,7
777,7
7,77
7,77
79
17.5. Проверка
кабельных
линий
по
потери
напряжения.
Регулирование напряжения
Расчет потерь напряжения в линиях производится по
нижеприведённой формуле, результаты сведены в таблицу 77:
 
100



U
%
2

r

cos

x

sin

М

U
н
.

где,
U
н.
U % -
– номинальное напряжение в сети;
потеря
напряжения на рассматриваемом участке в процентах; r , x
-
удельные сопротивления кабеля (активное и реактивное); М –
момент
нагрузки;
-
расчётная
удельная
проводимость
2
м/Ом
мм
провода или жилы кабеля, 53
- для меди,
2
31
,7
м
/Ом
мм
-
для алюминия.
3.
4.
5.
6.
РП-7 (корпус 7)
ТП-77(корпус 7)
РП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-77(корпус
777)
РП-7(корпус
777)
РП-7
ГПП77
777
77
7,777
7,777
7,777
7,777
7777,77
7777,77
7,77
7,77
777
77
7,777
7,777
7,777
7,777
7777,77
7777,77
7,77
7,77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
80
S
max .nk.i
Падение напряжения в %
Удельное сопротивление реактивное Ом/км
2.
ГПП77
РП-7
ГПП77
РП-7
Удельное сопротивление активное Ом/км
1.
Питаемые
объекты
l, мДлина кабеля
№
п/п
Источник питания
таблица 77
ТП-7 (корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
РП-7 (корпус
777)
ТП-77(корпус
777)
ТП-77(корпус
77/77)
ТП-77(корпус
777)
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
РП-7
ГПП77
77
7,777
7,777
7777,77
7,77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
РП-7
77
7,777
7,777
7777,77
7,77
РП-7
ГПП77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
РП-7
777
7,777
7,777
777,77
7,77
РП-7
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
РП-7
ГПП77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
РП-7
77
7,777
7,777
777,77
7,77
РП-7
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
РП-7
777
7,777
7,777
7777,77
7,77
Для того, чтобы в период максимальных нагрузок на
питаемых
подстанциях
напряжение
не
падало
ниже
номинального 77кВ необходимо поддерживать с помощью РПН
напряжение не ниже:








5
%

70

49

100

50

96
В
U
U
U
U
U
min
.
доп
РП

2 ТП

18
ном
.
ном
где, 
U
РП2 ,
UТП18 - максимальное значение потерь
напряжения из всех линий 77кВ в период максимальных
нагрузок.
18.
Система оперативного тока
За
источники
питания
оперативных цепей
принята
система комбинированного питания от трансформаторов
тока
встроенных
трансформаторов
в
вводные
напряжения
81
выключатели
777кВ
с
777кВ
и
использованием
раздельных блоков БПТ-7777 и БПН-7777 (принципиальные
электрические
схемы
и
технические
характеристики
представлены ниже лист……., таблица 77, 77). Такая система
более универсальна и так как приводы выключателей 777кВ
пружинные, а приводы ВВ/ТEL выключателей 77кВ не требуют
большой мощности, то мощности комбинированного питания
будет достаточно для питания оперативных цепей защиты,
автоматики и управления легкими приводами.
таблица 77
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ БЛОКА ПИТАНИЯ БПН-7777:
Характеристика
Номинальное входное напряжение, В
Значение
(77), 777, 777, 777,
777, (777), 777,
(777), (777)
Потребляемая мощность на одну фазу, ВА

на холостом ходу, не более
77
при нагрузке 7 ОМ ()выходное напряжение 777В) и
77 ОМ (выходное напряжение 777В), не более
Длительный рабочий ток нагрузки при входном
напряжении, превышающем номинальное на 77%, А


для выходного напряжения 777 В, не более

для выходного напряжения 777 В, не более
7777
7,7
7,7
82
Сопротивление изоляции при нормальных условиях,
МОм, не менее
Изоляция всех независимых токоведущих цепей по
отношению к корпусу и между собой выдерживает
проверку на пробой при напряжении 7777В, частотой
77Гц, мин., не менее
Масса, кг, не более
77
7
77
КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ БПН-7777:
Наименование
Блок питания БПН-7777
Комплект деталей
крепления блока и
переднего присоединения
внешних проводников
Комплект деталей
крепления блока и заднего
присоединения внешних
проводников
Паспорт
Техническое описание и
инструкция по
эксплуатации
Обозначе
ние
Кол-во на
изделие, шт.
Примечан
ие
ПБП7
ПБП7.777
7
7
По заказу
ПБП7.777
7
По заказу
ПБП7 ПС
ПБП7 ИЭ
7
7
По заказу
таблица 77
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ БЛОКА ПИТАНИЯ БПТ-7777:
Наименование характеристики
Выходное напряжение, В
Выходное напряжение, В
Сопротивление нагрузки, Ом
Длительно допустимый ток
нагрузки:
- 777В
Значение
777, 777,
777
77 - 777
777
777 - 777
7А
7,7 А
- 777В
Потребляемая мощность при
отсутствии нагрузок, ВА, не более:
Сопротивление изоляции при
номинальных значениях, Ом, не
менее:
Масса блока, кг
Наименование
7777
77
77
КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ
Обозначе
Кол-во на
83
Примечан
ние
изделие, шт.
ПБП7
7
ПБП7.777
7
По заказу
ПБП7.777
7
По заказу
Паспорт
ПБП7 ПС
7
По заказу
Техническое описание и
ПБП7 ИЭ
7
Блок питания БПТ-7777
Комплект деталей
ие
крепления блока и
переднего присоединения
внешних проводников
Комплект деталей
крепления блока и заднего
присоединения внешних
проводников
инструкция по
эксплуатации
Сигнализация
19.
На
подстанции
имеется
световая,
аварийная
и
предупредительная сигнализация.
Световая
выполнена
сигнализация
двухламповой:
положения
одна
–
выключателей
включено,
другая
–
отключено.
Аварийная сигнализация выполнена:
a. на
щите
ЦС
сигнализация»
выпадает
и
блинкер
«Аварийная
лампа
«Аварийная
загорается
сигнализация»;
b. работает звуковая сигнализация;
c. выпадает
блинкер
«Аварийное
отключение»
и
загорается лампа «Блинкер не поднят» того выключателя,
который отключался от защит.
Предупредительная сигнализация:
84
 при отклонении от нормального режима на щите ЦС
выпадает
блинкер
«Предупредительная
сигнализация»
и
загорается лампа «Предупредительная сигнализация»;
 работает звуковая сигнализация;
 выпадают
блинкера
сигнализирующие
о
неисправности.
Управление
20.
Управление
выключателями
осуществляется
оперативным персоналом дистанционно с щита управления
путём замыкания ключом типа ПМОВФ цепи управления
привода выключателя. Для того, что бы импульс каждой
команды автоматически прерывался, после её исполнения, в
цепи подачи команд на включение и отключение введены блок
контакты, соединённые механически с валом выключателя
777кв, на выключателях ВВ/ТЕL эту функцию выполняют
герконы.
Функциональная схема привода БУ/ТЕL для выключателя
ВВ/ТЕL
представляется
в
техническом
описании
завода
изготовителя, этот привод универсален тем, что может
питаться как постоянным, так и переменным током, а так же
от вспомогательного источника питания батарейки «Крона».
Релейная защита
21.
21.1. Расчёт токов короткого замыкания. Вариант
№7
Схемы
замещения
для
расчётов
токов
короткого
замыкания представлены в конце проекта. В таблице 77
представлены
сопротивления
85
линий
электропередач,
все
необходимые данные для расчётов взяты из табл.77.77, 77.77
[7].
РП-7
2.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
3.
ТП-7 (корпус
77/777)
РП-7
4.
ТП-77 (корпус 7)
РП-7
5.
ТП-77
(корпус777/7)
РП-7
6.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
7.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
8.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
9.
ТП-7 (корпус 777)
РП-7
10.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
11.
ТП-7 (корпус 777)
РП-7
12.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
13.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
86
777
777
777
77
777
77
777
777
77
777
777
77
777
Индуктивное сопротивление, Ом/км, при 77кВ
Расчётное сопротивление.
ТП-7 (корпус 77)
Полное сопротивление.
1.
Марка и
сечение
кабеля,
мм7
Активное сопротивление, Ом/км, при 77 оС
Питаемые
объекты
l, мДлина кабеля
№
п/п
Источник питания
таблица 77
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,777
7,77
7
7,777
7,77
7
7,777
7,77
7
7,777
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
14.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
15.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
16.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
17.
ТП-77 (корпус 777)
РП-7
18.
ТП-77(корпус 777)
РП-7
Ниже
приведён
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х77
7хААШп
7х777
7хААШп
7х77
пример
777
777
77
777
777
расчёта
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
токов
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
7,77
7
короткого
замыкания в точке К7 (шины РП-7). Во всех остальных (на РП)
точках короткого замыкания, токи рассчитаны по аналогичной
схеме, а результаты всех расчётов сведены в таблицу 77.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания
вычисляется по ниже приведённой формуле:
Iп.о. 
U
3х
ср
.
,
расч
.
х
где
расч.
- расчётное сопротивление цепи короткого
замыкания.
Расчётное сопротивление равно для точки К7 со стороны
системы будет составлять:






0
,
254

0
,
101

0
,
868

0
,
35

0
,
15

1
,
7
О
х
х
х
х
х
х
расч
.
к
1
с
. влэп
. т
. р
. клэп
.
;
 сопротивление воздушной линии электропередач равно:
2
U




39
,
5

0
,
30599

0
,
00833

0
,
101
Ом
,
х
l
х
U
нн
.
л
2
. л
. уд
. 2
вн
.
где
l
л. -
протяженность линии электропередач [км],
х
уд.
-
удельное сопротивление неизолированных сталеалюминевых
проводов [Ом/км] [7] табл.77.77;
87
 сопротивление
трансформатора
равно
(исходные
данные табл.7):



0
,
058

0
,
81

0
,
868
Ом
,
х
х
х
т
.
В
.
Н
1
.
2


%
10
,
5
3
,
5
10
,
5
к


ср
.
ном
.
р
u
к
. U




1




1


0
,
058
Ом
,


х
В
.


100
4
100
25
4

S
т
.
ном
. 
2
2
%
10
,
5
3
,
5
10
,
5
ср
.
ном
.к
р
u
к
. U








0
,
81
Ом
, к р  3,5 .
х
х
Н
1
. Н
2
.
100
2
100
25
2
S
т
.
ном
.
2
 сопротивление кабельной линии электропередач равно
см. табл.77:

2
2
2 2
Ом



0
,
081

0
,
15

0
,
17
,




х
z
уд
.
клеп
уд
.
уд
. r
км

0
,
17

0
,
9

0
,
153
Ом
.
l
z
z
расч
.
клеп
уд
.
клеп
л
Все
сопротивления
КЛЭП
рассчитаны
аналогичным
способом и сведены в табл. 77.
 периодическая составляющая тока короткого замыкания
в точке К7 со стороны системы будет составлять:
10
,
5
U


3
,
5
кА
,
I 3

3

1
,
73
х
ср
.
к
.
п
.
о
.
с
2
.
расч
.
Ударный ток короткого замыкания в точке К7 равен со
стороны системы будет составлять:
2



2

3
,
5

1
,
83

9
,
1
кА
.
i
I
к
п
.
о
. y
а
.
max
Результаты расчётов сведены в таблицу 77:
таблица 77
Наименование
величин
Максималь
ный режим
I
п.о. max
Численные значения в точках
К7
.
7,77
К7
К7
К7
7,77
7,77
7,77
кА
88
К7
К7
К7
К7
7,77
7,77
7,77
7,77
i
Токи
а . max
7,77
,
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
7,77
кА
короткого
трансформаторных
аналогичным
замыкания
подстанций
способом,
сопротивления,
за
значение
на
шинах
77кВ
рассчитываются
исключением
которого
цеховых
по
расчётного
необходимости
увеличивается на величину КЛЭП соединяющей РП с цеховой
ТП. Ниже приведён пример расчёта для ТП-7, расчётные
сопротивления равны:
 со стороны системы:







х
х
х
х
х
х
х
;
расч
.
к
1с
.
влэп
.
т
.
р
.
клэп
.
РП
клэп
.
ТП

0
,
254

0
,
101

0
,
868

0
,
35

0
,
153

0
,
052

1
,
78
Ом
Периодическая составляющая тока короткого замыкания
на шинах 77кВ ТП-7 будет составлять:
10
,
5
U
ср
.
к
.



3
,
41
кА
,
I
п
.
о
.
с
2
.
3

3

1
,
78
х
расч
.
Ударный ток на шинах 77кВ ТП-7 будет равен:
2



2

3
,
41

1
,
7

8
,
2
кА
.
i
I
к
п
.
о
. y
а
.
max
Токи короткого замыкания на шинах 77кВ остальных
трансформаторных
подстанций
рассчитаны
аналогичным
способом, результаты расчётов приведены ниже, таблица 77:
№
п/п
Питаемые объекты
Источник питания
таблица 77
х
с , Ом
I
п.о. max ,
кА
i
уд. max .
кА
1.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
7,777
7,777
7,777
2.
ТП-7 (корпус 77)
РП-7
7,777
3.
4.
ТП-7 (корпус 77/777)
ТП-77 (корпус 7)
РП-7
РП-7
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
89
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
ТП-77 (корпус777/7)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 777)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 77/77)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777-777)
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
РП-7
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
21.2. Расчёт токов короткого замыкания. Вариант №7
Расчёт токов короткого замыкания произведён
аналогичным способом результаты приведены ниже табл. 77:
Источник питания
таблица 77
х
I
i
№
п/п
Питаемые объекты
1.
РП-7 (корпус 7)
ГПП-77
7,777
7,777
7,777
2.
ТП-77(корпус 7)
РП-7
7,777
7,777
7,777
90
с , Ом
п.о. max ,
кА
уд. max .
кА
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
РП-7 (корпус 77)
ТП-7 (корпус 77)
ТП-77(корпус 777)
РП-7(корпус 777)
ТП-7 (корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
РП-7 (корпус 777)
ТП-77(корпус 777)
ТП-77(корпус 77/77)
ТП-77(корпус 777)
ГПП-77
РП-7
РП-7
ГПП-77
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
РП-7
ГПП-77
РП-7
РП-7
РП-7
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
7,777
21.3. Выбор и проверка на допустимость использования
трансформаторов тока и напряжения
На
стороне
трансформаторы
777кВ
тока
принимаются
типа
ТВТ-777,
к
установке
встроенные
в
высоковольтные вводы 777кВ силового трансформатора.
Данные трансформаторы тока предназначены для релейных
защит силового трансформатора. Помимо этого, в цепи
вторичной обмотки трансформатора тока на фазе “B”,
подключён амперметр, который играет роль индикатора. Так
же на стороне 777кВ, на портале в нулевом пролёте, приняты к
установке трансформаторы тока типа ТФЗМ-777Б-7 наружной
установки.
У
данного
трансформатора
три
вторичные
обмотки, одна для подключения измерительных приборов и
расчётных счётчиков электроэнергии с классом точности 7,7
и номинальной нагрузкой 7,7 Ом, а две другие для подключения
средств релейной защиты с классом точности 77Р.
Исходные
данные
и
выбор
трансформаторов
тока
таблица 77:
таблица 77
91
Тр-р
тока
ГПП-77
2.
Тр-р
тока
3.
Тр-р
тока
4.
Тр-р
тока
5.
Тр-р
тока
6.
Тр-р
тока
7.
Тр-р
тока
8.
Тр-р
тока
9.
Тр-р
тока
ГПП-77
(яч.77, 77, 77,
77, 77, 77, 77,
77)
ГПП-77 (яч.7,
77),
РП-7 (яч.7, 7)
ГПП-77 (яч.7,
77),
РП-7 (яч.7, 7)
ГПП-77 (яч.7,
77),
РП-7 (яч.7, 7)
ГПП-77 (яч.7,
77),
РП-7(яч.7, 7)
ГПП-77 (яч.7,
77),
РП-7(яч.7, 7)
ГПП-77 (яч.7,
77),
РП-7 (яч.7, 7)
ГПП-77 (яч.77,
77), РП-7 (яч.7,
Электродинамическая стойкость, кА (кратность, *- кА)
1.
Тип
Термическая стойкость, кА/с
Наименование СИ
Место
установки
№
п/п
ТФЗМ
777Б-7
777
777
7
7/7
77*
ТОЛ-77-7
77
777
7
77/7
777
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
7/7
-
77,7
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
77/7
-
77
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
77/7
-
77
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
7/7
-
77,7
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
7,7/7
-
77,7
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
77/7
-
77
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
7,7/7
-
77,7
-
U
ном.
кВ
92
I
пер . ном .
А
I
втор.ном.
А
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
7)
ГПП-77 (яч.77,
77),
РП-7(яч.7, 7)
РП-7 (яч.7 ,7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 77,
77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.77,
77)
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
77/7
-
77
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
77
-
77
77
77
77
77
777
77
77
77
77
77
777
77
77
77
77
77
77
77
-
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
-
7,77/7
7,77/7
7,7/7
7,77/7
7,77/7
7/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,7/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
-
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
77
-
7
-
7,77/7
-
77,7
-
30.
Тр-р
тока
31.
Тр-р
тока
РП-7 (яч.7, 7)
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
777
-
7
-
7,7/7
-
77,7
-
32.
Тр-р
тока
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
77
-
7
-
7,77/7
-
77,7
-
93
33.
34.
35.
36.
37.
38.
39.
40.
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
Тр-р
тока
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 7)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.77,
77)
РП-7 (яч.7, 77)
РП-7 (яч.77,
77)
Тр-р
тока
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
77
77
77
77
77
77
-
77
77
77
77
777
77
77
-
7
7
7
7
7
7
7
-
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
7,77/7
-
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
77,7
-
ТОЛ-77-7
ТЗЛМ
77
-
77
-
7
-
7,77/7
-
77,7
-
РП-7 (яч.77,
77)
21.3.1.
Проверка
термической
и
трансформаторов
электродинамической
тока
на
предмет
стойкости
токам
короткого замыкания
Расчётное значение теплового импульса тока равно на
стороне 777кВ:
 
2
2





1,5

0,17

0
,
02

0,42

с
,
кА
t
В
I
к
п
.
о
.
с
1
.
а
.
с
.
отк
.Т
2
на стороне 77кВ шины ГПП:
 
2
2
2





3
,
85

2

0
,
02

2
9
,
9

с

30

с
.
кА
кА
t
В
I
к
п
.
о
.
с
1
.
а
.
с
.
отк
.Т
2
на стороне 77кВ шины РП-7:







3
,
41

1
,
5

0
,
02

17
,
7

с

18

с
.
кА
кА
t
В
I
Т
2
2
кп
.
о
.
с
1
.отк
.
с
.
. а
во
всех
остальных
точках
2
расчёты
2
производятся
аналогично.
Трансформатор
ТОЛ-77-7
предназначен
для
передачи
сигнала измерительной информации измерительным приборам
и устройствам защиты и управления, для изолирования цепей
вторичных
соединений
от
94
высокого
напряжения
в
комплектных устройствах внутренней и наружной установок
(КРУ, КРУН и КСО) переменного тока на класс напряжения до 77
кВ. Трансформатор изготавливается в исполнении "У" и "Т"
категории размещения 7 по ГОСТ 77777.
Условия работы:

высота над уровнем моря не более 7777 м;

температура окружающей среды с учетом перегрева
воздуха внутри КРУ приведена в таблице;

относительная влажность воздуха для категории
размещения 7 - не более 777% при 77°C для исполнения "У" и при
77°C для исполнения "Т";

окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая
пыли, химически активных газов и паров в концентрациях,
разрушающих покрытия металлов и изоляцию (атмосфера
типа II по ГОСТ 77777);

положение в пространстве - любое.
Трансформатор выполнен в виде опорной конструкции.
Для трансформаторов на номинальный ток до 777А первичная
обмотка многовитковая, выполнена в виде катушки, для
трансформаторов на номинальные токи 777А и более одновитковая. Выводы первичной обмотки расположены на
верхней
поверхности
трансформатора.
Две
вторичные
обмотки размещены каждая на своем магнитопроводе. Выводы
вторичных
обмоток
расположены
в
нижней
части
трансформатора.
У трансформаторов конструктивных исполнений 7, 7 и 7
выводы вторичных обмоток выполнены для подсоединения
проводов
снизу,
а
у
трансформаторов
конструктивных
исполнений 7, 7 и 7 - сверху. Трансформатор крепится на месте
установки
четырьмя
втулками
95
с
резьбой
М77,
расположенными на нижней опорной поверхности. Корпус
трансформаторов выполнен из литой эпоксидной изоляции.
Она является главной изоляцией и обеспечивает защиту
обмоток от климатических и механических воздействий.
Проверка
21.3.2.
трансформаторов
тока
по
нагрузке
для
одного
вторичных обмоток
Пример
расчёта
приведён
из
трансформаторов тока ГПП, яч.77. Суммарное сопротивление
приборов получающих питание от трансформаторов тока
приведено ниже таблица 77:
таблица 77
№
п/п
Наименование
прибора
Тип
прибора
1.
2.
3.
Амперметр
Ваттметр
Варметр
Э-777
Д-777
Д-777
Потребляемая
мощность
ВА
7,7
7,7
7,7
Z Z
2
где,
Z
2
,
2ном
.
- вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z
2 ном.
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в
выбранном классе точности.
Номинальная
вторичная
нагрузка
при
коэффициенте
мощности cosφ = 7,7 для всех выбранных трансформаторов
обмотка измерений 77ВА, защитная обмотка 77ВА.
Вторичная
приборов,
нагрузка
состоит
соединительных
из
проводов
сопротивления
и
переходного
сопротивления контактов:
rr rr.
2
приб
.
пр
.
к
.
Сопротивление приборов определяется по выражению:
96
S

приб
.
2

r
приб
.
,
2
1
,5
 
0
,04
Ом
25
r
приб
.
где,
S
приб.
- мощность, потребляемая приборами;
 2.
вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов принимается 7,77 Ом при
двух-трёх приборах и 7,7 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:
r
r
r
Z,
приб
.
пр
.
к
.
2
ном
.
откуда
r
Z
r
r,
пр
2
ном
.
приб
.
к
.
0
,
4

0
,
04

0
,
05

0
,
31
Ом
r
пр
.
Зная
r
пр
, можно определить сечение соединительных
проводов:
q
*lрасч
.
r
,
пр
.
0
,
0283
50
2
q


4
,
5
мм
0
,
31
где  - удельное сопротивление материала провода.
Провода
с
медными
жилами
(  =7,7777)
применяются
во
вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования
мощных электростанций с агрегатами 777 МВт и более, а
также на подстанциях с высшим напряжением 777 кВ и выше. В
остальных случаях во вторичных цепях применяются провода
с алюминиевыми жилами (  =7,7777);
l
расч.
- расчётная длина,
зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
97
Из выше изложенного следует, что для соединения
приборов с вторичной обмоткой трансформаторов тока,
необходимо использовать алюминиевый провод длиной 77
метров и сечением 7 мм7 (необходимое условие соблюдения
класса точности измерительных трансформаторов тока).
21.4. Выбор трансформаторов напряжения 777кВ
На стороне 777кВ приняты к установке, по одному на
каждую фазу, трансформатор напряжения типа НКФ-777-77У7
с номинальным первичным напряжением 777кВ и мощностью
основной и вторичной обмотки 777ВА, в классе точности 7,7.
Перечень
подключаемых
приборов
на
один
трансформатор приведён в таблице77:
таблица 77
№
п/п
1.
Прибор
Тип
Вольтметр
Э-
(с.ш.)
777
Вольтметр
2.
регистрирующи
й (с.ш.)
3.
Варметр (ввод)
4.
Счётчик
Н777
Д777
МТ7
хх
Мощность
одной
обмотки,
ВА
Число
обмото
к
7
Число
приборо
в
Cos
Sin
7
7
7
7
77
7
7
7
7
7,7
7
7
7
7
7
7
-
-
7
Для соединения трансформаторов напряжения 777кВ с
приборами
принят
контрольный
кабель
АКРВГх7,7
(по
условию механической прочности в цепях трансформаторов
напряжения).
98
21.5. Выбор трансформаторов напряжения 77кВ
На
каждой
секции
трансформаторы
ЗРУ
напряжения
приняты
ЗНОЛП-77
к
с
установке
номинальным
первичным напряжением 77кВ. Трансформаторы серии ЗНОЛП
предназначены
для
установки
в
комплектные
распределительные устройства (КРУ), токопроводы и служат
для питания электрических измерительных приборов, цепей
защиты, сигнализации и управления в электроустановках
переменного тока частоты 77 или 77 Гц.
Трансформаторы
изготавливаются
климатического
исполнения "У" и "Т", категории размещения 7 по ГОСТ 77777 со
встроенным предохранительным защитным устройством и
предназначены для эксплуатации в следующих условиях:
 высота над уровнем моря - не более 7777м;
 температура
окружающего
воздуха
с
учетом
превышения температуры воздуха в токопроводе, КРУ при
нагрузке трансформаторов предельной мощностью:
 для исполнения "У7" от минус 77°С до плюс 77°С;
 для исполнения "Т7" от минус 77°С до плюс 77°С;
 относительная влажность воздуха не более 777%
при 77°С для исполнений "У7" и при 77°С для исполнений "Т7";
 окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая
агрессивных паров в концентрациях, разрушающих металлы и
изоляцию;
 отсутствие
непосредственного
воздействия
солнечной радиации;
 рабочее положение в пространстве - любое.
Технические
характеристики
напряжения сведены в таблицу 77:
99
трансформаторов
таблица 77
№
Наименование параметров
п/
п
1. Класс напряжения, кВ
2.
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
3.
Номинальное напряжение первичной обмотки, В
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
ЗНОЛП-77
77
77
77777/Ц7
77777/Ц7
77777/Ц7
Номинальное напряжение основной вторичной
обмотки, В
Номинальное напряжение дополнительной
вторичной обмотки, В
Номинальная мощность основной вторичной
обмотки, В·А:
В классе точности:
7,7
7,7
7
7
Номинальная мощность дополнительной
вторичной обмотки в классе точности 7, В·А
Предельная мощность вне класса точности, ВЧА
Предельный допустимый длительный первичный
ток, А
Номинальная частота, Гц
Сопротивление резистора в составе
предохранительного защитного устройства, Ом
Номинальная мощность резистора, Вт
Испытательное напряжение, кВ
одноминутное промышленной частоты
грозового импульс
Перечень
подключаемых
приборов
777/ЦЗ
777/7 или 777
77
77
777
777
777
777
7,77
77
77
7,77
77
77
на
один
трансформатор приведён в таблице 77:
таблица 77
№
п/п
1.
2.
Прибор
Вольтмет
р (с.ш.)
Ваттмет
Тип
Мощность
одной
обмотки, ВА
Число
обмото
к
Э-777
7
Д-777
7,7
100
Число
приборо
в
Cos
Sin
7
7
7
7
7
7
7
7
3.
4.
5.
р (ввод)
Варметр
(ввод)
Реле
напряжени
я
Счётчик
Д-777
7,7
7
7
7
7
РН
77/777
7
7
7
7
7
МТ7хх
7
7
-
-
7
Для соединения трансформаторов напряжения 77кВ с
приборами
механической
принят
кабель
прочности
АКРВГх7,7
в
цепях
(по
условию
трансформаторов
напряжения).
21.6. Защита трансформаторов ГПП
Общие положения. В соответствии с п.7.7.77 [7] для
трансформаторов должны быть предусмотрены устройства
релейной
защиты
от
следующих
видов
повреждений
и
ненормальных режимов работы:
 многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
 однофазных замыканий на землю в обмотке и на
выводах,
присоединённых
к
сети
с
глухозаземлённой
нейтралью;
 витковых замыканий в обмотках;
 токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
 токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
 понижения уровня масла;
 однофазных замыканий на землю в сетях 7-77 кВ с
изолированной
нейтралью,
если
трансформатор
питает
сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю
необходимо по требованиям безопасности [7] (см.7.7.77) .
Принципиальная
схема
микропроцессорной
защиты
трансформатора “SPAD” представлена в графической части.
Газовая защита трансформатора выполнена с газовым
реле для защиты трансформатора и со струйным реле для
101
защиты РПН трансформатора. Газовая защита является
основной
защитой
от
внутренних
повреждений
трансформатора и РПН. Первая ступень защиты действует
на сигнал, а вторая на отключение вводных выключателей на
сторонах трансформатора 777 и 77кВ. Защита выполнена с
реле
типа
РГЧЗ
–
77
чувствительность
(с
нижнего
чашечковыми
элементами),
элемента
«лопасти»
регулируется в пределах от 7,7 до 7,7 м/с, данная регулировка
вполне
удовлетворяет
рекомендациям,
что
от
ложного
срабатывания необходимо регулировать чувствительность в
пределах 7,7 – 7,7 м/с. Данное реле в отличие от поплавковых
ещё и виброустойчивое. Время действия реле при работе
лопасти колеблется от 7,7 до 7,77с. в зависимости от
скорости движения масла.
От
понижения
уровня
масла
в
трансформаторе
предусмотрена защита действующая на сигнал с датчиком в
расширительном
баке,
который
сработает
при
недостаточном уровне масла и замкнёт контакты реле уровня
масла.
От перегрева масла в трансформаторе установлена
защита действующая на сигнал от термосигнализатора ТКП –
7777гМ7 с уставкой срабатывания при температуре верхних
слоёв масла 777С.
Определение уставок и чувствительности продольной
дифференциальной защиты трансформатора с реле типа ДЗТ77, произведено в табличной форме и представлено ниже,
таблица 77, 77:
таблица 77
Параметры
Формулы
102
Стороны напряжения
ВН
НН
Первичный
ток
на
сторонах
защищаемого
трансформатора,
соответствующий
его
номинальной мощности, А
Принятый
коэффициент
трансформации
трансформаторов тока
Вторичный ток в плечах защиты,
соответствующий номинальной
мощности трансформатора, А
ном
.
777,7
777,7
Д
У
ном
.ср
.
,А
Схема
соединения
трансформаторов тока
Коэффициент схемы включения
реле защиты
Расчётный
коэффициент
трансформации
трансформаторов тока
S
3U

ном
.
I
-
к
3
сх.
 ном
к
сх
. I
.

К
I.расч
.
7,7
I
7
7,7
ном
,ТТ
К
 ном
к
сх
. I
.

Iном
,в.
к
I
77
777
7,7
7,7
7,777
7,77
I
,А
Максимальное значение тока в
обмотках трансформатора при
внешнем трехфазном КЗ
I
Минимальное значение тока в
обмотках трансформатора при
трёхфазном КЗ на выводах НН:
на среднем ответвлении РПН
3 
к . max
, кА
3 
777
3
777
I
 
I
к . min 1 ,
на крайнем ответвлении РПН
к . min 2
-
таблица 77
№
п/
п
1.
2.
3.
Параметры
Расчёт
ые
значени
я
Формулы
Первичный ток
срабатывания защиты из
условия отстройки от
броска тока
намагничивания, А
Расчётный ток
срабатывания реле,
приведённый к стороне ВН,
А
Число витков рабочей
обмотки реле, включаемых
в плечо защиты со стороны
ВН:
 расчётное;
I
с,з
1
,5Iном
.ВН
I
с,р

3Iс,з
К
I
w w
ВН
.
103
7,7
I,ВН
100

;
ВН
.расч
w
777,77
с,p
;
ВН
.расч
77,7;
77;
 принятое;
4.
Число витков рабочей
обмотки реле, включаемых
в плечо защиты со стороны
НН:
 расчётное;
 принятое;
I
w
w
I
.ВН
ВН
. ном
;
НН
.расч
ном
.НН
w
НН . -
ближайшее к
w
НН. расч
7,7;
7;
целое
число;



1
,
5

w
НН
. w
НН
.
расч
w
НН
.





u


w
Т
.
расч

tg
w
НН
.
расч



5.
Число витков тормозной
обмотки реле, включаемых
в плечо защиты со стороны
НН:
 расчётное;
 принятое;

,
 -7,7;
u -относительная
где
погрешность обусловленная РПН,
принимается
равной
половине
суммарного диапазона регулирования
 -угол
напряжения;
наклона
касательной
к
тормозной
характеристике реле типа ДЗТ-77,
tg -7,77;
w
77,7;
77;
w
выбирается из ряда
чисел 7, 7, 7, 7, 7, 77, 77, 77, 77;
3
Т.
6.
Минимальное значение тока
в реле при двухфазном КЗ на
выводах НН:
 на среднем
ответвлении РПН;
 на крайнем
ответвлении РПН;
>
Т . расч ,
1
,5Iк.min
1

;
Ip1
К

1
,5I
I
К
I,ВН
3
p2
;
I,ВН
значения
I
3 
к . min 1
таблицы 77.
7.
77,77;
77,7;
к.min
2
Минимальное значение
коэффициента
чувствительности защиты
при двухфазном КЗ на
выводах НН:
 на среднем
ответвлении РПН;
 на крайнем
ответвлении РПН;
и
I
3 
к . min 2
из
I w2;

к
ч
1
р
1
ВН
.
100
 ВН
I
р
2w
.


1
,5
к
ч
2
100
7,7;
7,77;
Определение тока срабатывания реле токовых защит
трансформатора таблица 77:
таблица 77
104
Тип защиты
Значение
коэффициент
ов
Расчётная
формула
k k
c. x
Максимальная
токовая
защита на
стороне ВН
от внешних
КЗ, А
отс.
В
I
 отс
 max
k
c
.x k
. I

Iс,р
 IВВ3 7,7
k
ВК
Максимальная

0
,40
,5 ном
с
.з
.
.
токовая
защита с
;
симметричны
612В
2с.p.
3
м или
комбинирован (вторичных);
или 7,7
ным пуском
7


ном
.
c
.x отс
.
напряжения

с
,р
от внешних КЗ
 I
В
с включением
реле тока
U
7,7
7,7
7
U
U
kk I
I
kК
Максимальная
токовая
защита от
перегрузки, А
k
Расчётный
параметр
kk I

I
kКили
7
c
.x
с
,р
В
U
7,7
7,7
7
7,77
I
7,7
7,7
7

3
Токовая
отсечка, А
К
I
7,7
-
I
ном. -
ном. -
номинальный
ток
трансформатор
а на стороне, где
включено реле
тока
7,7
7,7
3 
к . max . -
максимальное
значение
периодической
составляющей
( t  0 ) тока в
месте установки
защиты при
К
НН
105
ном. ,
77,7
номинальные
напряжение и
ток
трансформатор
а на стороне, где
включены
соответствующ
ие реле
I
 отс
 к.max
k
.
c
.x k
. I
7,7
I
7
с
,р
-
наибольшее
значение тока
нагрузки
трансформатор
а с учетом
самозапуска
электродвигате
лей
I
3
.
отс
. ном
max
Числово
е
значени
е
3
на стороне
77
Защита шин ГПП, ТП и РП
21.7.
Общие положения. Для секций сборных шин 77кВ, в
соответствии с п.7.7.777 [7], предусмотрена защита от
многофазных КЗ и сигнализация замыкания ни землю. Для
сборных
шин
КРУ
применяется
дуговая
защита
и
быстродействующая неполная дифференциальная токовая
защита в двухфазном двухрелейном исполнении. Для сборных
шин вне КРУ, используется максимальная токовая защита,
установленная на линии питания секции шин непосредственно
на выключателе ввода в распределительное устройство, или
на выключателе в начале питающей линии; максимальная
токовая защита на секционном выключателе – в двухфазном
двухрелейном исполнении.
Типы защит. Для сборных шин КРУ применяется дуговая
защита и быстродействующая неполная дифференциальная
токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении.
Для сборных шин вне КРУ используется максимальная
токовая защита, установленная на линии питания секций шин
непосредственно на выключателе ввода в распределительное
устройство или на выключателе в начале питающей линии;
максимальная токовая защита на секционном выключателе – в
двухфазном двухрелейном исполнении.
Особенности выполнения и расчётные уставки защит
Неполная
дифференциальная
токовая
защита
выполняется с включением измерительных реле тока в
дифференциальную цепь, образованную соответствующим
соединением трансформаторов тока вводного и секционного
выключателей, имеет две ступени выдержки времени. Первая
7,77-7,7с, имеет блокировку при действии защит линий,
106
отходящих от защищаемой секции шин, а вторая выбирается
по условию селективности:
t t t ,
л
2
где
секции
t
л
- выдержка времени защиты линий, отходящий от
шин,
с
которой
производится
согласование;
t 0,40,5с- ступень селективности.
Защита
действует
на
отключение
вводного
и
секционного выключателей, электродвигателей, получавших
питание от повреждённой секции, и на запрет АВР.
Первичный ток срабатывания защиты в схеме выбран из
условий несрабатывания при КЗ в точке К7:

 для 7, 7 комплектов соборных шин:









1
,
6

1

0
,
5

0
,
1

3
,
85

0
,
41

0
,
96
кА
,
k
k
k

I
I
с
,
з
(
1
,
3
) отс
. пер
. одн
.
К
1
.
max
.
где
k
1,51,7-коэффициент
отс
.
k
отстройки;
коэффициент учитывающий переходный режим КЗ;
пер.
k
одн.
коэффициент однотипности трансформаторов тока;
относительное
значение
полной
 1-
 0,5-
-
погрешности
трансформаторов тока, при выборе трансформаторов тока,
по кривым предельной кратности при 77% погрешности
I
К 1. max . -
линии
при
принимается равным 7,7, а при 7% погрешности – 7,77;
максимальное
значение
тока
в
питающей
трёхфазном КЗ в точке К7.
Чувствительность защиты:
0
,
87

3
,
85

3
,
5

1
,
5
к
 
0
,
964 .
ч
.2
,
4
107
Проверка по условию отстройки тока срабатывания
зашиты шин от максимальной нагрузки питающей линии в
ремонтном режиме (при замкнутом секционном выключателе):

'
1
,
3
k




,



0
,
04

1299
,
4

222
,
4
А



I
I . 

0
,
8
k
отс
.
раб
2
.
max
.
1
,
3
.
В
.
с
,
з
k'
где
отс .
равным 7,7-7,7;
коэффициент
-
k
В. -
нагрузки
принимается
коэффициент возврата измерительных
реле, для реле серии РТ-77
ток
отстройки,
k 0,80,85; I
В.
1max.1,3. -

0
,05
- полная
 .0,03
шин;
наибольший
погрешность
раб
трансформаторов тока в нагрузочном режиме.
Максимальная
токовая
защита,
устанавливаемая
на
секционном выключателе, двухступенчатая. Первая ступень
t 0,10,3c вводится в
действие только на время включения
выключателя,
позволяет
1
что
ускорить
отключение
повреждённой секции шин при включении выключателя на КЗ.
Время действия второй (или единственной) ступени
t
св.
согласовывается со временем отключения КЗ на линиях,
подключённым
к
секциям
сборных
шин,
их
основными
защитами.
Максимальная токовая защита шин, устанавливается на
вводах от силовых трансформаторов ГПП и не имеющая
блокировки
при
выполняется
действии
защит
трёхступенчатой.
отходящих
Первая
линий,
ступень
осуществляется такой же, как и на секционном выключателе,
вторая
t
2
согласовывается
соответствующей
ступенью
108
по
времени
защиты
на
действия
с
секционном
t t
выключателе
0,5с,
св
.
2
действует
на
отключение
выключателя ввода, а третья, выдержка времени которой
t t 0,5с,
3
2
- на отключение всего трансформатора. Защита
выполняется с пуском напряжения. Пуск напряжения также
предусматривается для защиты на секционном выключателе.
21.8. Защита линий с односторонним питанием
Общие
положения.
предусматриваются
Для
кабельных
устройства
релейной
линий
защиты
77кВ
от
замыканий, а так же устройства защиты или сигнализации,
действующие при однофазных замыканиях на землю. Защита
от
многофазных
осуществлять
замыканий
должна
резервирование
по
по
возможности
отношению
к
соответствующим защитам, установленным на предыдущих
участках.
Защита от многофазных замыканий. Устанавливается на
всех линиях 77кВ и действует на отключение выключателей,
соединяющих повреждённую линию от источников питания.
Допускается несрабатывание защиты при КЗ на стороне НН
трансформатора, присоединённых к защищаемой линии, если
для них предусмотрены отдельные защиты.
Типы защит. В сетях с изолированной нейтралью или
нейтралью,
заземлённой
через
дугогасящую
катушку,
применяется максимальная токовая защита в двухфазном
исполнении с соединением ТТ и реле тока в неполную звезду.
Выдержка времени осуществляется одним реле времени. О
действии защиты сигнализирует указательное реле.
Расчётные
уставки
защиты.
Первичный
ток
срабатывания максимальной токовой защиты установленной
109
на линии, питающей трансформатор, выбирается из условий
отстройки от наибольшего тока нагрузки (пример расчёта
приведён
для
ТП-7,
принципиальная
схема
защиты
см.
графическую часть):

1
,
2

2
,
5
к
к




26,12

97,95
А
,
I
I 0
,
8
к
к 1,11,2– коэффициент отстройки; к отс
. сз
,
п
с
.
з
.
н
.
max
.
в
где
отс
.
в
коэффициент возврата реле тока (для РТ-77, РТ-77, РТ-77
к0,80,85, для
в
РТВ
к0,60,7); к
сз,п
в
22,5– коэффициент
самозапуска учитывающий возрастание тока нагрузки
в
послеаварийном режиме или после действия АВР за счёт
самозапуска
нагрузки
I
электродвигателя;
защищаемой
линии
с
наибольший
н . max . -
учётом
ток
перегрузочной
способности трансформаторов.
Чувствительность
защиты
проверяется,
при
двухфазном КЗ в конце линии и на выводах низшего напряжения
трансформаторов.
Минимальное
значение
коэффициента
чувствительности должно быть около 7,7 при КЗ на выводах
НН
трансформаторов.
При
наличии
отдельных
трансформаторов должно обеспечиваться
конце линии и по возможности
к
ч.
2
I

к
I
к.min
.
ч.
,
к
ч.
защит
 1,5 при КЗ в
 1,2 при КЗ на выводах НН.
0
,
87
3,567


31,54
к
0
,
098 .
ч
.
c.з.
Согласование произведено линий связи ГПП-РП с линиями
связи РП-ТП:
110
I
I
1
,1,
с.з.ГПП
РП
с.з.РП
ТП
I
I
828,29
 
8
,
5

1
,
1
,
97,95
с
.
з
.
РП

ТП
с
.
з
.ГПП

РП
результаты расчётов сведены в таблицу 77.
Расчёт и настройка защиты по времени. Выбор выдержки
времени для максимальной токовой защиты должен быть
сделан так, чтобы каждая последующая защита в направлении
от
потребителя
времени
на
к
источнику
ступень
питания
селективности
имела
( t )
выдержку
большую,
чем
выдержка времени предыдущей защиты, т.е.
t t t , t t t .
1
2
2
3
Величина ступени селективности ( t ) должна быть
такой, чтобы успели сработать защита и отключиться
выключатель на повреждённом участке, прежде чем истечёт
выдержка времени защиты на вышестоящем неповреждённом
участке. Для максимальной токовой защиты с независимой
характеристикой
времени
срабатывания
ступень
селективности (ступень выдержки времени) ( t )определяется
как сумма следующих составляющих:






,
t
t
t
выкл
.
рв
1 t
рв
2t
зап
.
примерные
расчётные
значения
этих
составляющих
приведены в табл. 77:
таблица 77
Составляющие расчёта настройки защиты по
времени
у
выкл. - время отключения выключателя
воздушных
от момента подачи импульса на
отключающую катушку до момента
у масляных
гашения дуги на его силовых контактах:
 t рв1 - погрешность реле времени защиты
t
повреждённого участка, которая зависит от шкалы
111
Значен
ие, с
0,08 0,1
0,080,25
0,060,25
реле времени
 t рв 2 - погрешность реле времени защиты
0,060,25
следующего к источнику питания участка
t
зап. -
время запаса, учитывающее неточность
регулировки реле времени, увеличение
время и другие факторы
t
выкл.
0,1 0,15
в зимнее
Таким образом, ( t ) должна вычисляться с учётом типов
установленных выключателей и типов реле времени, для
линий ТП-7:








0
,
1

0
,
15

0
,
15

0
,
15

0
,
55
с
.
t
t
t
t
выкл
. t
рв
1
рв
2
зап
.
Все уставки защит установленных на стороне 77кВ,
должны быть согласованы с уставками защитных устройств
установленных на стороне 7,7кВ.
Выдержка времени максимальной токовой защиты линий
принимается на ступень 7,77с больше времени срабатывания
защит, с которыми производится согласование.
Защита
от
однофазных
замыканий
на
землю.
Устанавливается на всех линиях отходящих от шин ГПП и РП,
с действием на сигнал, за исключением тех случаев, когда по
условию техники безопасности требуется действие защиты
на отключение.
Особенности
выполнения
защиты.
В
сетях
с
изолированной нейтралью применена защита с реле типа РТЗ77, в сочетании с устройством типа УСЗ-ЗМ.
Расчётные уставки защиты. Ток срабатывания защиты с
реле типа РТЗ-77, определяется из условия её надёжной
отстройки
проходящего
от
в
броска
месте
собственного
установки
емкостного
защиты
при
перемещающемся замыкании на землю по выражению:
112
тока,
внешнем

I
кк
I
I
с
,
з
к
где
отс.
1,2-
коэффициент,
,
с
,
з
,расч
.
отс
. б
. С
коэффициент
учитывающий
ёмкостного тока;
I
С
отстройки;
бросок
к
б.
 2,5-
собственного
- собственный ёмкостной ток линии,
включающий емкостной ток сети, получающей питание по
защищаемой линии, для кабельной линии:
I I
С
где
I
С0 -
lm,
С0
емкостной ток 7 км кабеля (табл. 7.777 [7]); l -
длина линий, км; m - число параллельных кабелей в линии;
Собственный ёмкостной ток кабельной линии, входящей
в зону защиты равен, для ТП-1:


l

m

0
,
43

0
,
122

2

0
,
105
А
,
I
I
 
С
ТП

1 C
0
ток срабатывания защиты, для ТП-1:





1
,
2

2
,
5

0
,
105

0
,
315

0
,
32
А
.
I
I
к
к
I


с
,
зс
,
з
,
расч
.
ТП

1отс
.б
.С
ТП

1
Для
всех
остальных
линий
расчёты
произведены
аналогично
Питаемые объекты
Источник питания
таблица 44
Тип
защит
ы
1.
ТП-1 (корпус 37)
РП-1
МТЗ
97,95
31,54
8,5
2.
ТП-2 (корпус 54)
РП-1
МТЗ
114,55
24,75
7,2
3.
4.
5.
6.
7.
8.
ТП-7 (корпус 64/105)
ТП-45 (корпус 9)
ТП-30 (корпус225/3)
ТП-3 (корпус 34)
ТП-4 (корпус 81)
ТП-5 (корпус 17)
РП-1
РП-1
РП-2
РП-2
РП-2
РП-3
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
182,52
188,58
212,81
386,70
180,27
169,96
16,51
18,56
15,38
9,41
18,07
16,57
4,5
4,4
7,2
3,9
8,4
7,2
№
п/п
113
I
с. з. ,
А
к
ч.
Коэффици
ент
согласован
ия
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
ТП-6 (корпус 106)
ТП-8 (корпус 88)
ТП-9 (корпус 160)
ТП-14(корпус 303)
ТП-15(корпус 301)
ТП-16(корпус 310)
ТП-32(корпус 135)
ТП-10(корпус 163)
ТП-11 (корпус 177)
ТП-13(корпус 153)
ТП-18(корпус 157)
ТП-35(корпус 132)
ТП-12(корпус 133)
ТП-29(корпус 123)
ТП-17(корпус 131)
ТП-31 (корпус 116)
ТП-33(корпус 65/66)
РП-3
РП-3
РП-3
РП-4
РП-4
РП-4
РП-4
РП-5
РП-5
РП-6
РП-6
РП-6
РП-7
РП-7
РП-8
РП-8
РП-8
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
329,81
116,96
245,77
223,91
180,21
19,10
76,57
32,90
60,72
469,96
320,61
335,43
65,14
132,97
181,47
188,17
204,33
26.
ТП-41(корпус 241)
РП-8
МТЗ
19,95
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
ТП-43(корпус 245-247)
РП-1 (корпус 9)
РП-2 (корпус 34)
РП-3(корпус 106)
РП-4 (корпус 303)
РП-5 (корпус 163)
РП-6 (корпус 130)
РП-7 (корпус 133)
РП-8 (корпус 131)
РП-8
ГПП-51
ГПП-51
ГПП-51
ГПП-51
ГПП-51
ГПП-51
ГПП-51
ГПП-51
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
МТЗ
131,75
828,29
1522,08
1218,31
765,97
514,67
904,69
414,15
1079,59
10,59
22,65
12,70
13,18
14,23
90,13
20,08
77,75
28,62
5,33
8,71
6,97
36,22
20,88
13,32
19,55
10,23
127,1
5
17,59
4,34
2,44
2,96
3,91
6,19
3,31
6,92
3,51
3,7
10,4
5,0
3,4
4,3
40,1
10,0
15,6
8,5
2,8
2,7
13,9
3,1
2,3
5,7
5,3
54,1
4,3
8,2
Автоматическое включение резервного питания
22.
Устройства АВР устанавливаются на ТП , от которых
получают
питание
потребители
первой
категории,
работающие раздельно в нормальном режиме.
Назначением устройства АВР является осуществление
возможно
быстрого
резервное
питание
автоматического
переключения
на
потребителей,
обесточенных
в
результате повреждения или самопроизвольного отключения
рабочего источника электроснабжения, что обеспечивает
минимальные
нарушения
и
потери
процессе.
114
в
технологическом
Включение
резервного
источника
питания
на
повреждённую секцию сборных шин КРУ, не допускается во
избежание увеличения объёма разрушений, вызванных КЗ, и
аварийного снижения напряжений потребителей, электрически
связанных с резервным источником. Действие АВР не должно
приводить к недопустимой перегрузке резервного источника,
как в последующем установившемся режиме, так и в процессе
самозапуска
потерявших
питание
электродвигателей
потребителя.
22.1.
Структура, принцип выполнения и установки
устройств АВР
Для обеспечения нормальной бесперебойной работы
пожарной и охранной сигнализации при выходе из строя одного
из вводов,
а также
всего здания в целом необходимо
установить на вводе здание устройство аварийного
включения резерва (АВР). Питание пожарной и охранной
сигнализации осуществить при помощи АВР.
В автоматический режим работы блока включается
тумблером «Авт. реж». При этом, независимо от положения
вводных автоматов и секционного автомата, блок сначала
отключает все три автомата , а затем включает только два
вводных. Блок контролирует наличие всех трех фаз по
каждому вводу. Если хотя бы одна фаза пропадает, блок
отключает этот ввод и включает секционный автомат. Когда
фаза появляется, блок отключает секционный автомат и
включает вводной.
При ручном управлении программа запускается командой
«START» и останавливается командой «STOP». Во время
работы программы, находясь в основном режиме меню блока и
нажав «Esc», можно включить режим отображения состояний
вводов и отходящих линий. Это наглядно отображает
состояние блока и не влияет на работу программы.
ЗАПРЕЩЕНО
:
манипулировать
кнопками
ручного
управления при включенном автоматическом режиме.
Устройство АВР может быть установлено в любую
стандартную ячейку заводского исполнения.
Более
подробная
информация
содержится
на
сайте:www.storge.ru.
115
23. Заземление, защита от прямого попадания молний
23.1. Заземление
Согласно [4] заземляющие устройства электроустановок
выше 1 кВ сети с эффективно заземлённой нейтралью
выполняются
с
учётом
R0,5Ом
сопротивления
з
или
допустимого напряжения прикосновения.
Расчёт
приводят
по
к
допустимому
неоправданному
сопротивлению
перерасходу
R0,5Ом
з
проводникового
материала и трудозатрат при сооружении заземляющих
устройств, для подстанций небольшой площадью, не имеющих
естественных
заземлителей.
Опыт
эксплуатации
распределительных устройств 110кВ позволяет перейти к
R
нормированию напряжения прикосновения, а не величины
з
.
Заземляющее устройство проектируемой подстанции
выполнено площадью
L 450м.
заземлителей
заложены
в
S 30x40м2,
1
грунт
на
с длиной горизонтальных
Горизонтальные
t  0,7м.
глубину
заземлители
Грунт
в
месте
сооружения подстанции – супесь, климатическая зона – 2.
Расчётное удельное сопротивление верхнего и нижнего
слоя грунта

р
для вертикальных электродов с учётом
повышающего коэффициента
К
п
, учитывающего высыхание
грунта летом и промерзание его зимой, для суглинков равно:


К


 
3
,
5

100
Ом

м

350
Ом

м

 
1
,
2

100
Ом

м

120
Ом

м
,
.
К
п
п
1
В
р
.
момент
1
прикосновения
р
.
человека
к
заземлённому
оборудованию, находящемуся под потенциалом, опасность
116
поражения зависит от тока и его длительности протекания
через
тело
человека.
Согласовано
принятым
мА
0
,3
А
, при
I300
принимаем допустимый ток
ч
нормам,
расчётной
длительности действия   0,16с (сумма расчётного времени
действия
релейной
защиты
0,1с
и
времени
полного
отключения выключателя 0,6с).
Тогда наибольшее допустимое напряжение прикосновения
при принятом сопротивлении тела человека
Ом
будет:
R1000
ч








0
,
3

1000

468
,
75

440
,
625
В
U
I
R
R
пр
.
доп
. чч c
где,
R
с
- сопротивление растеканию тока от ступеней в
землю, если принять ступню за диск радиусом 8 см, то:
р 300



468
,
75
Ом
.
R



2

4

r
2

4

0
,
08
1
с
Коэффициент напряжения прикосновения:

 

М

0
,
69
0
,
66

0
,
28
к
0
,
45
0
,
45
п
 г 5


400
l
вL

 





20

1200


a

S


где,
l
в
= 3м – длина вертикального заземлителя;
L
г
=
400м – длина горизонтального заземлителя; а – расстояние
между вертикальными заземлителями в среднем 20м; М=0,69 из
п.7.5 [2];

1000

1000

1
,5

-
коэффициент определяемый по
в
.с
сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания
тока от ступней.
Потенциал на заземлителе:
440
,
625
U


1574
В
меньше чем 5 кВ [4].
0
,
28
k
пр
.
доп
.

U
з
п
117
Наибольший ток через заземление при замыканиях на
землю, если однофазное к.з. произошло в пределах подстанции:
 


 


 


  х

 0


,
53
(
1
)
0
э










1


1700

1


522
А
I
з I
max
.
K
1
 


1
,
53




 


х
 2


 

0
т 
 





 

2




 






где,
I
(1)
max . K 1
- наибольший ток однофазного короткого
х0
замыкания;
т
последовательности
результирующее
сопротивление
-
2
силовых
нулевой
трансформаторов;
индуктивное
сопротивление
х0
-
э
нулевой
последовательности для короткого замыкания в точке К1.
Сопротивление заземляющего устройства должно быть
не более, чем:
U
з
. 1574

 
3
,
02
Ом
.
R
з
.
доп
.
522
I
з
.
Действительный
преобразованного
в
план
заземляющего
расчётную
квадратную
устройства
модель
стороной:
S
1200

34
,
64
м
.
Число ячеек по стороне квадрата:
L
 400

 г


m


1


1

4
,
8
; принято 4.


 


2

34
,
64
2

S


 
 
Длина полос в расчётной модели:
'



2
S

m

1

2

34
,
64

4

1

346
,
4
м
.
L
г
Длина сторон ячейки:
S 34
,
64
b
 

8
,
7
м
.
m 4
118
со
Число вертикальных заземлителей по периметру контура
при
а
l
 4:
в
S
434
,
64
4



6
,
928
; принято 7.
n
в
4

4

5
l
в
Общая длина вертикальных заземлителей:


5
7

35
м
.
ln
L
в
в
в
Общее сопротивление сложного заземлителя,
преобразованного в расчётную модель:
р
 р

э 
э 

A


R
з
S
  
г
. L
в
.
  L


t

 t
lв

при 0lв 0,1,

А

0
,444

0
,84

 S
 S




 


где,


t

lвt
lв

при 0
 ,5.

,1
А

0
,385

0
,25

 S0
 S




 


Относительная глубина:

t 50

,7

l
в  



0
,
17


>0,1, тогда
 S 34
,
64

 
Для
р 350
а
 2,92
,
l
р 120
1
в
2
р
р
э
 1,15 , тогда
 4,


А

0
,
385

0
,
25

0
,
17

0
,
344
.

t 2

0
,7
h


0
,26
по табл. 7.6 [2]:
5
l
1
в

1
,
18


1
,
18

120

141
,
6
Ом

м
р
р
э
2
2
эквивалентное удельное сопротивление земли.
р
р
141
,
6
141
,
6
э
э
,

A



0
,
344



1
,
53
Ом
R
з

34
,
64
346
,
4

35
S
L
L
г
в
119
R
что меньше допустимого
3
,02
Ом
.
з.доп
.
Напряжение прикосновения:




0
,
28

522

1
,
53

224
,
2
В
,
U
k
I
R
. з
.
пр
.
п
. з

440
,625
В
что меньше допустимого U
.
пр
.доп
.
Допустимый наибольший ток, стекающий с заземлителей
подстанции при однофазном к.з.:
440
,
625
U
пр
.
доп
.



1028
,
5
А
.
I
з
.
max

0
,
28

1
,
53
k
з
.
п
.R
Рассчитанное заземляющее устройство имеет больший
запас по всем параметрам даже при большем сопротивлении,
чем
требуется
по
ПУЭ.
Если
учесть
присоединение
естественных заземлителей, к примеру опора-трос, к сетке
заземляющего устройства, то сопротивление заземляющего
устройства подстанции ещё уменьшится.
Минимальное сечение проводников для заземляющего
устройства по допустимому нагреву током к.з.

0
,
16 2
S

 
533


2
,
9
мм
I
з
C
74
где,  - расчётное время прохождения тока к.з. на землю;
С – постоянная для стали.
Расчётное
минимальное
сечение
проводников
3мм2
намного меньше, чем 100мм2 наименьшее согласно ПУЭ для
заземлителей проложенных в земле. Поэтому для выполнения
горизонтальных заземлителей применена полосовая сталь
толщиной не менее 4мм и сечением не менее 100мм2.
23.2. Защита
от
прямых
перенапряжений
120
ударов
молнии
и
Для защиты оборудования проектируемой подстанции от
перенапряжений
предусмотрена
установка
ограничителей
перенапряжения нелинейные, на стороне 110кВ ОПН-У/ТЕL110/84, на стороне 10кВ ОПН-РС/TEL-10/12,7.
Молниезащита объекта выполняется в соответствии с
«Инструкцией
по
устройству
молниезащиты
зданий,
сооружений и промышленных коммуникаций» 2004г.
Защита
изоляции
оборудования
проектируемой
подстанции от прямых ударов молнии осуществляется при
помощи молниеотводов, устанавливаемых на трёх опорах,
один на концевой опоре воздушной линий электропередач 110кВ
и два на отдельно стоящих опорах освещения.
Ниже
приведён
расчёт
зоны
защиты
двойного
стержневого молниеотвода в соответствии с «Инструкцией
по
устройству
молниезащиты
зданий,
сооружений
и
промышленных коммуникаций» 2004г..
В соответствии с п.2.2 “Инструкции по устройству
молниезащиты
зданий,
сооружений
и
промышленных
коммуникаций” электростанции относятся к специальным
объектам, с ограниченной опасностью. Для специальных
объектов
минимально
допустимый
уровень
надёжности
защиты от ПУМ устанавливается в пределах 0,9-0,999 в
зависимости от степени его общественной значимости и
тяжести ожидаемых последствий от прямого удара молний.
Принято значение уровня надёжности защиты 0,9:
Расстояние между опорами L  26м :

5
,
75

h

5
,
75

17

97
,
75
м

2
,
5
h

2
,
5
17

42
,
5
м
, L
,
L
с
max


0
,
85

17

0
,
85

14
,
45
м


1
,
2

17

1
,
2

20
,
4
м
,r
,
h
h
h
о
о
,45
м
hh14
c
o
121

20




,
4

14
,
45

5
,
2
h
h
r



13
,
05
м
, ,
r
14
,
45
h
00 x
x
0
где,
h
- высота установки молниеприёмника (МП);
высота здания ЗРУ;
ширина
r
x
- зона защиты, на высоте
горизонтального
сечения
в
h
x
-
h ; r сх. x
центре
между
молниеотводами.
24. Организация эксплуатации
Проектируемая подстанция 110/10 кВ будет находится на
балансе ОАО «Сургутэнерго». Подстанция будет работать без
постоянного дежурного персонала. Оперативное обслуживание
предусматривается
бригадами
осуществлять
районных
непосредственно
сетей
ОАО
подчиняющихся
оперативно-диспетчерской
оперативно-выездными
службы
«Сургутэнерго»,
дежурному
районных
диспетчеру
сетей
ОАО
«Сургутэнерго»,
Ремонтно-эксплуатационное обслуживание подстанции, а
так
же
высоковольтные
испытания
предусматривается
выполнять выездными бригадами городских электрических
сетей.
Оборудование 110 и 10 кВ расположенное на подстанции
110/10 кВ, находится в оперативном подчинении дежурного
диспетчера оперативно-диспетчерской службы сетей ОАО
«Сургутэнерго».
Отходящие
кабельные
линии
10кВ,
оборудование 10кВ и 0,4кВ, расположенное в РП и ТП на
территории
предприятия
находится
подчинении энергослужбы предприятия.
122
в
оперативном
Границами раздела балансовой принадлежности являются
контакты присоединения кабельных наконечников отходящих
кабельных линий 10кВ. Эксплуатационная ответственность
сторон
устанавливается
принадлежности.
Границы
согласно
балансовой
балансовой
принадлежности
и
эксплуатационной ответственности сторон фиксируются в
«Акте разграничения границ балансовой принадлежности и
эксплуатационной
ответственности».
состоянием
раздела
границ
Контроль
осуществляется
за
персоналом
диспетчерской службы районных сетей ОАО «Сургутэнерго».
Учёт потребления электрической энергии
25.
Учет
сальдоперетоков
электрической
энергии
на
предприятии осуществляется с помощью автоматической
системы коммерческого учёта электрической энергии. При
проектировании
АСКУЭ
использовались
нормативные
документы, опубликованные в [13].
25.1.
Назначение и содержание системы
Перечень точек учёта, подлежащих включению в АСКУЭ,
с указанием требований по видам энергии, направлениям учёта
и оснащению счётчиками электроэнергии, определён заданием.
Под
«точкой
учёта»
понимается
физическая
точка
на
элементе сети, в которой измеряется электрическая энергия
(активная или реактивная), проходящая по данному элементу в
одном направлении.
Электроснабжение приборов (коммутаторы связи, УСПД,
переходники и т.п.) системы АСКУЭ должно осуществляться
по первой категории (питание должно осуществляться от
двух
независимых
взаимно-резервирующих
123
источников
питания),
перерыв
питания
допускается
на
время
средств
АСКУЭ,
переключения АВР.
В
состав
комплектно-технических
устанавливаемых на объекте, входят, электронные счётчики
типа МТ851 класса точности 0,5S с цифровыми интерфейсами
CS, RS-232 и RS-485 (технические характеристики МТ851
приведены в таблице 45).
таблица 45
№
Параметр, размерность
п/п
1.
Активная энергия
Класс точности
2.
Реактивная энергия
3. Номинальный ток, А
4. Максимальный ток, А
5.
Пусковой ток, А
6.
Номинальное напряжение, В
7.
Рабочее напряжение, В
8.
Частота сети, Гц
Погрешность встроенных часов,
мин/год
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
Значение
0,5
1,0
5
6
0,002
 Iном.
3х58/100
0,81
,15
U
ном
.
50 5%
 3
o
Диапазон рабочих температур, C
Потребляемая мощность цепи
напряжения, Вт/ В А
Потребляемая мощность цепи тока,
В А/фазу
От -40 до +60
 3/ 4
0,1/фазу
Габаритные размеры, мм
327х177х90
Масса, кг
1,8
Считывание и время хранения данных – 105 дней по 4
каналам с интервалом 15 минут
Коммуникационные
интерфейсы:
оптический
порт,
токовая петля (20мА), RS-232 либо RS-485.
Возможность хранения профиля нагрузки с получасовыми
интервалами на глубину более 45 суток (в зависимости от
количества регистрируемых параметров)
/год
Точность хода встроенных часов не хуже 3,0мин
(  0,5сек. в сутки) с автоматической коррекцией
Наличие
энергонезависимой
памяти
для
хранения
запрограммированных параметров электросчётчика и
124
20.
21.
22.
23.
сохранение последних данных по активной и реактивной
энергии при пропадании напряжения
Фиксация количества перерывов питания и количества
связей со счётчиком, приведшим к каким либо изменениям
данных
Наличие автоматической диагностики
Межповерочный интервал не менее 8-ми лет
Средняя наработка на отказ не менее 35000 часов
Каналы связи, в том числе и модем со скоростью передачи
данных более 24кБит/с, а так же GSM модем для организации
резервного канала связи.
В
качестве
использование
центрального
электронного,
УСПД,
предусмотрено
многофункционального
УСПД
«POREG 2PC» (технические данные «POREG 2PC» приведены в
таблице 49). Программируемое электронное УСПД «POREG
2PC» предназначено для приёма, обработки, гарантированного
хранения и передачи данных для автоматизации коммерческого
учёта электроэнергии и мощности.
УСПД «POREG 2PC» обеспечивает:
 приём информации по цифровым интерфейсам;
 возможность объединение входных сигналов в группы;
 хранение данных по потреблённой электроэнергии по
каждому входу и по группам;
 возможность
передачи
информации
по
цифровым
интерфейсам на верхний уровень.
таблица 46
№
п/
п
1.
2.
3.
Параметр
Напряжение питания 220 В переменного тока частотой
50 Гц
Встроенная
литиевая
батарея
для
сохранения
информации и обеспечения хода внутренних часов при
выходе из строя источника питания
Интерфейс RS-232 (8 шт.) (в комплект поставки
125
включаются преобразователи интерфейса RS-232 в RS485 или RS-232 в CS, в зависимости от комплектации)
Для первичной организации линии связи применён
коммутатор связи (КС) типа Р2S (технические данные «Р2S»
приведены в таблице 50).
Коммутатор Р2S обеспечивает:
 прием информации по цифровым интерфейсам (CS, RS485);
 возможность программирования и считывания данных
на месте с помощью оптического порта;
 возможность передачи информации по интерфейсам
CS, RS-232, RS-485.
таблица 47
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Параметр
Значени
е
Входной сигнал («сухой» контакт, транзисторный ключ,
или импульс +24В)
Напряжение питания переменного тока
3х127/22
частотой 45-65 Гц (допускается однофазное
0
питание), В
3х230/40
0
Ток предохранительного элемента, А
2
Интерфейс «токовая петля» (CS), порт, шт.
4
Интерфейс RS-232, порт, шт.
1
Интерфейс RS-485, порт, шт.
1
Оптический интерфейс IEC 1107, шт.
1
Габаритные размеры, мм
102х175х
118
Все входные цепи снабжены оптронной
развязкой, имеют входные фильтры и
защищены от перенапряжений. Полярность
сигнала имеет значение.
Автоматизированное
(персональный
компьютер
рабочее
типа
локальную сеть предприятия (ЛВС).
126
IBM
место
PC)
диспетчера
включённое
в
Для синхронизации центрального УСПД по сигналам
точного времени, принимаемом со спутника, предназначен
приёмник точного времени GPS 35 (технические данные «GPS
35» приведены в таблице 51). Приёмник GPS 35 обеспечивает
слежение
за
12
спутниками
чувствительность,
быстрое
одновременно,
время
высокую
первой
фиксации,
обновление данных один раз в секунду и низкое потребление
энергии в приёмнике предусмотрено встроенная литиевая
батарея
для
сохранения
служебных
данных,
имеется
возможность выбора скорости обмена данными, не требует
инициализации. Устройства выполнено для работы в суровых
климатических
условиях
и
является
полностью
водонепроницаемым. Синхронизация по времени происходит
автоматически.
таблица 48
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Параметр
Работа с параллельными каналами, шт.
12
Обновление данных – один раз в секунду или непрерывно
Напряжение питания постоянный ток, В
3
Потребление, мА
150
Встроенная литиевая батарея 3В, для
сохранения служебной информации
Интерфейс RS-232, порт, шт.
2
Скорость обмена 1200, 2400, 4800, 9600 бод
56,4х96,3х2
Габаритные размеры, мм
6,7
Для подключения цепей тока и напряжения применяются
испытательные
клеммные
коробки.
Конструкция
коробки
обеспечивает возможность пломбирования её крышки. Помимо
этого
испытательная
возможность
переходная
закорачивания
коробка
вторичных
обеспечивает
токовых
цепей
трансформаторов тока, отключения токовых цепей счётчика
127
и цепей напряжения в каждой фазе счётчиков при их замене или
поверке, а так же включения образцового счётчика без
отсоединения проводов и кабелей. Испытательная переходная
коробка
устанавливается
взамен
существующих
рядов
зажимов, которые подлежат демонтажу. На крышки коробок
наносятся наименования присоединений.
Для формирования и функционирования базы данных на
пункте сбора и обработки информации применён программный
комплекс
«SEP2W»,
работа
с
которым
изложена
в
соответствующем руководстве пользователя.
25.2. Размещение технических средств системы учёта
Технические приборы учёта располагаются в шкафах
учёта, шкафы учёта заземляются.
Автоматизированное рабочее место устанавливается на
центральном
диспетчерском
пункте,
точное
место
определяется в процессе монтажа.
Кабельные
связи
технических
средств
системы
выполняются экранированным кабелем (витая пара).
25.3. Общетехнические требования к системе учёта
электроэнергии
Каждый
элемент
системы
учёта
должен
быть
аттестован, а система в целом должна быть принята в
эксплуатацию в установленном порядке.
Тип трансформаторов тока и напряжения, используемых
в системе АСКУЭ должны быть внесены в Государственный
128
реестр
средств
измерения.
трансформаторы
тока
Необходимо
класса
точности
использовать
не
хуже
0,5S,
трансформаторы напряжения не хуже класса точности 0,5 с
вторичной обмоткой, собранные в полную звезду – 3*57/100 В.
Система
заданные
учёта
функции
электроэнергии
при
должна
нормальных,
выполнять
аварийных
и
послеаварийных режимах работы электрической сети. При
этом
должна
обеспечиваться
работа
входящих
в
неё
элементов, с погрешностями, не превышающими предельные,
установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на
указанные элементы.
Цепи напряжения приборов учёта электроэнергии должны
подключаться
к
измерительным
трансформаторам
напряжения электромагнитного типа.
Подключение токовых обмоток счётчика ко вторичным
обмоткам
отдельно
трансформаторов
от
цепей
тока
релейной
следует
защиты
и
выполнить
совместно
с
электроизмерительными приборами.
Нагрузка
вторичных
трансформаторов
счётчики и её
обмоток
напряжения,
cos 
на
измерительных
которые
включаются
не должны превышать номинальных
значений. Они должны соответствовать указанным значениям
в технических условиях на трансформаторы напряжения.
Подключение
приборов
учёта
к
трансформаторам
напряжения следует осуществлять отдельными кабелями.
Для безопасной установки и замены счётчиков в сетях
напряжения до 380В должна предусматриваться возможность
отключения
счетчиков
установленными
до
него
на
расстоянии не более 10 м коммутационными аппаратами или
129
предохранителями.
Снятие
напряжения
должно
предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счётчику.
Предел
допустимого
погрешности
значения
измерительного
относительной
комплекса
должен
соответствовать значению, определяемому по [10, 11, 12]
результаты
расчёта
составляющих
погрешности
и
погрешности измерительного комплекса сведены в таблицу









46:



1
,
1
I








,
U
Л
С
.
О
О
.
П
. сU
сf
cT
2
2222 2
w
 

2 22


2
cos
2
2

0
,
029


1


I
U
cos
где,
по [10];


I
- токовая погрешность трансформаторов тока, %
I
- угловая погрешность трансформаторов тока,
мин. по [10];
напряжения,

U
- погрешность напряжения трансформаторов
%
по

[11];
U
угловая
-
трансформаторов напряжения, мин. по [11];
погрешность


- погрешность
трансформаторной схемы подключения счётчика за счёт
угловых погрешностей ТТ и ТН, % [10, 11];

л
,% - погрешность
из-за потери напряжения в линии присоединения счётчика к ТН,

не превышает значения 0,1 (см. п. 22.8);
допустимой
погрешности
счётчика;

c.o.
по
графикам
инструкции
по
эксплуатации
погрешностей,
определена для диапазона ±10%
130
на
U
;

cf

cU
,

cf
,

cT
приведённым
счётчик
ном.
погрешность
П .O . -
определения разности показаний счётчика, %;
определены
 0,5 - предел
МТ851;

cU
в
-
- определена для
f
диапазона ±10%
0
C
ном.

;
- определена для диапазона 0-40
cT
;

Результаты
-
Л

расчётов
факт.
для
каждого
измерительного канала приведены в таблице 49:
Таблица 49
Диапазон
токов
 ,
I
Составляющие погрешности измерительного комплекса
I

,
U
,

U
,
 , ,

л
C .O .
%
мин %
мин %
%
2.
0,75
3.
45
4.
0,5
5.
20
6.
1,07
7.
0,1
8.
0,5
0,5
(0,21)Iном
.
30
0,5
20
0,78
0,1
0,5
1.
0,05I ном.
%
,

П .O .
,
%

сU
,

cf
,
 ,
ct
%
%
%
%
9.
0
10.
0,2
11.
0,15
12.
0,2
13.
0
0
0,2
0,15
0,2
0
Погрешность

факт
,

доп.
,
%
%
14.
1,68
1,34
15.
1,4
1,4
Результаты
расчётов
для
каждого
измерительного
канала приведены в таблице 53.
Фактические значения относительных погрешностей
измерительных комплексов должны быть определены при
проведении метрологической аттестации. По результатам
аттестации на каждый измерительный комплекс должен быть
составлен паспорт (протокол) в соответствии с [11].
25.4. Защита от несанкционированного доступа
Согласно требованиям [4] п.1.5.13-1.5.26:
 каждый установленный расчётный счётчик должен
иметь
пломбу
с
клеймом
госповерителя,
электроснабжающей организации.
131
и
пломбу
cj
,
 На вновь устанавливаемых 3-х фазных счётчиках
должны быть пломбы государственной поверки с давностью
не более 12 месяцев.
 Конструкция шкафов и коробок зажимов расчётных
счётчиков
должны
обеспечивать
возможн7ость
их
пломбирования.
 После
сдачи
системы
в
опытно-
промышленную
эксплуатацию, необходимо провести ревизию на предмет
маркирования специальными знаками визуального контроля
средств учёта электрической энергии.
Система ISKRAMATIC SEP 2
25.5.
Программное обеспечение SEP 2W объединяет все узлы
учёта
в
единую
мониторинга,
систему
для
управления
электропотребления,
организации
и
независимо
контроля,
коммерческого
от
типа
и
учёта
исполнения
применяемого оборудования на каждом из узлов учёта и
способов связи при передаче учётных данных.
Программное обеспечение системы позволяет:
 Устанавливать связь с узлами учёта автоматически
или
по
запросу
параметров
оператора
терминала,
(например,
контроля
для
установки
правильности
его
функционирования или для опроса терминала и получения
результатов измерений одного или нескольких каналов за
запрашиваемые периоды времени);
 Осуществлять
использованием
сбор
данных
альтернативных
от
узлов
способов
учёта
с
передачи
(например, с помощью сменной карты памяти);
 Осуществлять
хранение
первичных
обработанных данных в базе данных системы;
132
учётных
и
 Производить конверсию данных для передачи в другие
компьютерные системы для последующей обработки или
мониторинга;
 Осуществлять
выставления
счёта
обработку
учётных
установленной
данных
формы,
для
проведения
анализа, построение прогноза электропотребления, а так же
для
осуществления
контроля
и
управления
энергопотреблением.
Пакет программ SEP 2W имеет модульную структуру, где
каждый
модуль
специальных
обеспечивает
функций.
выполнение
Модуль
определённых
выполнен
в
виде
исполнительных программ (приложений) и условно могут
быть разделены на две группы. В первую группу входят
программы POREG2 View и POREG4 View, с помощью которых в
системе
осуществляется
работа
непосредственно
СС
терминалами, т.е. на уровне каналов узлов учёта. Во вторую
группу
входят
Sep2Report,
с
программы
помощью
Sep2Collect,
которых
Sep2DbManager,
осуществляется
опрос
терминалов, сбор, обработка, хранение и представления в
требуемом виде учётных данных по каждому из каналов учёта.
Вторая
группа
программ,
фактически
составляет
обобщающие модули системы, обеспечивающие работу с
различными терминалами и осуществляющие интеграцию
оборудования и программного обеспечения в единую систему
коммерческого учёта.
25.6. Выбор трансформаторов тока и напряжения
В
соответствии
применяемых
при
с
[13]
типы
проектировании
трансформаторов
АСКУЭ
должны
быть
внесены в Государственный реестр средств измерений и
133
иметь
класс
точности:
трансформаторы
трансформаторы
напряжения
0,5.
тока
0,5S,
Выбранные
трансформаторы представлены в таблице 03:
5.
ГПП-51 (яч.7,
38), РП-5 (яч.1,
2)
1512801
6.
ГПП-51 (яч.8,
37), РП-6 (яч.1,
2)
1512801
Вторичный ток, А
1512801
Первичный ток, А
4.
ГПП-51 (яч.6,
33), РП-4 (яч.1,
2)
Наименование СИ
1512801
Тр-р тока
3.
ГПП-51 (яч.5,
34), РП-3 (яч.1,
2)
2.
200
5
1,34
Тр-р тока
1512801
ГПП-51 (яч.4,
31), РП-2 (яч.1,
2)
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
400
5
1,34
Тр-р тока
1512801
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
400
5
1,34
Тр-р тока
1.
ГПП-51 (яч.3,
32), РП-1 (яч.1,
2)
Тип СИ ТУ на
выпуск
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
200
5
1,34
Тр-р тока
Наименование
присоединения
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
200
5
1,34
Тр-р тока
№
п/п
№ Гос.реестра
таблица 50
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
300
5
1,34
134

факт
%
,
8.
ГПП-51 (яч.12,
39), РП-8(яч.1, 2)
1512801
Тр-р тока
1512801
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
200
5
1,34
Тр-р тока
7.
ГПП-51 (яч.11,
40), РП-7 (яч.1,
2)
ТОЛ 10-1
ТУ 16-95
ОГГ.671.213.003
ТУ, ГОСТ 7746-89
300
5
1,34
25.7. Проверка трансформаторов тока по допустимой нагрузке
Пример
расчёта
приведён
для
одного
из
трансформаторов тока ГПП, яч.3. Суммарное сопротивление
приборов получающих питание от трансформаторов тока
приведено ниже таблица 51:
таблица 51
Наименование
прибора
Тип
прибора
Счётчик
МТ851
где,
Z
2
Потребляемая
мощность
ВА
0,5

Z2 Z2ном. ,
- вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z
2 ном.
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в
выбранном классе точности.
Номинальная
вторичная
нагрузка
при
коэффициенте
мощности cosφ = 0,8 для всех выбранных трансформаторов
обмотка измерений 10ВА, защитная обмотка 15ВА.
Вторичная
приборов,
нагрузка
состоит
соединительных
из
проводов
сопротивления
и
переходного
сопротивления контактов:
rr rr.
приб
.
пр
.
2
к
.
Сопротивление приборов определяется по выражению:
r
S


приб
.
приб
.
2
2
135
,
4
 
0
,
16
Ом
25
r
приб
.
где,
S
приб.
- мощность, потребляемая приборами;
 2.
вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при
двух-трёх 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:
r
r
r
Z,
приб
.
пр
.
к
.
2
ном
.
откуда
r
Z
r
r,
пр
2
ном
.
приб
.
к
.
0
,
4

0
,
16

0
,
05

0
,
19
Ом
r
пр
.
Зная
r
пр
, можно определить сечение соединительных
проводов:
q
*lрасч
.
,
r
пр
.
0
,
0175
50
2
q


4
,
6
мм
0
,
19
где  - удельное сопротивление материала провода.
Провода
с
медными
жилами
алюминиевыми жилами (  =0,0283);
(  =0,0175),
l
расч.
провода
с
- расчётная длина,
зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
Из выше изложенного следует, что для соединения
приборов с вторичной обмоткой трансформаторов тока,
необходимо использовать медный провод длиной 50 метров и
сечением
4мм2
(необходимое
условие
соблюдения
точности измерительных трансформаторов тока).
136
класса
25.8. Проверка кабелей цепей напряжения по допустимому
падению напряжения
При заданном сечении проводов линии потеря напряжения
определяется по формуле:
Ма
Uа
1
F
где,
линии,
F
%;
- сечение провода, мм2; U - потеря напряжения в
М
а
-
сумма
моментов
нагрузки,
т.е.
сумма
произведений активных нагрузок, передаваемых по участкам
линии, на длины этих участков;
а - коэффициент, зависящий
1
от системы тока и принятых при вычислениях единиц
измерения для входящих в формулу величин.
1

 
а1 10
2, М
а S l
U
н
где,
кВА
- потребляемая мощность цепи
S0,004
напряжения одного счётчика;
l
- длина кабеля до счётчика в м.
l
S

U


10
UF
1
2
н
м

100
В

0
,1
кВ
где, U
, 53
2 - удельная проводимость
н
Ом
мм
кабеля с медными жилами.

,
035

70
1S
10
l

U
 2
  2


0
,
103
%
<0,25%,
10

53

4
,
5
0
,
1
10

F
U
н

согласно п.1.5.19 [4] U <0,25% при питании от
трансформаторов напряжения класса точности 0,5.
137
В случае необходимости увеличения длины
соединительных кабелей (расчёт произведён на 150м):

0
,
035

150
1S
l 1

U
 2
  2

0
,
22
%
.
10

53

4
,
5
0
,
1
10

F
U
н

26.
Безопасность жизнидеятельности
Безопасность жизнедеятельности – это состояние
деятельности, при которой с определённой вероятностью
исключаются определённый опасности, влияющие на здоровье
человека. Безопасность следует принимать, как комплексную
систему мер, по защите человека и среды его обитания от
опасностей формируемых конкретной деятельностью. Чем
сложнее вид деятельности, тем более компактна система
защиты.
26.1. Выявление
производственных
и
анализ
факторов
опасных
(ОВПФ)
при
и
вредных
обслуживании
подстанции
Опасным
воздействие
называется
которого
на
производственный
работающего
фактор,
человека
в
определённых условиях приводит к травме или другому
внезапному
резкому
производственный
ухудшению
фактор
здоровья.
приводит
к
Если
же
заболеванию
или
снижению трудоспособности, то его считают вредным. В
зависимости от уровня и продолжительности воздействия
вредный производственный фактор может стать опасным.
В ходе выявления возникающих в производственных
условиях опасных и вредных факторов установлено, что при
обслуживании подстанции на персонал могут воздействовать
следующие факторы:
138
 Движущиеся машины и механизмы;
 Отсутствие
или
недостаток
естественного
освещения;
 Недостаточная освещённость рабочей зоны;
 Расположение
рабочего
места
на
значительной
высоте относительно поверхности земли (пола);
 Незащищённые подвижные элементы оборудования
подстанции;
 Повышенное значение напряжения в электрической
цепи,
замыкание
которой
может
произойти
через
тело
человека;
 Статическое электричество;
 Пониженная температура воздуха рабочей зоны;
 Острые кромки,
заусенцы и шероховатость на
поверхностях инструментов и оборудования;
 Шум и вибрация.
Анализ
опасных
и
вредных
производственных
факторов.
В
соответствии
производственные
с
факторы
[…..]
опасные
подразделяются
и
вредные
по
природе
действия на следующие группы: физические, химические,
биологические, психологические. В соответствии с этим
документом
все
выделенные
факторы
относятся
к
физическим факторам.
Химические,
биологические,
психологические
факторы
отсутствуют.
26.2.
Разработка
инженерного
персонала от действия ОВПФ
139
метода
защиты
1. Для
защиты
персонала
от
движущихся
машин
и
механизмов производится разработка пешеходных маршрутов
с устройством пешеходных дорожек;
2. С
целью
исключения
воздействия
пониженной
температуры воздуха в зимнее время персоналу выдаётся
тёплая одежда.
3. Помещения,
естественное
где
отсутствует,
освещение,
или
обеспечиваются
недостаточно
искусственным
освещением. При недостаточном освещении рабочей зоны
предусматривается
используют
местное
совмещённое
освещение.
освещение.
В
В
помещение
дневное
время
помещения освещаются естественным светом, через оконные
проёмы.
Предусматривается
два
вида
искусственного
освещения – рабочее и аварийное, рабочее освещение – общее.
Для общего освещения предусмотрены источники освящения –
люминисцентные
лампы
типа
ЛД.
Рабочее
и
аварийное
освещение питаются от разных источников.
4. При работе на значительной высоте относительно
поверхности земли или пола работа должна осуществляться с
лестниц
–
стремянок,
лесов,
либо
с
гидравлических
автоподъёмников с использованием средств индивидуальной
защиты.
5. Зоны,
где
имеются
незащищённые
подвижные
элементы производственного оборудования, ограждаются с
целью
предотвращения
доступа
в
них
персонала,
устанавливаются предупреждающие надписи и знаки..
6. Острые
кромки,
заусенцы
и
широховатости
поверхности оборудования могущие привести к травмам
кожного покрова должны своевременно зачищаться, а работа с
140
этим оборудованием должна производиться в спецодежде и
защитных рукавицах.
7. Электрический ток представляет собой скрытый тип
опасности, так как его трудно определить в токо – и не
токоведущих
частях
оборудования,
которые
являются
хорошими проводниками электричества.
Электрические
установки,
к
которым
относится
практически всё электрооборудование представляют для
человека большую потенциальную опасность, так как в
процессе
эксплуатации,
проведения
ремонтов
находящихся
под
профилактических
человек
напряжением.
может
работ
коснуться
Специфическая
или
частей
опасность
электроустановок – токоведущие проводники, оборудование
оказавшегося под напряжением в результате повреждения,
пробоя, изоляции, не подают каких либо сигналов, которые
предупреждают человека об опасности.
Электробезопасность
соответствующей
применением
обеспечивается
конструкцией
технических
способов
электрооборудования,
и
средств
защиты,
организационными и техническими мероприятиями.
Конструкция
электрооборудования
должна
соответствовать условиям его эксплуатации, обеспечивать
защиту
частями
персонала
от
соприкосновения
оборудования.
техническими
Наиболее
средствами
защиты
с
токоведущими
распространенными
являются
защитное
заземление и зануление, которые так же предотвращают
появление статического электричества.
Организационные
технические
мероприятия
по
обеспечению электробезопасности заключаются в основном в
соответствующем обучении, инструктаже и допуске к работе
141
лиц,
прошедших
медицинское
освидетельствование,
выполнение ряда технических мер при проведении работ с
электрооборудованием, соблюдении особых требований при
работах с находящимися под напряжением частями.
Исключительно важное значение для предотвращения
электротравматизма
обслуживания
ремонтных,
имеет
действующих
монтажных
правильная
организация
электоустановок,
и
проведение
профилактических
работ.
В
зависимости от характера выполняемой работы необходимо
принять определённые меры, обеспечивающие достаточную
электробезопасность
при
эксплуатации
и
ремонте
электрооборудования.
26.3. Разработка инструкций по безопасности работ
для
электротехнического
персонала
обслуживающего
подстанцию
Инструкция по охране труда для электромонтёров по
ремонту
и
обслуживанию
подстанционного
электрооборудования.
Электромонтёры
по
ремонту
подстанционного
электрооборудования
«электромонтёры»)
при
производстве
и
обслуживанию
(далее
работ
–
согласно
имеющейся квалификации обязаны выполнять требования
безопасности. Настоящая инструкция разработана с учётом
строительных норм и правил Российской Федерации, правила
техники безопасности при эксплуатации электроустановок, а
так же требования инструкции заводов – изготовителей по
эксплуатации применяемого механизированного инструмента,
оборудования и технологической остнастки.
26.4.
Требования безопасности перед началом работы
1. Перед началом работы электромонтёр обязан:
142
1). Предъявить руководителю удостоверение о проверке
знаний безопасных методов работ, а так же удостоверение о
проверке знаний при работе в электроустановках напряжением
до 1000 В или свыше 1000 В, получить задание и пройти
инструктаж на рабочем месте по специфике выполняемой
работы;
2). Надеть спецодежду, спецобувь и каску установленного
образца.
2. После получения задания у руководителя работ и
ознакомления, в случае необходимости, с мероприятиями
наряда – допуска электромонтёр обязан:
1). Подготовить необходимые средства индивидуальной
защиты и проверить их исправность;
2). Проверить рабочее место и подходы к нему на
соответствие требованиям безопасности;
3). Подобрать
инструмент,
оборудование
и
технологическую остнастку необходимые при выполнении
работы,
проверить
их
исправность
и
соответствие
требованиям безопасности;
4). Ознакомится
электроснабжения
с
изменениями
потребителей
в
текущими
схеме
записями
в
оперативном журнале.
3. Электромонтёр не должен приступать к выполнению
работ при следующих нарушениях требований безопасности:
1). Неисправности
технологической
остнастки,
приспособлений и инструмента, указанных в инструкциях
завода
изготовителя,
при
которых
не
допускается
их
применение;
2). Несвоевременном проведении очередных испытаний
основных и дополнительных средств защиты или истечении
143
срока
их
эксплуатации,
установленного
заводом
–
изготовителем;
3). Недостаточной
освещённости
или
при
загромождённости рабочего места;
4). Отсутствии или истечении срока действия – наряда –
допуска при работе в действующих электроустановках.
Обнаруженные нарушения требований безопасности
должны быть устранены собственными силами до начала
работ, а при невозможности сделать это, электромонтёр
обязан сообщить об этом ответственному руководителю
работ.
26.5. Требования безопасности во время работы
1. Электромонтёр
обязан
выполнять
работу
при
соблюдении следующих требований безопасности:
1). Отключить при помощи коммутационных аппаратов
или путём снятия предохранителей токоведущие части, на
которых
производится
работа,
или
те,
к
которым
прикасаются при выполнении работы, или оградить их во
время
работы
изолирующими
накладками
(временными
ограждениями);
2). Произвести
необходимые
отключения
и
принять
меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы в
следствие ошибочного или самопроизвольного включения
коммутационной аппаратуры;
3). Принять дополнительные меры, препятствующие
ошибочной подаче напряжения к месту работы при выполнении
работы без применения переносных заземлений;
4). Проверку отсутствия напряжения производить в
диэлектрических перчатках;
144
5). Наложить
заземление
на
токоведущие
части
и
вывесить плакат «Заземлено»;
6). Зажимы
переносного
заземления
накладывать
на
заземляемые токоведущие части при помощи изолированной
штанги с применением диэлектирических перчаток;
7). Оградить
рабочее
место
инвентарными
ограждениями и вывесить предупреждающие плакаты;
8). На пусковых устройствах, а так же на основаниях
предохранителей
вывесить
плакаты
«Не
включать
–
работают люди!»;
9). На временных ограждениях вывесить плакаты или
нанести предупредительные надписи «Стой – опасно для
жизни!»;
10). При производстве работ на токоведущих частях,
находящихся под напряжением, пользоваться только сухими и
чистыми изолирующими средствами, а так же держать
изолирующие
средства
за
ручки
–
захваты
не
дальше
ограничительного кольца.
2. Смену плавких вставок предохранителей, при наличие
рубильника, следует производить при снятом напряжении. При
невозможности снятия напряжения (на групповых щитах,
сборках) смену плавких вставок предохранителя допускается
производить под напряжением но при отключённой нагрузке.
3. смену
плавких
вставок
предохранителя
под
напряжением электромонтёр должен производить в защитных
очках, диэлектрических перчатках, при помощи изолирующих
клещей.
4. Перед пуском оборудования, временно отключенного
по
заявке
не
электротехнического
персонала,
следует
осмотреть его, убедиться в готовности к приёму напряжения
145
и предупредить всех, кто работал на нём о предстоящем
включении.
5. Присоединение и отсоединение переносных приборов,
требующих разрыва электрических цепей, находящихся под
напряжением, необходимо производить при полном снятии
напряжения.
6. При
работе
в
электроустановках
необходимо
применять исправные электрозащитные средства: основные
(изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные
клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки)
дополнительные
(диэлектрические
переносные
заземляющие
подставки,
оградительные
галоши,
устройства,
подставки,
и
коврики,
изолирующие
оградительные
устройства, плакаты и знаки безопасности).
7. Работы
в
условиях
с
повышенной
опасностью
следует осуществлять вдвоём в следующих случаях:
1). С
полным
или
частичным
снятием
напряжения,
выполняемого с наложением заземлений (переключения на
силовых
трансформаторах,
работы
внутри
распределительных устройств);
2). Без снятия напряжения, не требующего установки
заземлений
(электрические
испытания,
измерения,
смена
плавких вставок предохранителей и т.п.);
3). С приставных лестниц и подмостей, а так же там, где
эти операции по местным условиям затруднены;
4). На воздушных линиях электропередачи.
8. Измерение
сопротивления
изоляции
мегомметром
следует осуществлять только на полностью обесточенной
электроустановке. Перед измерением следует убедиться в
отсутствие напряжения на испытываемом оборудовании.
146
9. При
обслуживании
осветительных
сетей
электромонтёры обязаны выполнять следующие требования:
1). Замена
предохранителей
и
перегоревших
ламп
новыми, ремонт осветительной арматуры и электропроводки
осуществлять при снятом напряжении в сети и светлое
время суток;
2). Чистку арматуры и замену ламп, укреплённых на
опорах осуществлять после6 снятия напряжения и вдвоём с
другим электромонтёром;
3). Установку и проверку электросчётчиков, включённых
через измерительные трансформаторы, проводить вдвоём с
электромонтёром, имеющим квалификационную группу по
технике безопасности не ниже IV;
4). При обслуживании светильников с автовышек или
других
перемещаемых
средств,
применять
предохранительные пояса и диэлектрические перчатки.
10. При регулировке выключателей и разъединителей,
соединённых с проводами, электромонтёрам следует принять
меры,
предупреждающие
включения
приводов
возможность
посторонними
непредвиденного
лицами
или
их
самопроизвольного включения.
11. В процессе работы электромонтёру запрещается:
1). Переставлять
плакаты,
заземления
временные
и
ограждения,
проходить
на
снимать
территорию
ограждённых участков;
2). Применять указатель напряжений без проверки;
3). Пользоваться для заземления проводниками, не
предназначенными для этой цели, а так же присоединять
заземление путём скрутки проводников;
147
4). Применять
токоизмерительные
клещи
с
вынесенным амперметром, а так же нагибаться к амперметру
при
отсчёте
показаний
во
время
работы
с
токоизмерительными клещами;
5). Прикасаться
проводам
к
приборам,
сопротивлениям,
и измерительным трансформаторам во время
измерений;
6). Производить измерения на воздушных линиях, стоя
на лестнице;
7). Применять при обслуживании, а так же ремонте
электроустановок металлические лестницы;
8). Пользоваться
при
работе
под
напряжением
ножовками, напильниками, металлическими метрами и т.п.;
9). Применять
автотрансформаторы,
дроссельные
катушки и реостаты для получения пониженного напряжения;
10). Пользоваться
стационарными
светильниками
в
качестве ручных переносных ламп.
12. Для прохода на рабочее место электромонтёры
должны
использовать
оборудование
системы
доступа
(лестницы, трапы, мостики). При отсутствии ограждения
рабочих мест на высоте электромонтёры обязаны применять
предохранительные пояса с капроновым фалом. При этом
электромонтёры
должны
выполнять
требования
«Инструкции по охране труда для работников выполняющих
верхолазные работы».
26.6. Требования
безопасности
в
аварийных
ситуациях
При возникновении возгорания в электроустановке, или
опасности поражения окружающих электрическим током в
результате обрыва проводника или замыкания необходимо
148
обесточить аварийную часть установки, принять участие в
тушении пожара и сообщить об этом производителю или
руководителю
работ.
Пламя
следует
тушить
углекислотными огнетушителями оборудование до 10 кВ,
порошковыми
оборудование
до
1
кВ,
хладоновыми
огнетушителями – оборудование в КРУН – 10 и релейное
оборудование, а так же можно использовать асбестовые
покрывала и песок.
Требования безопасности по окончании работы
26.7.
По окончании работы электромонтёр обязан:
1). Передать
сменщику
информацию
о
состоянии
обслуживаемого оборудования и электрических сетей, а так же
сделать запись в оперативном журнале;
2). Убрать
инструмент,
приборы
и
средства
индивидуальной защиты в отведённые для них места;
3). Привести в порядок рабочее место;
4). Убедится в отсутствие очагов возгорания;
5). О
всех
нарушениях
требований
безопасности
и
неисправностях сообщить ответственному руководителю
работ.
Разработка системы противопожарной защиты
27.
подстанций
Под
пожарной
безопасностью
понимается
такое
состояние объекта, при котором с большой вероятностью
предотвращается возможность возникновения пожара, а в
случае
его
возникновения
обеспечивается
эффективная
защита людей от опасных и вредных факторов пожара и
спасении материальных ценностей. Пожарная безопасность
производственных объектов обеспечивается разработкой и
149
осуществлением систем предотвращения пожаров и систем
пожарной защиты. Эта задача решается, как на стадии
проектирования объекта, так и в процессе его эксплуатации и
реконструкции.
Противопожарная
защита
–
это
комплекс
организационных и технических мероприятий, направленных
на обеспечение безопасности людей, на предотвращение
пожара, ограничение его распространения, а так же на создание
условий
для
успешного
представляют
опасностью
собой
для
тушения
опасность,
человеческой
пожара.
т.к.
Пожары
сопряжены
жизни
и
с
большими
материальными потерями.
Мероприятия по пожарной профилактике разделяются на
организационные, технические, режимные и эксплуатационные.
Организационные
правильную
мероприятия
эксплуатацию
машин
–
предусматривают
и
внутризаводского
транспорта, правильное содержание зданий, территорий,
противопожарный инструктаж.
Технические
мероприятия
–
соблюдение
противопожарных правил и норм при проектировании зданий,
при устройстве электропроводов и оборудования, отопления,
вентиляции, освещения, правильное размещение оборудования.
Режимные
мероприятия
–
запрещение
курения
в
неустановленных местах, запрещение сварочных и других
огневых работ в пожароопасных помещениях и т.п.
Эксплуатационные
профилактика,
мероприятия
осмотры,
–
ремонты
своевременная
и
испытания
подстанционного оборудования.
Для
быстрого
возникновения
обнаружения
пожара,
и
сообщения
централизованного
150
о
месте
управления
пожарными подразделениями и оперативного руководства
тушением пожара имеется система связи и автоматической
пожарной сигнализации.
К системам сигнализации предъявляются следующие
технические требования: они должны иметь минимальную
инерционность
и
отсутствие
ошибочной
сработки,
обеспечивать заданную достоверность информации, быть
надёжными
в
работе
при
всех
условиях
эксплуатации,
обеспечивать автономное включение сигнала тревоги.
Основными
элементами
пожарной
сигнализации
являются:
 Датчики
пожарной
сигнализации,
которые
размещаются в пожаро- и взрывоопасных помещениях;
 Приёмно – контрольный блок, который обеспечивает
дистанционный контроль за состоянием датчиков;

Исполнительный
блок,
с
помощью
которого
включается первый рубеж противопожарной системы и блок
сигнализации.
Для
связи
используют
телефон,
радио
или
другие
средства связи, находящиеся на подстанции или предприятии.
В помещениях в качестве датчиков автоматической
пожарной сигнализации используются тепловые пожарные
извещатели.
Особое внимание необходимо уделять эвакуации людей из
помещений. Эвакуации проводится по заранее спланированным
путям, которые стараются сделать минимально короткими
для прохождения людей от рабочих мест до выхода их здания
наружу. Схема эвакуации расположена в доступных от взгляда
человека местах. Все люди находящиеся в здании должны
строго соблюдать эти разработанные инструкции для того
151
чтобы во время экстренной ситуации не произошло давки и
травм.
В здании вспомогательного назначения обязательно
должен
быть
«План
эвакуации
людей
при
пожаре»,
регламентирующий порядок действий персонала в случае
возникновения
очага
возгорания
расположения
телефонов,
и
указывающий
электрощитов
и
места
пожарного
оборудования. Как известно пожар может возникнуть при
взаимодействии горючих веществ, окислителя (например,
кислорода
воздуха)
и
источников
зажигания.
Горючими
компонентами являются: строительные материалы отделки
помещений, перегородки, дверь, полы, изоляция кабелей и др.
Источниками зажигания могут быть электрические схемы,
приборы,
применяемые
для
технического
обслуживания,
устройства электропитания, где в результате различных
нарушений образуются перегретые элементы, электрические
искры
и
дуги,
способные
вызвать
загорание
горючих
материалов. В непосредственной близости друг от друга
располагаются
протекании
по
соединительные
ним
провода,
электрического
кабели.
тока
При
выделяется
значительное количество теплоты. При этом возможно
оплавление изоляции. Для отвода избыточного тепла служит
система
вентиляции.
трансформаторы
с
Особую
масляным
опасность
представляют
охлаждением.
Пожарная
опасность электродвигателей обусловлена возможностью
коротких замыканий, перегрузки, электрического искрения. Для
безопасной работы необходим правильный расчёт и выбор
аппаратов защиты.
Одной из наиболее важных задач пожарной защиты
является защита зданий и помещений от разрушений и
152
обеспечение
их
достаточной
прочности
в
условиях
воздействия высоких температур при пожаре. Руководствуясь
противопожарными нормами и учитывая высокую стоимость
оборудования, а так же категорию его пожарной опасности
здания
ЗРУ
должны
быть
первой
и
второй
степени
огнестойкости. Строительные элементы зданий выполнены
из негорючих материалов, таких как кирпич, железобетон,
стекло, металл и другие. В случае использования дерева
необходимо пропитать его огнезащитными составами.
В
качестве
предназначенных
первичных
для
средств
локализации
тушения
небольших
пожара,
загораний
используется внутренний пожарный водопровод с пожарными
стволами, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла.
Для
тушения
применяются
пожаров
на
начальных
огнетушители.
По
стадиях
виду
широко
используемого
огнетушащего вещества огнетушители подразделяются на
следующие
основные
группы.
Пенные
огнетушители
применяются для тушения горящих жидкостей, различных
твёрдых горючих материалов, конструктивных элементов и
оборудования, кроме электрооборудования, находящегося под
напряжением.
Газовые
углекислотные
огнетушители
применяются для тушения жидких и твёрдых веществ, а так
же электроустановок, находящихся под напряжением до 10 кВ.
Порошковые огнетушители можно применять при тушении
электроустановок находящихся под напряжением до 1 кВ.
Достоинством углекислотных и порошковых огнетушителей
является
высокая
сохранность
эффективность
оборудования,
тушения
диэлектрические
пожара,
свойства
углекислого газа и порошкового состава, что позволяет
использовать эти огнетушители даже в том случае, когда не
153
удается обесточить электроустановку сразу. Для тушения
оборудования КРУ и для тушения релейного оборудования
следует применять хладоновые огнетушители.
Пожарная
безопасность
обеспечивается
системой
предотвращения пожара и системой пожарной защиты. В
служебных помещениях вывешены «Планы эвакуации людей
при пожаре», регламентирующие действия персонала в случае
возникновения
очага
расположения
оповещения
возгорания
пожарного
сотрудников
и
указывающие,
оборудования.
о
пожаре
места
Средством
служит
система
оповещения о пожаре, радиосвязь и телефон.
28.
Сметно-финансовый
расчёт
и
технико-экономические
показатели проекта
Технико-экономическое
электроснабжения
сравнение
производится
дисконтированного
дохода.
на
В
основании
качестве
вариантов
чистого
критерия
воспользуемся суммарными дисконтированными затратами;
З
З

1Е

T
t
Д
t
0
t
где, Т-расчётный период. Принят равным 20 лет; t=0 – год
строительства
объекта;
Е=0,06-0,3
-
норма
дисконта,
принимается равной желаемой норме прибыли.
В спецификации приложение 1, 2 приведены капитальные
затраты элементов системы электроснабжения для техникоэкономического расчёта варианта №1 и 2, определённых на
основании укрупнённых показателей стоимости элементов
электроснабжения.
154
Затраты
на
техническое
обслуживание
и
текущий
ремонт. Принимается в долях от капитальных вложений: для
кабелей – 2%, для оборудования РП, ТП – 1%.
Затраты на капитальный ремонт принимаются согласно
справочных
данных
ремонтируются
Разъединители
в
[9].
Вакуумные
течение
проходят
выключатели
срока
капремонт
не
эксплуатации.
каждые
6
лет,
с
затратами 9% от капитальных вложений.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и
кабельных линиях.
Расчёты произведены в соответствии с г.11 [2]:
2
 кВт
1 

ч
S

расч
.



2








,
W
P
Т
P
xx
в
к
.
з
.
тр
.
ПС



2 
год



S
ном
.
тр



где,
потери
n - количество трансформаторов;
активной
мощности
P
, к.з. xx P
трансформатора
холостого хода, в режиме короткого замыкания;
в
Т
режиме
в
- 8760
ч/год – годовое время подключения трансформатора к сети;  годовое время максимальных потерь.

2
2
 T
  3600

max



0
,
124


8760

0
,
124


8760

2052
ч
/
год


.


10000
10000




Потери энергии в линиях эл.передач:
2
 
кВт

ч


S
max
.




R


,
.
W
тр
.
ПС


 
год


U
ном
.

Отчисления на содержание оперативного персонала,
обслуживающего проектируемую подстанцию, состоит из:
основной заработной платы и дополнительной заработной
155
платы, а так же единого социального перечисления, которое
составляет 35,6% от основной и дополнительной заработной
платы.
Определим численность персонала для эксплуатации
системы электроснабжения данного предприятия.
Расчёт
производим
на
основании
нормативов
численности эксплуатационного персонала, т.к. режим работы
предприятия – непрерывный, то на данном производстве
организована
односменная
продолжительностью
одной
работа
смены
персонала,
восемь
часов.
с
Смена
состоит из двух дежурных электриков, мастера и начальника
смены (лицо из инженерно-технического персонала), а так же
дежурного диспетчера, график работы которого сутки через
трое.
Таким
эксплуатации
образом,
численность
системы
персонала
электроснабжения
для
данного
предприятия равна восьми человекам.
Найдем за один месяц число часов рабочего времени
эксплуатационного персонала при данном графике работы
Годовые затраты на содержание персонала подстанции
из 8 человек:
Затраты по заработной плате определяются на
основании данных о количестве обслуживающего персонала и
средней заработной платы.
Средняя заработная плата на данном предприятии
составляет
Зср. 90000
руб/год
(7500 руб./мес).
Определяем затраты по зарплате:
35
,
6

З

R 35
,
6

9000

8
ср

R

З


8

90000
 
976
руб
.
го
.
ср
.
И
зарпл
.
100
100
156
Все расчёты произведены с помощью приложения
Microsoft Office Exel, результаты сведены в таблицу 52:
Таблица 52
№
Наименование затрат
п/п
1.
Сметная стоимость
2.
Тех.обслуживание и текущий
ремонт кабельных линий
3.
Вариант 1
Вариант 2
76 121 507,63
37 189 405,12
103 109,4
26 829,7
711 043,9
296 115,3
1 586 304,1
1 348 112,7
Тех.обслуживание и текущий
ремонт оборудование РП и ТП
4.
Количество в год, руб.
Потери в трансформаторах
10/0,4кВ
5.
Потери в линиях 10 кВ
6.
Заработная плата персонала
7.
Сумма в год
8.
Сумма за период окупаемости
82 747 298,2
976 320
976 320
162 245 583,23
55 154 742,4
666 556 952,4
20лет
15 317 959,6
226 593 391,7
В результате расчётов вариант электроснабжения № 2
оказывается явно выгоднее и менее рискован, чем вариант №
1. Окупаемость в течение запланированного срока наступит
при норме дисконта как в первом варианте так и во втором
при 0,1.
29.
Годовой
объём
электроэнергии
157
трансформируемой



22554,

3600

8119
кВ
/
ч
W
Р
Т
расч
.
ПС
max
трансф
.
ПС
где,
Р
расч. ПС -
расчётная активная нагрузка проектируемой
подстанции.
Годовые расходы на потери электроэнергии в
трансформаторах подстанции.




1
,
3

1
037
009,8

1
348
112
руб
.
/
го
,
С
W
И
пот
.
W
э тр
.
ПС

1
,3
руб
./кВт
ч
- средняя тарифная стоимость одного
С
э
киловатт-часа потреблённой электроэнергии.
30. Показатели удельной стоимости спроектированной
подстанции
37
189
405,12
К



1
056,5
руб.

А
К
удел
.
35200

S
ном
.
ПС
где,
К
S
ном
.ПС-
ПС
- общая стоимость элементов подстанций;
суммарная
номинальная
мощность
силовых
трансформаторов.
31.
Годовые потери электроэнергии в процентах
от годового объёма трансформируемой электроэнергии на
подстанции

 

1037009
,
8

тр
.
ПС
W


100


100

1
,
28
%


.


81196920


W
трансф
.
ПС


32.
Себестоимость
электроэнергии
158
трансформации
15
317
959,6
И






0,189
руб
.
/
кВ
*
ч
.
81196920
произв
.
W
трансф
.
ПС
Список литературы.
1. Справочник по проектированию электроснабжения/Под
ред. Ю.Г.Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.-576 с. –
(Электроустановки промышленных предприятий/Под общ. ред.
Ю.Н.Тищенко и др.).
2. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учеб.
пособие для студ. учреждений сред. проф. образования. – М.:
Издательство «Мастерство», 2002. – 320 с.: ил.
3. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для
курсового и дипломного проектирования по электроснабжению
промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. – М.:
Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.: ил.
4. Правила
устройства
электроустановок
Шестое
издание.
Дополненное
с
исправлениями.
–
М.:
ЗАО
«Энергосервис», 2002. – 608 с.
5. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. Кн. 1.
Производство, передача и распределение электрической
энергии/Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г.Герасимова,
П.Г.Грудинского, Л.А. Жукова и др. – 6-е изд. испр. и доп. – М.:
Энергоиздат, 1982. – 656 с., ил.
6. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2.
Электротехнические изделия и устройства/Под общ. ред.
профессоров МЭИ (гл. ред. И.Н.Орлов) и др. – 7-е изд., испр. И
доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 712 с.: ил.
159
7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование
станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд.,
перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.
8. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных
предприятий. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат,
1983. – 208с., ил.
9. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть
электростанций и подстанций: Справочные материалы для
курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для
вузов. – изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608
с.: ил.
10. ГОСТ 7746-89, Трансформаторы
тока,
Общие
технические условия.
11. ГОСТ 1983-59, Трансформаторы напряжения, Общие
технические условия.
12. Загородский
Я.Т.,
Курбангалиев
У.К.
Сборник
нормативных и методических документов по измерениям,
коммерческому и техническому учёту электрической энергии и
мощности. – М.: ЗАО «Издательство НЦ НАЭС», 1999. – 338 с.
13. Карпов Ф.Ф. и Козлов В.Н. Справочник по расчёту
проводов и кабелей, изд. 3-е, переработ. и доп. М., “Энергия”,
1969г. 264 с.: ил.
14. Инструкция по устройству молниезащиты зданий,
сооружений
и
промышленных
коммуникаций.
–
М.:
Издательство МЭИ, 2004. – 57с.
15. Межотраслевые правила по охране труда (правила
безопасности) при эксплуатации электроустановок. – СПб.:
Издательство ДЕАН, 2002. – 208с.
16. Э.И. Басс, В.Г. Дорогунцев – Релейная защита
электроэнергетических систем. Издательство МЭИ, 2002.
17. Правила
технической
эксплуатации
электроустановок потребителей. – СПб.: Издательство ДЕАН,
2003. – 304с.
160
161