44124

Проектирование районной понизительной подстанции

Дипломная

Энергетика

На данной подстанции по ПУЭ устанавливается 2 трансформатора, это делается из-за того что на ней присутствуют потребители I и II категории. Перерыв в электроснабжение которых для I категории допускается лишь на время автоматического восстановления питания, а для II категории – на время

Русский

2013-11-10

356.24 KB

43 чел.

ВВЕДЕНИЕ

В связи с повсеместным расширением производства, строительства новых предприятий, жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии. В данный момент многие подстанции очень сильно устарели или же их мощности не хватает для питания всех потребителей. Чтобы устранить эту проблему необходимо строить новые подстанции с возможностью их дальнейшего расширения, реконструировать и модернизировать уже имеющиеся подстанции. Все это должно происходить по новым требованиям экономичности и надежности.  

  1.  КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектируемая районная понизительная подстанция служит для приема, преобразования и дальнейшей передачи электроэнергии потребителям.

Все установленное на подстанции оборудование должно быть не очень дорогим, иначе затраты, потраченные на строительство или реконструкцию подстанции будут большими вследствие чего она не окупится и станет не выгодной для эксплуатации.

Также все оборудование должно проходить проверку по разным критериям, чтобы во время эксплуатации возникало как можно меньше аварийных ситуаций и не создавалось угрозы для работы персонала.

На данной подстанции по ПУЭ устанавливается 2 трансформатора, это делается из-за того что на ней присутствуют потребители I и II категории. Перерыв в электроснабжение которых для I категории допускается лишь на время автоматического восстановления питания, а для II категории – на время, необходимое для включения резервного питания силами дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Перерыв же в электроснабжении потребителей III категории допускается на время не превышающего одних суток. Дабы избежать больших перерывов в электроснабжении схема подстанции на стороне высшего напряжения имеет неавтоматическую перемычку благодаря которой можно эксплуатировать оба имеющихся трансформатора через одну линию, или же наоборот, отключать один из трансформаторов. Со стороны низшего напряжения резервирование идет через секционный выключатель, который соединяет две секции шины.

Для обнаружения и предотвращения аварийных режимов на подстанции имеется релейная защита и автоматика. Задача релейной защиты заключается в том, чтобы найти неисправный участок, сообщить об этом персоналу и как можно быстрее подать сигнал на его отключение. К автоматике относятся АПВ и АРВ. АПВ устанавливается на линейных выключателях, а АПВ на секционном выключателе.


  1.   ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

По исходным данным графиков нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки и максимальной нагрузке на шинах высшего напряжения, строим зимний и летний суточные графики нагрузок.

Для начала, активную нагрузку данную нам в процентах, переведем в МВт, по формуле:

где Pmax=52 МВт, а затем приводим к полной мощности:

Таблица 3.1 - Суточный график нагрузки активной и полной мощности в именованных единицах

Время суток, часы

Активная нагрузка, МВт

Полная нагрузка, МВА

Потребители, подключенные к РУ НН

Потребители, подключенные к РУ НН

зимой

летом

зимой

летом

0-6

15,600

5,200

19,500

6,500

6--12

41,600

10,400

52,000

13,000

12--18

52,000

31,200

65,000

39,000

18--24

36,400

20,800

45,500

26,000


Рисунок 3.1 Суточный график нагрузки активной мощности в относительных единицах

Рисунок 3.2 Суточный график нагрузки активной мощности в именованных единицах

Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, а летнего – 182.

По зимнему суточному графику вычисляем коэффициент нагрузки:

                

Коэффициент нагрузки по летнему суточном графику вычисляем аналогично.

По полученным зимнему и летнему суточным графикам построим годовой график по продолжительности нагрузок:

Рисунок 3.3 Годовой график по продолжительности нагрузок

Количество электроэнергии, проходящей через проектируемую подстанцию за год:

Среднегодовая нагрузка РУ НН

Коэффициент заполнения графика

Продолжительность использования максимальной нагрузки подстанции

Время максимальных потерь подстанции

Таблица 3.2 – Результаты расчета по определению параметров , , , ,

Wгод, МВт*ч

Pcp,МВт

Кн

Тим

τ

234093,6

26,723

0,514

4501,800

2888,020


  1.  ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПО ВЫБОРУ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:

где Smax - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

      КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

      Кав  - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (Кав=1,4) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Если хотя бы одно из этих  требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ  14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается  на 30 %  (Кав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения ) по шкале ГОСТ 9680-77.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=1,4.

Ближайшее номинальное по шкале ГОСТ 9680-77Е значение: 40 МВА.

Вариант для сравнения: 63 МВА.

Рассмотрим два возможных варианта установки трансформаторов: два трансформатора марки ТРДН – 40000/110 и два трансформатора марки ТРДН – 63000/110. Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.                                                                                                                         


Таблица 4.1 – Технические данные трансформаторов

В а

р и а н т

Тип

Sном, МВ∙А

Пределы регулирования

Каталожные данные

Расчетные данные

Uном обмоток, кВ

ик, %

∆Рк, кВт

∆Рх, кВт

Iх, %

Rт, Ом

Xт, Ом

∆Qх, квар

ВН

НН

 

 

 

 

 

 

 

1

ТРДН-40000/110

40

±9x1,78%

115

10,5-10,5

10,5

172

36

0,65

1,4

34,7

260

2

ТРДЦН-63000/110 (ТРДН)

63

+9x1,78%

115

10,5-10,5

10,5

260

59

0,6

0,87

22

410

Стоимость сооружения трансформаторной подстанции определим с помощью [12, стр. 324, табл. 7.20] и коэффициента удорожания Kуд=3. Стоимость подстанции с двумя трансформаторами марки ТРДН – 40000/110 составляет 43800 тыс. рублей. А стоимость сооружения подстанции с двумя трансформаторами марки  ТРДН – 63000/110 составляет 54000 тыс. руб.

Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку.

В трехфазных  двухобмоточных  трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

,

      Sном  – номинальная  мощность трансформатора.

Smax ВН  – максимальная нагрузка трансформатора

nколичество трансформаторов на подстанции

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов

где

Кэк = 0,08 кВт/кВАр – экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Реактивные потери холостого хода трансформатора

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора

, кВт,  приведенные потери холостого хода трансформатора,

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр – экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

,кВт, приведенные потери короткого замыкания трансформатора;

При этом принимают SНН,1 = SНН,2 = 0,5SН и Ркз,НН,1 =  Ркз,НН,2 = 0,5Ркз,ВН-НН двухобмоточного трансформатора той  же мощности с нерасщепленной обмоткой, τВН = τНН1 = τНН2 = 2888 ч.

Проведем расчет трансформатора марки ТРДН 40000/110

кВт;

кВт;

Р’кз,НН,1 =  Р’кз,НН,2 = 0,5∙701,2=350,6 кВт;

Аналогично проведен расчет трансформатора марки ТРДН – 63000/110. Результаты расчеты представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.3 – Результаты расчета годовых потерь трансформатора марки ТРДН -63000/110.

Тип тр-ра

P'xx, кВт

Uкз,%

Qкз, кВАр

P'кз

(ВН-НН),

кВт

P'кз (НН1), кВт

P'кз (НН2), кВт

Smax (ВН), МВА

Smax (НН1), МВА

Smax (НН2), МВА

ΔWT1,год, кВт*ч

ТРДН- 63000/110

91,8

10,5

6615

789,2

394,6

394,6

65

32,5

32,5

3124733,1

Два варианта установки трансформаторов, проходящие для рассмотрения по требованиям обеспечения надежности электроснабжения. Их технико-экономические каталожные данные представлены в таблице 4.3.


Таблица 4.3 – Техническо-экономические данные трансформаторов

Марка трансформатора

Sн, МВА

n

К, тыс.руб.

ΔW, тыс. кВтч/год

ТРДН-40000/110

40

2

43800

3342172,67

ТРДН- 63000/110

63

2

54000

3124733

где Sн – номинальная мощность трансформатора, МВА;

n – число трансформаторов на подстанции;

K – стоимость сооружения подстанции с данным трансформатором, тыс. руб.;

- потери электроэнергии в год, тыс. кВтч.

Расчет экономических показателей.

Выручка от реализации:

где R – выручка от реализации электроэнергии в i-ом году, тыс. руб.;

W – объем трансформируемой электроэнергии, тыс.кВтч;

I – индекс (равный 0,07-0,3) к стоимости объема передаваемой энергии. Принимаем в нашей работе I =0,3

Сэ – тариф на электроэнергию, руб./кВт∙ч.

Примечание: выручка рассчитывается с 2014 по 2025 год. Так как первые три года подстанция или СЭС не работает. Идет строительство.

Капиталовложения в СЭС:

Капиталовложения распределены следующим образом:

2012 г. – 20% от К

2013 г. – 50% от К

2014 г. – 30% от К

Издержки на потери:

Издержки на обслуживание:

Иобсл – рассчитывается с 2014г. По 2022г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.

К – капиталовложения, руб.

Валовая прибыль (прибыль от реализации)

Отчисления на налоги и сборы:

Чистая прибыль

Удельная себестоимость трансформации электроэнергии:

Чистый доход без дисконтирования:

где ЧД – чистый доход на i-ом году, тыс. руб.;

K – расходы на сооружения подстанции в i-ом году, тыс. руб.

Примечание: чистая прибыль в 2012-2014 составляет 0 рублей, а расходы на сооружение с 2015 года равны 0.

Чистый дисконтированный доход:

где α – заданный коэффициент дисконтирования.

Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом:

Примечание: при расчете чистого дисконтированного дохода с нарастающим итогом  в 2012 году Эинт.2012=ЧДД2012.

Индекс доходности

С помощью формул 4.17 – 4.17, в определенном порядке заполняем таблицы 4.4 и 4.5 для обоих вариантов расчета экономической мощности.  Основываясь на расчетных данных таблиц 4.4 и 4.5, подведем итог технико-экономического сравнения в таблице 4.6.


Таблица 4.4 – Расчеты технико-экономических показателей  варианта №1

Показатели

Обозначения

Ед. изм.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Выручка от реализации

R

тыс. руб.

 

 

 

56302,70

57612,06

58921,43

60230,79

62849,52

66777,62

70705,71

71491,33

72276,95

Капиталовложения

К

тыс. руб.

10320,00

7740,00

7740,00

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тариф на электроэнергию

Сэ

руб/кВт· час

1,80

1,95

2,10

2,15

2,20

2,25

2,30

2,40

2,55

2,70

2,73

2,76

Уд. Стоимость трансформации эл. Энергии

Sу

руб/кВт· час

 

 

 

0,1904

0,1903

0,1902

0,1901

0,1900

0,1898

0,1897

0,1897

0,1896

Затраты на потери эл. Энергии в СЭС

Ипот

тыс. руб.

 

 

 

2246,36

2298,60

2350,84

2403,08

2507,57

2664,29

2821,01

2852,36

2883,70

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

Иобсл

тыс. руб.

 

 

 

1548,00

1548,00

1548,00

1548,00

1548,00

1548,00

1548,00

1548,00

1548,00

Валовая прибыль

П

тыс. руб.

 

 

 

52508,33

53765,46

55022,58

56279,71

58793,95

62565,33

66336,70

67090,97

67845,25

Налоги и сборы

Инал

тыс. руб.

 

 

 

31505,00

32259,27

33013,55

33767,82

35276,37

37539,20

39802,02

40254,58

40707,15

Чистая прибыль

Пчист

тыс. руб.

 

 

 

21003,33

21506,18

22009,03

22511,88

23517,58

25026,13

26534,68

26836,39

27138,10

Чистый доход(без дисконтирования)

ЧД

тыс. руб.

-10320,00

-7740,00

-7740,00

21003,33

21506,18

22009,03

22511,88

23517,58

25026,13

26534,68

26836,39

27138,10

Коэффициент дисконтирования

α

о.е.

1,33

1,21

1,10

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

Чистый дисконтированный доход

ЧДД

тыс. руб.

-13725,60

-9365,40

-8514,00

21003,33

19570,63

18267,50

16883,91

15991,96

15516,20

14859,42

13686,56

12754,91

Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом

Эинт

тыс. руб.

-13725,60

-23091,00

-31605,00

-10601,67

8968,96

27236,46

44120,37

60112,33

75628,53

90487,95

104174,51

116929,41

Рентабельность продукции

ρ

%

 

 

 

37,30431

37,32931

37,35319

37,37604

37,41887

37,47683

37,52834

37,53796

37,54738


Таблица 4.5 – Расчеты технико-экономических показателей  варианта №2

Показатели

Обозначения

Ед. изм.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Выручка от реализации

R

тыс. руб.

 

 

 

56302,70

57612,06

58921,43

60230,79

62849,52

66777,62

70705,71

71491,33

72276,95

Капиталовложения

К

тыс. руб.

13200,00

9900,00

9900,00

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тариф на электроэнергию

Сэ

руб/кВт· час

1,80

1,95

2,10

2,15

2,20

2,25

2,30

2,40

2,55

2,70

2,73

2,76

Уд. Стоимость трансформации эл. Энергии

Sу

руб/кВт· час

 

 

 

0,1917

0,1916

0,1915

0,1915

0,1913

0,1911

0,1909

0,1908

0,1908

Затраты на потери эл. Энергии в СЭС

Ипот

тыс. руб.

 

 

 

2384,58

2440,04

2495,49

2550,95

2661,86

2828,22

2994,59

3027,86

3061,14

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

Иобсл

тыс. руб.

 

 

 

1980,00

1980,00

1980,00

1980,00

1980,00

1980,00

1980,00

1980,00

1980,00

Валовая прибыль

П

тыс. руб.

 

 

 

51938,11

53192,02

54445,93

55699,84

58207,66

61969,39

65731,12

66483,47

67235,81

Налоги и сборы

Инал

тыс. руб.

 

 

 

31162,87

31915,21

32667,56

33419,91

34924,60

37181,63

39438,67

39890,08

40341,49

Чистая прибыль

Пчист

тыс. руб.

 

 

 

20775,25

21276,81

21778,37

22279,94

23283,06

24787,76

26292,45

26593,39

26894,32

Чистый доход(без дисконтирования)

ЧД

тыс. руб.

-13200,00

-9900,00

-9900,00

20775,25

21276,81

21778,37

22279,94

23283,06

24787,76

26292,45

26593,39

26894,32

Коэффициент дисконтирования

α

о.е.

1,33

1,21

1,10

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

Чистый дисконтированный доход

ЧДД

тыс. руб.

-17556,00

-11979,00

-10890,00

20775,25

19361,90

18076,05

16709,95

15832,48

15368,41

14723,77

13562,63

12640,33

Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом

Эинт

тыс. руб.

-17556,00

-29535,00

-40425,00

-19649,75

-287,86

17788,19

34498,14

50330,63

65699,04

80422,81

93985,43

106625,77

Рентабельность продукции

ρ

%

 

 

 

36,89920

36,93117

36,96172

36,99094

37,04573

37,11986

37,18575

37,19806

37,21010


Таблица 4.6 – Технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов

Показатель

Единица измерения

I вариант

II вариант

Напряжение

кВ

110/10

110/10

Мощность

МВА

2×40

2×63

Число часов использования максимума

ч∙год

4501,8

4501,8

Капиталовложения

тыс. руб.

43800

54000

Интегральный эффект

тыс. руб.

544717,94

531876,26

Индекс доходности

руб/руб

10,15

8,04

Срок окупаемости

лет

2,6

2,8

Рентабельность продукции

%

38,92

38,90

ВНД проекта

%

83,36

75,41

Рис 4.1 – Графическое определение сроков окупаемости проектов

Вывод:

На основании анализа экономической эффективности можно утверждать, что рассматриваемый проект является экономически выгодным, так как срок окупаемости составляет 5,6 года, что меньше срока окупаемости инвестиций 8 лет, который является наиболее объективным для энергетики.

Кроме того, в проект стоит вкладывать средства, так как индекс доходности проекта больше единицы (ИД=2,18 руб./руб.).

ВНД проекта 30%. При расчете ожидаемых технико-экономических показателей энергетического объекта, задавались нормой доходности рубля 10%. Фактическое значение нормы доходности рубля гораздо выше. Окончательное решение за инвестором после того, как он сравнит ВНД проекта с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (40% от мощности).

Sав=65∙0,6=39 МВА

Sдоп=Sном∙Кав=40∙1,4=56 МВА

Sдоп > Sав

56 >39

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.

  1.  ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ.

Так как подстанция является ответвительной, выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии на ВН и две, секционированные выключателями, системы шин на НН.

Работа схемы:

-  в нормальном режиме выключатели Q1, Q2, Q3, Q4, Q5 и Q6 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 и QS2. Разъединители QS1, QS4, QS5, QS6, QS7, QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется по двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители, а затем через трансформаторы;

- при выводе в ремонт линии W1(W2) или ее повреждении отключаются выключатель Q1, Q3 и Q4 (Q2, Q5 и Q6) и трансформатор Т1 (Т2) на некоторое время остается без питания, при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР), будут включены секционные выключатели QB1 и QB2  и электроснабжение потребителей не нарушиться;

 -  при повреждении трансформатора Т1 (Т2) газовая защита, дифференциальная защита или максимально токовая защита отключает выключатели на низшей стороне Q3   и Q4 (Q5 и Q6) трансформатора и на высшей стороне Q1 (Q2). После этого на стороне низшего напряжения действием АВР будет включен секционный выключатель и электроснабжение потребителей не нарушиться.

Недостатком данной схемы является, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. 

Рисунок 5.1 – Главная схема электрических соединений ПС (упрощенная)


  1.  РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора (проверки) электрических аппаратов, шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ (реакторов), а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

В этом разделе будем проводить расчет токов симметричного КЗ для двух расчетных точек: на шинах ВН и НН проектируемой подстанции.

  Определим исходные данные для расчета. Трансформаторы и генераторы выбираем по каталогу в соответствии с исходными данными.

Генераторы

Таблица 6.1

Вид

Рн, МВт

UН, кВ

cos𝜑

Sн,МВА

n, шт.

ТВФ-120-2

100

10,5

0,192

0,8

125

1

Трансформаторы

Таблица 6.2

Вид

n, шт.

Sн,МВА

Uквн-сн,%

Uквн-нн,%

Uксн-нн,%

АТДЦТН-63000/220/110 (Т5,Т6)

2

63

11

35,7

21,9

ТРДЦН-63000/110 (Т26,Т27)

2

63

-

10,5

-

ТДН-16000/110 (Т15,Т16)

2

16

-

10,5

-

Линии

Таблица 6.3

Обозначение

L, км

W3

140

W6

80

W8

55

W9

20

W10

10

W11

10

Система

Таблица 6.4

Uном, кВ

Sкз, МВА

220

3000


Расчет будем производить в относительных единицах с приближенным приведением. Принимаем следующие базисные условия:

Sб=1000 МВА,

Uб=Uср.ст.= Uосн.ст.=115 кВ

 

Составляем однолинейную расчетную схему замещения.

                  

Рисунок 6.1 – Расчетная схема замещения

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Все расчеты далее производятся в относительных единицах, но для удобства написания знак * опускается (если величина в именованных единицах, ставится ее размерность).

Сопротивление системы:

где Sб – базисная мощность

Sс – мощность системы

Сопротивления линий:

где Xo – погонное реактивное сопротивление линии

l – длина линии

nц – количество цепей в линии

Uб.ст. – напряжение ступени, где расположена линия

Сопротивления обмоток двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН [9, c.101]:

где Uк вн – напряжение короткого замыкания для обмотки высшего напряжения

Uк нн – напряжение короткого замыкания для обмотки низшего напряжения

Sном – номинальная мощность трансформатора

nт – количество однотипных трансформаторов

Uк вн-нн – напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и НН

 

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

где Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора

Сопротивление генераторов:

где Xdсверхпереходное сопротивление генератора

Рассчитаем токи КЗ при коротком замыкании на шинах ВН (точка К1). Преобразуем схему замещения в эквивалентную и определим результирующие сопротивления цепей генератора и системы. Сопротивления нагрузок не учитываем, так как они косвенно учтены в расчетных кривых.

Рисунок 6.2 – Эквивалентная схема замещения для К1

Рисунок 6.3 – Эквивалентная схема замещения для К1

Определяем результирующее сопротивление схемы (см. рисунок 6.3):

Находим коэффициенты токораспределения по ветвям. Полагаем С=1, тогда:

Расчетные сопротивления ветвей:

Для всех моментов времени:

По расчетным кривым определим периодические составляющие тока КЗ для ТЭЦ:

Для определения периодической составляющей токов КЗ в именованных единицах необходимо рассчитать суммарный номинальный ток источника, приведенный к ступени напряжения, где рассматривается КЗ.

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0 секунд:

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0,1 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0,1 секунд:

Определим ударный ток трехфазного КЗ в точке К1. Ударные коэффициенты ку и постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та взяты из [9, с 25]: ку=1,8, Та=0,042с.

Определим апериодическую составляющую тока трехфазного КЗ в точке К1 для момента времени τ=tсв+0,01 с (0,01 с – минимальное время срабатывания релейной защиты). На стороне ВН предполагается устанавливается высоковольтный выключатель, среднее время срабатывания которого равно tсв=0,05 с (τ=0,06 с).

Расчет тока КЗ при коротком замыкании на шинах НН (точка К2) производится аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 6.5

Таблица 6.5 – Сводная таблица токов КЗ в расчетных точках.

Точка КЗ

Iпk(0), кА

Iпk(0,1), кА

iу, кА

iа,τ, кА

На шинах ВН

3,494

3,393

8,867

1,484

На шинах НН

1,666

1,666

4,229

0,708

Таким образом, расчет показал, что токи, возникающие при КЗ на проектируемой подстанции, малы и современные выключатели вполне способны отключить их. Следовательно, ограничения токов КЗ не требуется.


  1.   ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ.

7.1. Выбор и проверка сборных шин на стороне НН

На стороне 10 кВ ПС применяются жесткие шины прямоугольного  сечения. Выбор сборных шин проводится по максимальному длительному току нагрузки. Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле:

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения из сплава алюминия АД331Т1 1008 мм с площадью поперечного сечения 797 мм2 и допустимым длительным током Iдоп.= 1625 А [2].  Шины на изоляторах располагаем плашмя.

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

где Та=0,042 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах НН;

tотк=tрз+tо.в.=0,06 с – расчетное время отключения КЗ, включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя tо.в.=0,05 с, минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=0,01 с.

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:

где с – функция, зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас1/2/мм2 [9. табл. 3.16].

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Электродинамическая стойкость.

Определяем пролет l 

, [3, стр. 220], где

f0, Гц, собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;  

l, м, длинна пролета между изоляторами;

J, см4, момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы;

q, см2, поперечное сечение шины;

, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4;

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,42 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем  l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, равно:

где а – расстояние между осями соседних фаз (определяется габаритными размерами ячейки КРУН), примем а=0,22 м;

iу – ударный ток трехфазного КЗ на шинах НН, А

Напряжение в материале однополосной шины:

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см3. Для шины, расположенной плашмя:

где l – длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.\

Шины будут динамически стойкими, если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого доп.расч..Выбираем в качестве материала для шин алюминий.

Таблица 7.1 – выбор сборных шин на низшем напряжении

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uуст =10 кВ

Uном =10 кВ

Uуст = Uном

Iраб max НН = 1618,497 А

Iдоп = 1625 А

Iраб max НН < Iдоп

qmin = 6,07 мм2

qст = 797 мм2

qmin < qст

σ расч = 0,095 МПа

σ доп = 137,2 МПа 

σ расч  < σ доп

7.2. Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН

Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые И16-80 УХЛЗ с Uном,из=10 кВ (Uном,изUном,уст.) [7. табл. 5.7], Fразр=16000 Н, h=130 мм.

Проверка на допустимые нагрузки.

где кзап – коэффициент запаса прочности, принимаем кзап=0,6

где Кh=2,85 - поправочный коэффициент на высоту шины, расположенной плашмя.

Условие Fрасч < Fдоп. (34,46 Н < 9600 Н) выполнено, значит, опорные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/2000-12,5 УХЛ 1 [2], U=10 кВ, Iном = 2000А, Fmin изг =12500 Н, h = 640 мм.

Проверка на максимально допустимый ток.

I раб max = 1618,497 А

Iном = 2000 А

Условие I раб max < Iном выполняется.

Проверка по допустимой нагрузке.

, Н;

- расстояние от торца головки проходного изолятора до оси ближайшего опорного изолятора шины той же фазы, см

, Н;

Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н.

Условие Fрасч < Fдоп. (Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н) выполнено, значит, проходные изоляторы проходят по механической прочности.

7.3. Выбор и проверка шин между трансформатором и КРУ (НН)

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

где Та=0,042 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах НН;

tотк=tрз+tо.в.=0,06 с – расчетное время отключения КЗ, включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя tо.в.=0,05 с, минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=0,01 с.

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:

где с – функция, зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас1/2/мм2 [9. табл. 3.16].

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Электродинамическая стойкость.

Определяем пролет l 

, [3, стр. 220], где

f0, Гц, собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;  

l, м, длинна пролета между изоляторами;

J, см4, момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы;

q, см2, поперечное сечение шины;

, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4;

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,42 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем  l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, равно:

где а – расстояние между осями соседних фаз (определяется габаритными размерами ячейки КРУН), примем а=0,22 м;

iу – ударный ток трехфазного КЗ на шинах НН, А

Напряжение в материале однополосной шины:

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см3. Для шины, расположенной плашмя:

где l – длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.\

Шины будут динамически стойкими, если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого доп.расч..Выбираем в качестве материала для шин алюминий.

Таблица 7.1 – выбор сборных шин на низшем напряжении

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uуст =10 кВ

Uном =10 кВ

Uуст = Uном

Iраб max НН = 1618,497 А

Iдоп = 1625 А

Iраб max НН < Iдоп

qmin = 6,07 мм2

qст = 797 мм2

qmin < qст

σ расч = 0,095 МПа

σ доп = 137,2 МПа 

σ расч  < σ доп

7.2. Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН

Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые И16-80 УХЛЗ с Uном,из=10 кВ (Uном,изUном,уст.) [7. табл. 5.7], Fразр=16000 Н, h=130 мм.

Проверка на допустимые нагрузки.

где кзап – коэффициент запаса прочности, принимаем кзап=0,6

где Кh=2,85 - поправочный коэффициент на высоту шины, расположенной плашмя.

Условие Fрасч < Fдоп. (34,46 Н < 9600 Н) выполнено, значит, опорные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/2000-12,5 УХЛ 1 [2], U=10 кВ, Iном = 2000А, Fmin изг =12500 Н, h = 640 мм.

Проверка на максимально допустимый ток.

I раб max = 1618,497 А

Iном = 2000 А

Условие I раб max < Iном выполняется.

Проверка по допустимой нагрузке.

, Н;

- расстояние от торца головки проходного изолятора до оси ближайшего опорного изолятора шины той же фазы, см

, Н;

Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н.

Условие Fрасч < Fдоп. (Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н) выполнено, значит, проходные изоляторы проходят по механической прочности.

7.5 Выбор и проверка  кабелей на отходящих линиях.

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6-10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

На линиях, отходящих к потребителям, выберем силовые кабели типа ААШв, так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью, без блуждающих токов. Сечение жил будем выбирать по экономической плотности тока по формуле (7.11). Для кабелей jЭК = 1,2 А/мм2.

где n – число отходящих фидеров

Выбираем алюминиевые кабели на 10 кВ 3х жильные, прокладка в земле со средней коррозийной активностью без блуждающих токов с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке [7. табл. 4.7].

Марка кабеля ААШв 3х50, Iдоп = 180 А [7. табл. 7.10]

Найдем рабочий максимальный ток кабеля:

где   kθпоправочный коэффициент на температуру окружающей среды, он равен 1 [4,стр. 409]

 kнпоправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей, он равен 1 [7, стр. 408]

kа.пкоэффициент, учитывающий дополнительную аварийную перегрузку кабелей, он равен 1 [4, стр. 410]

Условие Iдоп > Iраб max (180 А > 160,56 А) выполняется.

Проверка на термическую стойкость.

Проверим выбранных кабелей на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле (7.2).

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле (7.3). Для алюминиевых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией с =100 Ас1/2/мм2 [3. табл. 3.14].

Условие qmin < qст выполняется (5,526 мм2 < 50 мм2).

Таблица 7.3 - Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uуст=10 кВ

Uном=10 кВ

Uуст= Uном

Iраб max =160,56 А

Iдоп = 180 А

Iдоп > Iраб max

qmin = 5,526  мм2

qкаб = 50 мм2

qmin < qст

7.6. Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН.

Ошиновку открытых РУ 110 кВ выполняем гибкой. Применяем сталеалюминевые провода марки АС. Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока. Найдем рабочий ток на стороне ВН по формуле:

Экономическое сечение рассчитывается по формуле (7.11):

Согласно ПУЭ, условию проверки на коронирование при напряжении 110 кВ удовлетворяют провода с минимально допустимым сечением 70 мм2. Выбираем провод АС-240/29 с Iдоп.= 610 А.

Проверим провод на максимальный длительный ток нагрузки. Максимальный рабочий ток на стороне ВН определяется по формуле:

Условие Iдоп. Imax.раб.ВН выполнено (610 А > 294,272 А).

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле (7.2):

где Та=0,04 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах ВН;

tотк=tрз+tо.в.=0,06 с – расчетное время отключения КЗ, включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле (7.3):

где с – функция, зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас1/2/мм2 [9. табл. 3.16].

Условие qmin < qст выполняется (0,486 мм2 < 610 мм2).

На электродинамическую стойкость не проводим ввиду больших расстояний между фазами.

Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. по ПУЭ для напряжения 110 кВ этому условию удовлетворяют все провода, сечения которых больше 70 мм2.

7.7. Выбор изоляторов на стороне высшего напряжения.

Выбор подвесных изоляторов.

На стороне 110 кВ выбираем опорные подвесные изоляторы типа ПС – 70 Д в количестве 8 шт. на фазу.

7.8. Выбор и проверка высоковольтных выключателей.

7.8.1 Выбор и проверка выключателей на стороне высшего напряжения.

На стороне высшего напряжения выбираем выключатель вакуумный ВБЭ-110-20/1250 У3 предназначен для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 110кВ и номинальной частоте 50 Гц [2].


Проверка выключателей:

  1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (110 кВ = 110 кВ)

  1. По номинальному току:

Imax.раб.ВНIном выкл (210,19 А ≤ 1250 А)

  1. Проверка по отключающей способности:                            3.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 20 кА ≥ Iпk = 3,497 кА

  1. Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

57,884 кА ≥ 6,41 кА                                                                                                        

  1. Проверка на термическую стойкость:

1200 кА2·с  ≥ 1,956 кА2·с  

  1. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.

Таблица 7.4 – Выбор и проверка выключателя на стороне ВН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

ВГБУ-110II40/2000У1

Uном уст = 110 кВ

Uном выкл = 110 кВ

Uном уст Uном выкл

Imax.раб.ВН =

=210,19А

Iном выкл = 1250 А

Iном выклImax.раб.ВН  

Iпk = 3,494 кА

Iном откл = 20 кА

Iном откл ≥ Iпk

= 6,41 кА

=57,884 кА

Iпk = 3,494 кА

I пр скв = 125 кА

I пр сквIпk

К выключателю выбираем электромагнитный привод типа ШПЭ-44П.


7.8.2 Выбор и проверка выключателей на стороне низшего напряжения.

Выбираем КРУН К 59-У1 м. Для этого КРУН предусматривается установка вакуумного выключателя ВВЭ-М-10 [2]. Вакуумные выключатели серии ВВЭ-М-10 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ.

Проверка выключателей:

  1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

  1. По номинальному току:

Imax.раб.ННIном выкл (1618,497 А ≤ 2000 А)

  1. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения
  2. Проверка по отключающей способности:                            3.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ≥ Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

57,4108 кА ≥ 2,349 кА                                                                                                        

  1. Проверка на термическую стойкость:

7500 кА2·с  ≥ 0,278 кА2·с  

  1. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 100 А, отключения – 2,5 А.


Таблица 7.5 – Выбор и проверка выключателей на стороне НН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

ВГБУ-110II40/2000У1

Uном уст = 10 кВ

Uном выкл = 10 кВ

Uном уст Uном выкл

Imax.раб.НН = 1618,497 А

Iном выкл = 2000 А

Iном выклImax.раб.НН  

Iпk = 1,666 кА

Iном откл = 40 кА

Iном откл ≥ Iпk

= 2,349 кА

iуд(3) = 4,229 кА

iпр скв = 128 кА

iпр сквiуд(3)

Iпk = 1,666 кА

I пр скв = 40 кА

I пр сквIпk

7.8.3 Выбор и проверка выключателей на отходящих фидерах.

Выбираем КРУН К 59-У1 м. Для этого КРУН предусматривается установка вакуумного выключателя ВВЭ-М-10 [2]. Вакуумные выключатели серии ВВЭ-М-10 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ.

Проверка выключателей:

  1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

  1. По номинальному току:

Imax.раб.ННIном выкл (1618,497 А ≤ 2000 А)

  1. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения
  2. Проверка по отключающей способности:                            3.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ≥ Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

57,4108 кА ≥ 2,349 кА                                                                                                        

  1. Проверка на термическую стойкость:

7500 кА2·с  ≥ 0,278 кА2·с  

  1. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 100 А, отключения – 2,5 А.


Таблица 7.5 – Выбор и проверка выключателей на стороне НН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

ВГБУ-110II40/2000У1

Uном уст = 10 кВ

Uном выкл = 10 кВ

Uном уст Uном выкл

Imax.раб.НН = 1618,497 А

Iном выкл = 2000 А

Iном выклImax.раб.НН  

Iпk = 1,666 кА

Iном откл = 40 кА

Iном откл ≥ Iпk

= 2,349 кА

iуд(3) = 4,229 кА

iпр скв = 128 кА

iпр сквiуд(3)

Iпk = 1,666 кА

I пр скв = 40 кА

I пр сквIпk

7.9. Выбор и проверка разъединителей.

Выбор разъединителей производится по номинальному напряжению, номинальному току, по конструкции и роду установки. Выполняется проверка на электродинамическую и на термическую стойкость. Выбор также проведем в табличной форме. К каждому аппарату по каталогу выбирается привод.

Выбираем разъединители для наружной установки РДЗ-110/1000Н.УХЛ1со встроенным приводом ПР-2Б-УХЛ1 [2].

Тип

Uном, кВ

Iном, А

Iдин, кА

Iтер, кА

tтер, с

Тип привода

РДЗ-110/1000Н.УХЛ1

110

1000

63

25

3

ПР-2Б-УХЛ1

Проверка выключателей:

  1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном раз (110 кВ = 110 кВ)

  1. По номинальному току:

Imax раб ВНIном раз (210,19 А ≤ 1000 А)

  1. Наружная установка, двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами
  2. Проверка на динамическую стойкость:                            

Iдин стойк = 80 кА ≥ Iпk = 3,494 кА


  1. проверка на термическую стойкость
  2. главных ножей:

1875 кА2·с ≥1,96 кА2·с

  1. заземляющих ножей:

625 кА2·с  ≥ 1,96 А2·с   

Таблица 7.6 – Выбор и проверка коммутационных аппаратов на стороне ВН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

РНДЗ 1-110/630 Т1

Uном уст =110 кВ

Uном раз =110 кВ

Uном уст = Uном раз

Imax раб ВН = 210,19 А

Iном раз = 1250 А

Iном разImax раб ВН  

Iпk = 3,494 кА

Iдин стойк = 80 кА

Iдин стойк ≥ Iпk

Главные ножи: 1875 кА2·с

Заземляющие ножи: 625 кА2·с  

7.10. Выбор контрольно-измерительных приборов.

7.10.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы

Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-5000/5 с параметрами: Iном 1=5000А,

 Iном 2=5А, Uном=10 кВ [4,табл. 5.11].

Iраб max НН = 1618,497 < Iном 1=5000А.

Выбираем трансформатор типа ТВТ 110-I-1000/5 с параметрами Iном 1=300А,

Iном 2=5А, Uном=110 кВ [4, табл. 5.11].

Iраб max ВН =210,19 < Iном 1=150А

Данные трансформаторы используются для продольной дифференциальной защиты трансформатора.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

75385. Способы выражения информации о виде. Типы видовых основ и регулярные способы видообразования 25.5 KB
  Способы выражения информации о виде. Типы видовых основ и регулярные способы видообразования. Способы выражения информации о виде. с глаголами совершеного вида: нельзя сказать кончить прочитать редкий способ.
75386. Категория времени у причастий и деепричастий. Абсолютная и относительная временная ориентация. Условия конкуренции абсолютной и относительной ориентации в русском 20.46 KB
  Причастия сохраняют видовое значение глагола и при помощи специальных суффиксов выражают значение времени – настоящего или прошедшего. Соответственно все причастия делятся на причастия настоящего и прошедшего времени. Причастия наст. Причастия прош.
75387. Типы употреблений форм времени. Настоящее актуальное и неактуальное. Переносные употребления форм времени 27.17 KB
  Настоящее актуальное и неактуальное. конкретизируется как настоящее момента речи . Выделяются две основные разновидности прямого употребления форм настоящего времени: настоящее актуальное конкретное настоящее время момента речи и настоящее неактуальное. Настоящее актуальное характеризуется признаком отнесенности действия к моменту речи: Кажется гдето звонят – говорит АняЧех.
75388. Морфологическая категория лица 43.32 KB
  Значения и употребления форм 1го лица единственного и множественного числа С грамматической точки зрения наиболее устойчива и наименее многозначна форма 1го лица единственного числа как форма субъекта речи. Кроме того форма 1го лица единственного числа иногда служит для обозначения обобщенного субъекта и в этом случае индивидуальноличное значение ее ослабевает. Гораздо более сложны и разнообразны возможности непрямого переносного употребления 1го лица множественного числа. Так на формах глагола отражается экспрессивное...
75389. Морфологическая безличность 23.56 KB
  Морфологически безличный глагол имеет ограниченную парадигму: только форму 3 лица ед. и форму ср. Если у глагола есть форма мн. Речь идет только о наборе форм а не о семантике.
75390. Типы спряжения русского глагола 17.76 KB
  Все глаголы разделяются на два спряжения: первое и второе. К первому спряжению относятся глаголы имеющие следующие флексии: 1 л. Ко второму спряжению относятся глаголы имеющие следующие флексии: 1 л. глаголы...
75391. Категория морфологического залога в РЯ 23.5 KB
  Категория морфологического залога в РЯ Залог в широком смысле – сфера информации об объекте действия. Залог может быть как чисто синтаксическим так и семантическим. Залог – синтаксическая категория. залог диатеза – расположение субъекта и объекта позиция субъекта в высказывании.
75392. Модальность и наклонение 13.94 KB
  выражается поразному. – только то что выражается спрягаемыми глагольными формами в позиции сказуемого. выражается парадигматически и аналитически. Изъявительное – выражается системой времён при участии вида – через видовременную систему; Повелительное – см.