86373

Электроснабжение района города на 63 тыс. жителей

Дипломная

Энергетика

Подстанции не допускается размещать под помещениями производств с мокрым технологическим процессом, душевыми, уборными, ванными и т.д. Исключения возможны лишь при перекрытиях из монолитного бетона и надёжной гидроизоляции. Необходимо применять меры защиты ТП от возможных повреждений при расположении в непосредственной близости от путей кранов и внутрицехового транспорта.

Русский

2015-04-05

3.75 MB

2 чел.


ВВЕДЕНИЕ

Города являются крупными потребителями электроэнергии, так как в них проживает не только большая часть населения, но и расположено также большое количество промышленных предприятий.

В зависимости от размера города для питания потребителей, расположенных на его территории, должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения. Система электроснабжения охватывает всех потребителей города, включая промышленные предприятия.

Малые города часто располагаются вблизи крупных промышленных предприятий, имеющих самостоятельные системы электроснабжения.

Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей. Для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением          6–10 кВ и сеть общего пользования напряжением 0,38 кВ.

Для городов характерен рост электропотребления, что требует систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления связан не только с увеличением количества жителей и развитием промышленности, но также с беспрерывным проникновением электрической энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.

Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой энергии. Таким образом, сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает определённое народно-хозяйственное значение.

Под системой электроснабжения города  понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

Система электроснабжения города представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений. Она включает электроснабжающие сети (линии напряжением 35 кВ и выше, понижающие подстанции   35-110/6-10 кВ), распределительные сети (линии напряжением 6-10 кВ и 0,4/0,23 кВ) и трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ.

Основные показатели системы определяются местными условиями: размерами города, наличием источников питания, характеристиками потребителей и т.п.

Городские электрические сети напряжением 6-10 кВ характерны тем, что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по надёжности электроснабжения. Естественно, это требует и надлежащего построения схемы сети.

В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям, размещению, оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не разрешается встраивать в жилые здания, школы, больницы, спальные корпуса санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением взрывоопасны, их не разрешается размещать под и над помещениями, в которых могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.

Подстанции не допускается размещать под помещениями производств с мокрым технологическим процессом, душевыми, уборными, ванными и т.д. Исключения возможны лишь при перекрытиях из монолитного бетона и надёжной гидроизоляции. Необходимо применять меры защиты ТП от возможных повреждений при расположении в непосредственной близости от путей кранов и внутрицехового транспорта.

Повышению надёжности электроснабжения потребителей способствует применение автоматизированных разомкнутых схем сетей с резервированием на стороне высокого или низкого напряжения. Таковы, в частности, двухлучевая и многолучевая схемы, нашедшие практическое применение в сетях Киева и других городов Украины.


1 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 63 тыс. жителей. Предполагается, что район города будет состоять из 32 шестнадцатиэтажных домов с электроплитами и 67 девятиэтажных домов с газовыми плитами. Шестнадцатиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом: 12 домов по 127 квартир, 14 домов по 381 квартире, 6 домов по 508 квартир. Девятиэтажные дома с газовыми плитами будут распределяться так: 28 домов по 72 квартиры, 23 дома по 108 квартир и 16 домов по 144 квартиры. Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 16 710. Кроме того, в районе предусматривается размещение 5 школ по 650 мест, 7 детских садов по 600 мест, 7 промтоварных, 7 продовольственных и 3 универсальных магазинов, 3 ресторанов по 95 мест, 5 кафе, 4 кинотеатров, 2 больниц по 500 мест, 2 гостиниц по 800 мест, 2 поликлиник  по 1000 мест, 4 отделений почты, 3 химчисток, 2 учебных заведений по 1000 мест, 3 парикмахерских, 3 учреждений, 3 лабораторных корпусов, 6 аптек. В районе предусмотрено размещение трех заводов мощностью соответственно 2500, 3050 и 4100 кВт. Общая площадь района S=6 кв. км, длина – 3 км, ширина – 2 км. Расположение центра питания на расстоянии 3 км.

Расчёт электроснабжения такого района города осуществляется в следующей последовательности.

Расчёт нагрузки жилых домов

В основе расчёта нагрузок жилых зданий лежит нагрузка одного потребителя, в качестве которой выступает квартира. Для определения нагрузки вводятся понятия коэффициента одновременности.

Значения расчётных нагрузок определяются с учётом коэффициента одновременности в зависимости от числа квартир:

Ркв = Ркв.уд.nкв. ,                                                  (1)

где Ркв.уд – удельная расчётная нагрузка квартир, определяется  по таблице П.1 [1];

       nкв – число квартир в здании.

Силовая нагрузка общественных электроприёмников, включая лифты, определяется с учётом соответствующих коэффициентов спроса:

                                                        ,                                                     (2)

где кс – коэффициент спроса лифтов по таблице П.2 [1];

      Рлi – установленная мощность электродвигателя лифтовой установки.

              В девятиэтажных домах используются электродвигатели мощностью

               7 кВт, в шестнадцатиэтажных – 11 кВт (по таблице П.3 [1]).       

Суммарная нагрузка жилого дома определяется по формуле:

Рж.д. = Ркв. + 0,9 · Рс,                                               (3)

где 0,9 – коэффициент совмещения максимумов силовой нагрузки и               

              нагрузки квартир.

Для выбора параметров электрических сетей жилых домов необходимо знать полную нагрузку:

,                    (4)

где tg φкв, tg φс – коэффициенты мощности, характеризующие нагрузку квартир

                            и лифтовых установок, и равные соответственно: tg φкв = 0,29 в

                            домах с газовыми плитами, tg φкв = 0,2 в домах с эл.плитами и

                            tg φс = 1,33 для лифтов (по таблице П.4 [1]).

Рассчитаем шестнадцатиэтажный дом, имеющий одну секцию, 127 квартир и 2 лифта. При n = 127 кв., Ркв.уд = 1,12 кВт по таблице П.1 [1].

Ркв = 1,11 ∙ 127 = 141 кВт,

Рс = 0,9 ∙ 11 ∙ 2 = 19,8 кВт,

Ржд = 141 + 0,9 ∙ 19,8 = 158,8 кВт,

Sжд = = 167 кВА.

Результаты  дальнейшего  расчёта  нагрузки  жилых  домов  сводим  в таблицу 1. Количество вводов в таблице соответствует количеству домов.

Таблица 1 - Нагрузки жилых домов

Этажность

Секции

Кол-во квартир, nкв

№ ввода

Руд кв,

кВт

Ркв, кВт

Рс,

кВт

Рж.д.,

кВт

Sж.д.,

кВA

16 с электроплитами

1

127

1-12

1,11

141

19,8

159

167

3

381

13-26

0,91

346,7

46,2

388

408

4

508

27-32

0,87

442

52,8

490

513

9 с газовыми плитами

2

72

33-60

0,67

48,2

11,2

58

64

3

108

61-83

0,59

63,7

16,8

79

88

4

144

84-99

0,56

80,6

19,6

98

109

1.2 Расчёт нагрузок общественных зданий

Нагрузка таких зданий определяется, как правило, индивидуально в процессе разработки проектов внутреннего электрооборудования.

Расчётная нагрузка общественного здания определяется по формуле:

Рр = Рудn ,                                                      (5)

где Руд – удельная нагрузка, кВт/ед.;

      n – характеристика общественного здания – количество расчётных единиц.

Полная нагрузка общественного здания:

 ,                                                     (6)

где cos φ – коэффициент мощности бытовых потребителей определяют

                  в соответствии с приложением П.5 [1].

Рассчитаем нагрузку общественного здания - школы на 650 мест.

Рр = 0,14 ∙ 650 = 91 кВт,

S =  = 96 кВА.

Дальнейшие расчёты сводим в таблицу 2. Здесь также количество вводов соответствует такому же количеству общественных зданий и предприятий.

 Таблица 2 - Нагрузка общественных зданий и предприятий

Наименование

№ вводов

Руд., кВт

n

Рр., кВт

cos φ

Sр, кВА

ΣSp, кВА

1. Школа

100-104

0.14

650

91

0,95

96

480

2. Детский сад

105-111

0,4

600

240

0,97

247

1729

3. Пром. магазин

112-118

0,11

200

22

0,9

24

168

4. Прод. магазин

119-125

0,14

200

28

0,8

35

245

5. Аптека

126-131

0,11

100

11

0,83

13

78

6. Ресторан

132-134

0,9

95

85,5

0,98

87

261

7. Кафе

135-139

0,9

95

85,5

0,98

87

435

8. Парикмахерская

140-142

1,3

50

65

0,97

67

201

9. Уч. заведение

143-144

0,03

650

19,5

0,92

21

42

10. Химчистка

145-147

0,65

10

6,5

0,8

8

24

11. Почта

148-151

0,5

150

75

0,9

83

332

 

 

Продолжение таблицы 2

Наименование

№ вводов

Руд., кВт

n

Рр., кВт

cos φ

Sр, кВА

ΣSp, кВА

12. Кинотеатр

152-155

0,12

1000

120

0,92

130

520

13. Больница

156-157

2,2

500

1100

0,93

1183

2366

14. Гостиница

158-159

0,4

800

320

0,85

376

752

15. Поликлиника

160-161

0,15

1000

150

0,92

163

326

16. Учреждение

162-164

0,5

500

250

0,9

278

834

17. Универсам

165-167

0,13

500

65

0,85

76

228

18. Лаб. корпус

168-170

0,05

400

20

0,95

21

63

ΣSр = 9084 кВА

         Для определения количества трансформаторных подстанций (ТП) и мощности каждой ТП следует сложить всю электрическую нагрузку как жилую, так и общественных учреждений. В данном случае суммарная нагрузка всех жилых домов будет составлять:

P'Σждэ = P'ждэ · N1 = 159 ·12 = 1908 кВт,

                               P''Σждэ = P''ждэ · N2 = 388 · 14 = 5432 кВт,

                               P'''Σждэ = P'''ждэ · N3 = 490 · 6 = 2940 кВт,

                               P'Σждг = P'ждг · N4 = 58 · 28 = 1624 кВт,

                               P''Σждг = P''ждг · N5 = 79 · 23 = 1817 кВт,

                               P'''Σждг = P'''ждг · N6 = 98 · 16 = 1568 кВт,

где N1 - количество домов, в которых квартир n1 = 127;

     N2 - количество домов, в которых квартир n2 = 381;

     N3 - количество домов, в которых квартир n3 = 508;

     N4 - количество домов, в которых квартир n4 = 72;

     N5 - количество домов, в которых квартир n5 = 108;

     N6 - количество домов, в которых квартир n6 = 144.

Итого максимальная суммарная жилая активная нагрузка будет равна:

ΣPΣжд = P'Σждэ + P''ждэ + P'''Σждэ + P'Σждг + P''Σждг + P'''Σждг ,                 (7)

ΣPΣжд = 1908 + 5432 + 2940 + 1624 + 1817 + 1568 = 15289 кВт.

Максимальная активная нагрузка всех общественных учреждений после аналогичного учёта равна:

ΣPΣо.у. = 8166 кВт.

Общая максимальная активная нагрузка:

ΣPобщ = ΣPΣжд + ΣPΣо.у. = 15289 + 8166 = 23455 кВт.

Полная максимальная суммарная мощность:

ΣSобщ max = 25375 кВА.

При определении суммарной нагрузки следует учитывать следующие обстоятельства.

В городских сетях, учитывая неравномерный график нагрузки в течение суток и года, а также малую продолжительность максимума, может быть допущена загрузка трансформаторов в нормальном режиме до 130%, а в послеаварийном режиме до 180 % по отношению к номинальной мощности.

Тогда с учётом коэффициента одновременности к0 = 0,77 и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме до 180% полная суммарная нагрузка равна:

Sобщ = · ΣSобщ max = · 25375 = 10855 кВА.

При выборе номинальной мощности трансформаторов также следует учитывать стандартные типовые номинальные мощности трансформаторов, ориентированное количество ТП и равномерную нагрузку между ними.

В результате ориентируемся на 18 ТП. Тогда номинальная мощность трансформаторов ТП в послеаварийном режиме будет равна:

S'тр =  = = 603 кВА.

Мощность трансформаторной подстанции в нормальном режиме:

S"тп = · ΣSобщ max = = 835 кВА.

Следует учитывать, что в городских электрических сетях электроприемники таких зданий и сооружений, как крупные кинотеатры, универмаги с площадью торгового зала 1800 кв.м и более, сооружения с массовым скоплением людей, действующих при искусственном освещении, операционные блоки больниц и роддомов, жилые здания высотой 16 этажей и выше и т.д., относятся согласно ПУЭ к I категории надежности электроснабжения и должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Полагая, что в  каждой группе  потребителей,  питающихся  от  одной ТП, есть потребители I категории, принимаем 18 ТП с установкой на каждой ТП по два трансформатора.

1.3 Определение расчётных нагрузок трансформаторных подстанций (ТП)

Расчётные нагрузки ТП при наличии неоднородных потребителей опреде-ляются с учётом коэффициентов совмещения максимумов:

,                                              (8)

где Рmax – наибольшая из нагрузок, питаемых данной ТП. Нагрузка  нескольких

                жилых зданий с однотипным приготовлением считается как нагрузка

                одного объекта;

      Рi – расчётные нагрузки других объектов питаемых от данной ТП;

      кmi – коэффициент участия в максимуме, учитывающий несовпадение макси-

              мумов нагрузок различных объектов, определяемых относительно наи-

              большей расчётной нагрузки в соответствии с табл. П.6 приложения  [1].  

Рассмотрим ТП-1, питающую 7 домов - 1 дом с электроплитами на 508 квартир, 2 дома с газовыми плитами по 144 квартиры и 4 дома с газовыми плитами на 72 квартиры - а также 1 детский сад, 1 школу, 1 кинотеатр и 1 продуктовый магазин. Жилые дома рассматриваются как один потребитель с суммарным числом квартир и лифтовых установок:

n = nквnд,                                                      (9)

где nкв – количество квартир;

      nд – количество домов.

Для жилых домов с электроплитами:

                                                nэ = 1 ∙ 508 = 508,

Ркв.э = 508 ∙ 0,87 = 442 кВт,

Рс.э = 0,6 ∙ 11 ∙ 8 = 52,8 кВт,

        Рр.э = 442 + 0,9 ∙ 52,8 = 490 кВт.

Для жилых домов с газовыми плитами:

nг = 2 ∙ 144 + 4 ∙ 72 = 576,

       Ркв.г = 576 ∙ 0,432 = 248,8 кВт,

   Рс.г = 0,4 ∙ 7 ∙ 16 = 44,8 кВт,

             Рр.г = 248,8 + 0,9 ∙ 44,8 = 289 кВт.

Расчётная нагрузка ТП-1:

РТП = Рmax + 0,9 · Рр.г +  0,5шк. + 0,4 · Рр.д.с. +  0,9 · Рк + 0,5 ∙ Рр.пр.маг.,                (10)

где Рр.г. = 289 кВт – расчётная нагрузка жилого дома с газовыми плитами;

     Ршк. = 91 кВт – расчетная нагрузка школы;

     Рр.д.с = 240 кВт – расчётная нагрузка детского сада;

     Рк = 120 кВт – расчетная нагрузка кинотеатра;

     Рр.пр.маг. = 28 кВт – расчётная нагрузка продовольственного магазина;

     Рmax = Рр.э – наибольшая из нагрузок.

РТП = 490 + 0,9 ∙ 289 + 0,5 · 91 +  0,4 ∙ 240 + 120 · 0,9 + 0,5 ∙ 28 = 1014 кВт.

Полная нагрузка ТП - 1:

,                                                     (11)

где cos φТП – коэффициент мощности, cos φТП = 0,95.

1067 кВА.

Дополнительно на ТП приходится 5% нагрузки на наружное освещение.

Результаты дальнейших расчётов сводим в таблицу 3.

Таблица 3 - Распределение нагрузки по ТП

ТП

Кол-во

Наименование

Рр ,

кВт

РТП ,

КВт

SТП ,

КВA

Тип

ТП

ТП-1

1

6

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Детский сад

Продуктовый магазин

Школа

Кинотеатр

490

289

240

28

91

120

1014

1067

2x630

ТП-2

2

6

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Поликлиника

691

249

150

1015

1068

2х630

Продолжение таблицы 3

ТП

Кол-во

Наименование

Рр ,

кВт

РТП ,

КВт

SТП ,

КВA

Тип

ТП

ТП-3

4

1

1

1

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Ресторан

Универсам

Гостиница

Учреждение

Парикмахерская

Почта

Химчистка

490

85,5

65

15

250

65

75

6,5

1011

1064

2х630

ТП-4

1

3

1

2

1

1

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Учебное заведение

Лабораторный корпус

Продовольственный магазин

Промтоварный магазин

Детский сад

Кафе

Аптека

Учреждение

490

223

19,5

20

28

22

240

85,5

11

250

1006

1059

2х630

ТП-5

1

Больница

1100

1100

1158

2х630

ТП-6

2

4

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Кинотеатр

Продовольственный магазин

Промтоварный магазин

Аптека

691,4

197

120

28

22

11

1007

1060

2х630

ТП-7

2

3

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Учебное заведение

Лабораторный корпус

Поликлиника

792,8

130

19,5

20

150

1004

1057

2х630

ТП-8

2

4

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Школа

Детский сад

691,4

223,2

91

240

1034

1088

2х630

ТП-9

3

2

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Гостиница

691,4

148,8

320

1081

1138

2х630

Продолжение таблицы 3

ТП

Кол-во

Наименование

Рр ,

кВт

РТП ,

КВт

SТП ,

КВA

Тип

ТП

ТП-10

3

4

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Почта

Промтоварный магазин

793

177

38

22

1019

1073

2х630

ТП-11

1

5

1

1

1

1

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Ресторан

Кафе

Школа

Детский сад

Продовольственный магазин

Промтоварный магазин

Парикмахерская

Химчистка

490

264,5

85,5

85,5

91

240

28

22

65

6,5

1025

1079

2х630

ТП-12

4

2

1

1

1

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Почта

Универсальный магазин

Кафе

Кинотеатр

Детский сад

Аптека

Учреждение

490

98

75

65

85,5

120

240

11

250

1017

1071

2х630

ТП-13

1

Больница

1100

1100

1158

2х630

ТП-14

2

4

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Школа

Детский сад

691,4

223,2

91

240

1034

1088

2х630

ТП-15

1

6

1

1

1

1

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Кафе

Отделение почты

Аптека

Продовольственный магазин

Промтоварный магазин

Парикмахерская

Химчистка

Ресторан

490

407,3

85,5

75

11

28

22

65

6,5

85,5

1029

1083

2х630

Продолжение таблицы 3

ТП

Кол-во

Наименование

Рр ,

кВт

РТП ,

КВт

SТП ,

КВA

Тип

ТП

ТП-16

2

6

1

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Продовольственный магазин

Промтоварный магазин

Кафе

Аптека

691,4

273,2

28

22

85,5

11

1002

1055

2х630

ТП-17

2

6

1

1

1

Жилой дом с электроплитами

Жилой дом с газовыми плитами

Продовольственный магазин

Промтоварный магазин

Школа

691,4

273,2

28

22

91

1008

1061

2х630

ТП-18

8

1

1

1

Жилой дом с газовыми плитами

Детский сад

Кинотеатр

Универсальный магазин

653,5

240

120

65

884

931

2х630

          

Таким образом, предусматривается установка на ТП двух трансформаторов типа ТМ-630/10: ВН = 10 кВ; НН = 0,4 кВ; ΔРх = 1,56 кВт; ΔРк = 7,6 кВт;                                                                  Iх = 2 %;  Uк = 5,5 %.

1.4 Определение расчётной нагрузки промышленных предприятий

В проектируемом районе города находятся три промышленных предприятия. Данные для этих предприятий приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Расчётные нагрузки промышленных предприятий

Наименование предприятия

Рр, кВт

Qэ, кВАр

S, кВА

Станкостроительный завод

Метизный завод

Химический завод

2500

3050

4100

2696

1761

3075

3676

3522

5125

1.5 Выбор схем построения и расчёт электрических сетей

1.5.1 Выполним расчёт питающей сети ЦП – РП. Нагрузка на шинах распределительного пункта определяется как сумма расчётных нагрузок отдельных ТП, с учетом коэффициента одновременности ко = 0,86, который определяется в зависимости от числа трансформаторов:

                                                  .                                                   (12)

Отсюда имеем:

SРП = 0.86 · (1067+1068+1064+1059+1158+1060+1057+1088+1138+1073+

+1079+1071+1158+1088+1083+1055+1061+931) = 16648 кВА.

Выбираем схему электроснабжения жилых и общественных зданий, где питание осуществляется через два РП, к каждому из которых  подходят 4 линии от ЦП и отходят 6 распределительных линий к ТП (рис. 1).

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         

     Рисунок 1 - Схема построения питающей сети ЦП – РП напряжением 10 кВ

Выбираем кабель для линий между ЦП и РП. Выбор сечений кабелей и проводов напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима по экономическим соображениям:

,                                                        (13)

где jэ = 1,4 А/мм2 - экономическая плотность тока;

      Ip - расчётный ток в нормальном режиме, А.

Расчётный ток определяется по формуле:

,                                                         (14)

где S – расчётная нагрузка, кВА;

     Uн – номинальное напряжение, кВ.

120,3 А,

85,9 мм2.

Округляем сечение до стандартного F = 95 мм2.

Проверяем выбранное сечение по допустимой нагрузке для условий нормального режима:

Iдоп.н = к1 · к2 · IТ.доп ,                                                 (15)

где к1 – коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды (соглас-

            но ПУЭ, этот коэффициент следует применять только для районов, где

            температура  среды  значительно  отличается  от  расчетной:  вечная

            мерзлота, тропики, Крайний Север и т.д.), и равный в данном случае 1;

     к2 – коэффициент, учитывающий количество кабелей в траншее, и

            равный, согласно ПУЭ, в данном случае 0,8;

     IТ.доп – допустимая токовая нагрузка кабеля при расчётных условиях прокладки.

Iдоп.н = 0,8 · 205 = 164 А,

Iдоп.нIр,

164 > 120,3.

Проверяем сечение по допустимой нагрузке для условий послеаварийного режима:

Iдоп.п/а = 1,3 · IТ.доп · к1 · к2 ,                                        (16)

где 1,3 – коэффициент, учитывающий перегрузку на 30%.

Iдоп.п/а = 1,3 · 205 · 0,8 = 213,2 А.

Расчётная токовая нагрузка линий в послеаварийном режиме:

240,6 А,

Iп/аIдоп.п/а,

240,6 > 213,2.

Сечение предварительно принятого к прокладке кабеля недостаточно, так как условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 120 мм2 с допустимой токовой нагрузкой Iдоп. = 240 А.

Iдоп.н = 0,8 · 240 = 192 А,

Iдоп.н  Iр,

 

192 ≥ 120,3,

         Iдоп.п/а = 1,3 · 240 · 0,8 = 249,6 А,

Iп/аIдоп.п/а,

240,6 ≤ 249,6.

Условие выполняется, поэтому окончательно принимаем к прокладке от ЦП до РП кабель ААШвУ – 3х120.

1.5.2 Выполним расчёт распределительной сети. Принимаем лучевую схему (рис. 2) с двухтрансформаторными подстанциями напряжением 10/0,4 кВ и кабелями типа ААШвУ.

Для распределительных линий характерно произвольное распределение нагрузки вдоль линии. При условии постоянства сечения значение плотности

тока на участках такой линии различно. В этом случае в качестве расчётной на-

грузки следует принимать значения линейно-квадратичной мощности:

,                                             (17)

где Si – мощность, протекающая по i-му участку линии, длина которого ℓ;

      ℓк – суммарная длина линии от начала до места присоединения последнего

             потребителя.

                                                          РП-1

          U = 10 кВ

                   

  ТП-1               l1                         ТП-4               l4                        ТП-7              l7                  

                                                                                                     

  ТП-2               l2                         ТП-5               l5                        ТП-8              l8

  ТП-3               l3                         ТП-6               l6                        ТП-9              l9

Рисунок 2 – Схема распределительной сети 10/0,4 кВ

При определении экономического сечения распределительной линии следует полученное значение Sлк подставить в выражение:

 ,                                                (18)

где U – напряжение, кВ;

      jэ – экономическая плотность тока, А/мм2.

Полученное экономическое сечение для условий нормального режима проверяется по допустимому току, по нагреву в нормальном режиме. После этого выбранное сечение должно быть проверено по условиям токораспределения в послеаварийном режиме.

Рассчитаем двухлучевую схему снабжения ТП1-ТП2-ТП3, соответственно ℓ1 = 750 м, ℓ2 = 500 м, ℓ3 = 500 м.

Расчётная нагрузка любого участка линии 10 кВ, питающих ряд ТП, определяется по сумме нагрузок трансформаторов отдельных ТП с учётом коэффициента одновременности:

.                                            (19)

Отсюда имеем:

1360 кВА,

959 кВА,

532 кВА,

1066 кВА,

44 мм².

Принимаем стандартное сечение F =50 мм2, Iдоп =140А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах:

78,6 А,

Iдоп.н = 0,9 · 140 = 126 А,

Iдоп.нIр,

126 > 78,6,

157,2 А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 · 140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

157,2 < 182.

Условие выполняется, поэтому окончательно выбираем кабель ААШвУ 3х50.

Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП4-ТП5-ТП6, соответственно ℓ′4 = 300 м, ℓ′5 = 500 м, ℓ′6 = 500 м.

1393 кВА,

998 кВА,

530 кВА,

969 кВА,

40 мм².

Принимаем стандартное сечение F =50 мм2, Iдоп =140 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном и после аварийном режимах:

80,5 А,

Iдоп.н =0,9 · 140 = 126 А,

Iдоп.нIр,

126 > 80,5,

161 А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 · 140 =182А,

Iп/аIдоп п/а,

161 < 182.

Условие выполняется, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.

Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП7-ТП8-ТП9, соответственно ℓ″7 = 750 м, ℓ″8 = 500 м, ℓ″9 = 500м.

1395 кВА,

1002 кВА,

569 кВА,

1102 кВА,

45,5 мм².

Принимаем стандартное сечение F = 50 мм2, Iдоп = 140 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах.

80,6 А,

Iдоп.н = 0,9 · 140 = 126 А,

Iдоп.нIр,

126 > 80,6,

161,3 А,

Iдоп п/а = 1 · 1,3 · 140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

161,3 < 182.

Условия выполняются, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.

Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП10-ТП11-ТП12, соответственно ℓ10 = 750 м, ℓ11 = 500 м, ℓ12 = 500м.

1370 кВА,

968 кВА,

536 кВА,

1074 кВА,

44,3 мм²,

Принимаем стандартное сечение F = 50 мм2, Iдоп = 140 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах:

79,2А,

Iдоп.н = 0,9 · 140 = 126 А,

Iдоп.нIр,

126 > 79,2,

158,4 А,

Iдоп п/а = 1 · 1,3 · 140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

158,4 < 182.

Условия выполняются, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.

Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП13-ТП14-ТП15, соответственно ℓ′13 = 300 м, ℓ′14 = 500 м, ℓ′15 = 500м.

1415 кВА,

977 кВА,

542 кВА,

971 кВА,

40,1 мм².

Принимаем стандартное сечение F = 50 мм2, Iдоп = 140 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах.

81,8А,

Iдоп.н = 0,9 · 140 = 126 А,

Iдоп.нIр,

126 > 81,8,

163,6 А,

Iдоп п/а = 1 · 1,3 · 140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

163,6 < 182.

Условия выполняются, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.

Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП16-ТП17-ТП18, соответственно ℓ″16 = 750 м, ℓ″17 = 500 м, ℓ″18 = 500м.

1295 кВА,

896 кВА,

466 кВА,

1005 кВА,

41,5 мм².

Принимаем стандартное сечение F = 50 мм2, Iдоп = 140 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах.

74,9А,

Iдоп.н = 0,9 · 140 = 126 А,

Iдоп.нIр,

126 > 74,9,

149,7 А,

Iдоп п/а = 1 · 1,3 · 140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

149,7 < 182.

Условия выполняются, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.

1.5.3 Произведем выбор сечений кабелей для промышленных предприятий.

Выбираем сечение кабеля для станкостроительного завода:

75,9 мм2.

Принимаем стандартное сечение F =95 мм2, Iдоп =205 А.

106,2 А,

Iдоп.н = 0.9 · 205 = 184,5 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.нIр,

184,5 > 106,2.

Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

Iдоп п/а = 1 · 1.3 · 205 =266,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

212,5 А,

212,5 < 266,5.

Условия выполняются, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х95.

Выбираем сечение кабеля для метизного завода:

72,7 мм2.

Принимаем стандартное сечение F = 95 мм2, Iдоп = 205 А.

101,8 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,9 · 205 = 184,5 А,

Iдоп.нIр,

184,5>101,8.

Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

203,6 А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·205 = 266,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

203,6 < 266,5.

Условие выполняется, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х95.

Выбираем сечение кабеля для химического завода:

84,6 мм2.

Принимаем стандартное сечение F =95 мм2, Iдоп =205 А.

118,5 А,

Iдоп.н = 0.9 · 205 = 184,5 А.

Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.нIр,

184,5 > 118,5.

Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

Iдоп п/а = 1 · 1.3 · 205 =266,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

237 А,

237 < 266,5.

Условия выполняются, поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х95.

1.5.4 Выполним расчёт распределительных линий напряжением 0,38 кВ. Для кабельных линий 0,38 кВ определяем ток послеаварийного режима, по которому рассчитываем минимально допустимое сечение Fmin. Выбранное сечение проверяем по условиям нормального режима, а также по допустимым потерям напряжения в послеаварийном режиме.

Для двухлучевых схем проверка по допустимым потерям напряжения проводится вычислением сечения на минимум потерь металла:

,                                   (20)

где ΔUа доп  = 5% - допустимые активные потери напряжения;

      ρ – удельное активное сопротивление (Ом/км);

      Р – активная передаваемая мощность, кВт;

      ℓ - длина линии, м.

Для петлевых схем проверка по допустимым потерям напряжения проводится по формуле:

,                                          (21)

где r0 – погонное сопротивление кабеля, Ом/км.

Рассчитываем распределительную сеть для ТП1 (рис. 3).

1) Рассмотрим петлевую линию ТП1 - 27, ℓ = 150м, которая имеет два ВРУ. Расчет произведем для одного ВРУ, на котором:

Sp/2 =513 / 2 =256,5 кВА ,

Pp/2 = 490 / 2 =245 кВт .

   

Расчётный ток для этой линии:

195,1 А.

Минимальное сечение:

160,3 мм².

Принимаем стандартное сечение F = 185 мм2, Iдоп =385 А.

                 

            ТП-1

  1.  - жилой дом с электроплитами на 508 кв.;
  2.  - жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
  3.  - жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
  4.  - жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;

61 - жилой дом с газовыми плитами на 108 кв.;

62 - жилой дом с газовыми плитами на 108 кв.;

84 - жилой дом с газовыми плитами на 144 кв.;

152 - кинотеатр;

105 - детский сад;

119 - продуктовый магазин;

100 - школа.

Рисунок 3 - Распределительная сеть 0,4 кВ

Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,80 · 385 = 308 А,

Iдоп.нIр,

308 > 195,1.

Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

390,2 А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·385 = 500,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

390,2 < 500,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,2 % < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х185.

2) Рассмотрим петлевую линию ТП1 - 33 - 34 - 35 - ТП1. Расчет произведем в

   режиме, при котором перемычка разомкнута. Вначале рассчитаем линию ТП1 –

   - 33 - 34, ℓ1 = 200 м, ℓ2 = 100 м (дома на 72 кв. с газовыми плитами).

   Расчётный ток для этой линии:

194,7 А.

   Минимальное сечение:

83,8 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =95 мм2, Iдоп = 255 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

                                        Iдоп.н = 1,0 · 255 = 255 А,

                                                    Iдоп.нIр,

255 > 194,7.

Послеаварийный режим для данной линии будет характеризоваться тем, что к

нагрузке домов 33 и 34 добавится нагрузка дома 35 (кабель  ТП1–35 вышел из

   строя, перемычка 34 – 35 включена).

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

292,1А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·255 = 331,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

292,1 < 331,5.

   

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

5,7% > 5%.

   Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 120 мм².

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

                 4,5% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому окончательно принимаем кабель АВВБ 4х120.

3) Рассчитаем линию 35 - ТП1, ℓ = 400 м (дом на 72 кв. с газовыми плитами).

   Расчётный ток для этой линии

97,4 А.

   Минимальное сечение:

111,7 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =120 мм2, Iдоп = 295 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 295 = 295 А,

Iдоп.нIр,

       295 > 97,4.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

292,1А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·295 = 383,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

      292,1 < 383,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

6,7% > 5%.

  Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 150 мм².

  Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

                      5,5% > 5%.

  Этот кабель также не удовлетворяет условию допустимой потери напря-

  жения, поэтому увеличиваем сечение до 185 мм²:

                      4,4% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому окончательно принимаем кабель АВВБ 4х185.

4) ТП1- 105, ℓ =150 м (детский сад) .

   Расчётный ток для этой линии:

189,4 А.

   Минимальное сечение:

157,1 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =185 мм2, Iдоп = 385 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,9 · 385 = 346,5 А,

Iдоп.нIр,

       346,5 > 189,4.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

378,8 А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·385 = 500,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

      378,8 < 500,5.

   

Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,1% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х185.

5) ТП1 - 100, ℓ = 230 м (школа).  

   Расчётный ток для этой линии:

73 А.

   Минимальное сечение:

91,3 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =95 мм2, Iдоп = 255 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,9 · 255 = 229,5 А,

Iдоп.нIр,

       229,5 > 73.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

146А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·255 = 331,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        146 < 331,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,6% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х95.

6) ТП1 - 152, ℓ = 450 м (кинотеатр).

   Здесь, как и в случае жилого дома на 508 кв., расчет производим для одного

   ВРУ, на котором S = 130/2 = 65 кВА, Р = 120/2 = 60 кВт.                         

   Расчётный ток для этой линии:

49,5 А.

   Минимальное сечение:

117,8 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =120 мм2, Iдоп = 295 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,8 · 295 = 236 А,

Iдоп.нIр,

       236 > 49,5.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

98,9А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·295 = 383,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        98,9 < 383,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,7% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х120.

7) ТП1 - 84 - 119 - ТП1, ℓ1 = 340 м, ℓ2 = 50 м, ℓ3 = 400 м (дом на 144 кв. с газо-

   выми плитами, продуктовый магазин). Расчет выполняем для режима работы

   с разомкнутой перемычкой.

  

Рассчитаем линию  ТП1 - 84. Расчётный ток для этой линии:

165,8 А.

   Минимальное сечение:

145,4 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =150 мм2, Iдоп = 335 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 335 = 335 А,

Iдоп.нIр,

       335 > 165,8.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме, когда к нагрузке жило-

   го дома добавляется нагрузка магазина:

219А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·335 = 435,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        219 < 435,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,95% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х150.

   Рассчитаем линию 119 - ТП1. Расчётный ток для этой линии:

53,2 А.

   Минимальное сечение:

48,9 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =50 мм2, Iдоп = 175 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 175 = 175 А,

Iдоп.нIр,

       175 > 53,2.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

219А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·175 = 227,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        219 < 227,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

7,1% > 5%.

   Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2.

4,9% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВГ 4х70.

8) ТП1 - 61 - 62 - ТП1, ℓ1 = 100 м, ℓ2 = 50 м, ℓ3 = 150 м (жилые дома на 108 кв. с

    газовыми плитами). Расчет производим для режима с разомкнутой перемычкой.

    Выполним расчет линии ТП1 - 61. Расчётный ток для этой линии:

133,9 А.

   Минимальное сечение:

34,5 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =35 мм2, Iдоп = 140 А.

   

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 140 = 140 А,

Iдоп.нIр,

       140 > 133,9.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

267,7А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

        267,7 > 182.

   Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 50 мм2,

   Iдоп = 175 А.

       

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·175 = 227,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        267,7 > 227,5.

   Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2,

   Iдоп = 210 А.

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·210 = 273 А,

Iп/аIдоп п/а,

        267,7 < 273.

    Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

3.6% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х70.

   Рассчитываем линию 62 - ТП1. Расчётный ток для этой линии:

133,9 А.

   

   Минимальное сечение:

51,7 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =70 мм2, Iдоп = 210 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 210 = 210 А,

Iдоп.нIр,

       210 > 133,9.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

267,7А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·210 = 273 А,

Iп/аIдоп п/а,

        267,7 < 273.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,8% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х70.

Рассчитываем распределительную сеть для ТП2 (рис. 4).

  1.  Рассмотрим  линию ТП2 - 13, ℓ = 100 м (дом с электроплитами на 381 кв.). Расчет произведем для одного ВРУ,  нагрузка на котором составляет:

S = 408/2 = 204 кВА;   Р = 388/2 = 194 кВт.

    Расчётный ток для этой линии:

155,2 А.

    Минимальное сечение:

84,6 мм².

            ТП-2

  1.  - Жилой дом с электроплитами на 381 кв.;
  2.  - Жилой дом с электроплитами на 381 кв.;
  3.  - Жилой дом с газовыми плитами на 144кв.;
  4.  - Жилой дом с газовыми плитами на 144кв.;
  5.  - Жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
  6.  - Жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
  7.  - Жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
  8.  - Жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;

160 - Поликлиника.

Рисунок 4 - Распределительная сеть 0,4 кВ

   Принимаем стандартное сечение F =95 мм2, Iдоп = 255 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,8 · 255 = 204 А,

Iдоп.нIр,

       204 > 155,2.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

310,3А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·255 = 331,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        310,3 < 331,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,3% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х95.

  1.  Рассмотрим  линию ТП2 - 14, ℓ = 150 м ( дом с электроплитами на 381кв.).

   Расчет произведем для одного ВРУ, нагрузка на котором идентична нагрузке

   ВРУ линии ТП2 - 13. Расчётный ток для этой линии 155,2 А, ток послеава-

   рийного режима 310,3 А, минимальное сечение:

127 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =150 мм2, Iдоп = 335 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,8 · 335 = 268 А,

Iдоп.нIр,

        268 > 155,2.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·335 = 435,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

      310,3 < 435,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,2% < 5%.

    Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х150.

  1.  Рассчитываем линию ТП2 - 85 – 86 - ТП2, ℓ1 = 200 м ,ℓ2 = 25 м, ℓ3 = 250 м (жилые дома с электроплитами на 144 кв.). Расчет произведем в режиме, при котором перемычка разомкнута.

Рассматриваем линию ТП2 - 85. Расчётный ток для этой линии:

165,8 А.

   Минимальное сечение:

85,5 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =95 мм2, Iдоп = 255 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 255 = 255 А,

Iдоп.нIр,

      255 > 165,8.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

331,5А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·255 = 331,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

       331,5 = 331,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,5% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х95.

  1.  Рассмотрим  линию ТП2 - 160, ℓ = 300 м (поликлиника). Расчет произведем для одного ВРУ,  нагрузка на котором составляет:

S = 163/2 = 81,5 кВА;   

Р = 150/2 = 75 кВт.

    

Расчётный ток для этой линии:

62 А.

    Минимальное сечение:

98,2 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =120 мм2, Iдоп = 295 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 0,8 · 295 = 236 А,

Iдоп.нIр,

       204 > 62.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

124А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·295 = 383,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        124 < 383,5.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

3,9% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х120.

5) ТП2 - 38 - 39 – ТП2, ℓ1 = 200 м, ℓ2 = 50 м, ℓ3 = 250 м (жилые дома на 72 кв. с

    газовыми плитами). Расчет производим для режима с разомкнутой перемычкой.

    Рассчитываем линию ТП2 - 38. Расчётный ток для этой линии:

97,4 А.

 

   Минимальное сечение:

50 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =50 мм2, Iдоп = 175 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 175 = 175 А,

Iдоп.нIр,

       175 > 97,4.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

194,7А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·175 = 227,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        194,7 < 227,5.

    Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

6,4 > 5%.

    Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2.

    Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

4,4 < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х70.

    Рассчитываем линию 39 – ТП2. Расчётный ток для этой линии:

97,4 А.

   Минимальное сечение:

63,3 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =70 мм2, Iдоп = 210 А.

   

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 210 = 210 А,

Iдоп.нIр,

       210 > 97,4.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

194,7А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·210 = 273 А,

Iп/аIдоп п/а,

        194,7 < 273.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

5,3% > 5%.

   Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 95 мм2.

   Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

3,9% < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х95.

6) Линия ТП2 - 36 - 37 – ТП2, ℓ1 = 100 м, ℓ2 = 50 м, ℓ3 = 150 м (жилые дома на 72

    кв. с газовыми плитами). Расчет производим для режима с разомкнутой пере-

    мычкой. Вначале рассчитываем линию ТП2 - 36. Расчётный ток для этой ли-

    нии, как и в предыдущем случае, 97,4 А.

   Минимальное сечение:

25,3 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =35 мм2, Iдоп = 140 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 140 = 140 А,

Iдоп.нIр,

       140 > 97,4.

   Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

194,7А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·140 = 182 А,

Iп/аIдоп п/а,

        194,7 > 182.

   Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 50 мм2,

   Iдоп = 175 А.

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·175 = 227,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        194,7 < 227,5 .

    Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

3,9 < 5%.

   Условие выполняется, поэтому выбираем кабель АВВБ 4х50.

    Рассчитываем линию  37 – ТП2. Расчётный ток для этой линии 97,4 А.

   Минимальное сечение:

38 мм².

   Принимаем стандартное сечение F =50 мм2, Iдоп = 175 А.

   Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:

Iдоп.н = 1,0 · 175 = 175 А,

Iдоп.нIр,

       175 > 97,4.

 

  

    Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:

194,7А,

Iдоп п/а = 1 · 1.3 ·175 = 227,5 А,

Iп/аIдоп п/а,

        194,7 < 227,5.

    Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

5,15 > 5%.

    Условие не выполняется, поэтому увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2.

    Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:

3,6 < 5%.

   Условие выполняется, поэтому окончательно выбираем кабель АВВБ 4х70.

1.5.5 Рассмотрим пример расчёта распределительной сети напряжением 0,38 кВ для шестнадцатиэтажного жилого дома с электроплитами.

Выполним расчёт питающей четырёхпроводной линии дома. Дом оборудован стационарными электроплитами установленной мощностью 5,8 кВт. Напряжение сети 380/220В. Допустимую потерю напряжения в линии принимаем 2,3 %. Защиту линии и стояков выполняем автоматическими выключателями с комбинированными расцепителями. На каждом этаже по четыре квартиры общей площадью по 45 м2 каждая. Провода проложены в трубах и каналах строительных конструкций.

Определяем расчётную нагрузку на стояке. Для этого принимаем удельную нагрузку квартиры при общем количестве квартир 64, присоединенных к стояку, Руд = 1,29 кВт/кв. При этом учитываем, что для квартир площадью до 55 м2 надбавка к удельной нагрузке не производится. Следовательно:

Р1 = 1,29 · 64 = 82,6 кВт.

Определяем расчетную нагрузку для секции со 127 квартирами , где

Руд =1,12кВт/кв. Таким образом:

Р2 =1,12 · 127 =142,2 кВт.

Определяем расчётные токи, принимая cos φ = 0,98:

                                      128 А,

221 А.

Принимаем автоматические выключатели с комбинированными расцепителями серии А31 в соответствии с условием:

      Iавт ≥ Imax,

       Iавт1 ≥128 А.

Принимаем трёхполюсный автоматический выключатель типа А3130 на номинальный ток 160 А с расцепителем на ток Ip=160 A.

Iавт2 ≥221А.

Принимаем трёхполюсный автоматический выключатель типа А3140 на номинальный ток 250А с расцепителем Iр=250А

Принятые номинальные токи расцепителей отличаются друг от друга на две ступени шкалы, что согласно токовым характеристикам этих аппаратов, обеспечивает селективную работу защиты.

        Выбираем предварительно сечение проводов по допустимому нагреву. С этой целью, пользуясь ПУЭ, принимаем сечение проводов стояка, выполненного проводами марки АПВ сечением 50 мм2 (Iдоп = 130 А). При сечениях более 25 мм2 сечение нулевого провода может приниматься равным половине сечения фазного провода (принимаем сечение нулевого провода равным 25 мм2). Поправки на температуру окружающей среды не вводим, т.к. температура в доме не превышает 250С.

Проверяем принятое сечение на соответствие характеристикам защитных аппаратов. С учётом того, что данная линия защищается от перегрузки, следует, что к3=1, поэтому Iдоп = 160 А.

По условию соответствия току защитного аппарата приходится принять сечение фазного провода 70 мм2 (Iдоп = 165 А) и сечение нулевого провода 35 мм2. Таким образом, выбираем провод АПВ 3(1х70)+1х35.

Аналогично выбираем и проверяем сечение линии для секции со 127 квартирами :

а) по нагреву принимаем предварительно провода марки АПВ 3(1х150)+ +1х70, для которых  Iдоп=255 А;

б)    Iдоп > 250 А. В данном случае выбранное сечение проводов соответствует току  защитного аппарата.

Произведем расчет линии по потере напряжения. Учитывая, что коэффициент мощности сети cos = 0,98, расчет ведем без учета индуктивного сопротивления проводов.

Распределение допустимой потери напряжения между отдельными участками линии целесообразно производить из условий минимальных затрат цветного металла. Расчеты показали, что допустимая потеря напряжения должна быть принята с округлением: на первом участке – 1,3 % , на втором участке - 1 %.  Тогда:

0,22 % ,

0,64 %,

0,22 + 0,64=0,86 %,

то есть меньше допустимого по условию примера значения 2,3 %.

По результатам расчетов видно, что определяющим фактором при выборе сечений проводов в данном случае оказались требования по соотношениям допустимых токовых нагрузок и номинальных токов расцепителей автоматических выключателей.

       Пользуясь допущением ПУЭ, можно было бы сохранить сечение 50 мм2, так как допустимый ток этого сечения больше, чем ток нагрузки. Однако в сетях питания квартир, требующих защиты не только от короткого замыкания, но и от перегрузки, этими допущениями, как правило,  не пользуются. При этом необходимо учитывать невозможность контроля теневой нагрузки в условиях жилого здания. Кроме того, реконструкция электросети в жилых зданиях обычно производится редко, поэтому удельные нагрузки могут со временем превысить установленные на перспективу. Столь значительное округление в меньшую сторону может привести к недопустимому перегреву жил проводов.

1.6 Выбор числа и мощности трансформаторов в центре питания

В связи с наличием в проектируемом районе электроснабжения потребителей 1-ой и 2-ой категорий, подстанция 110/10 кВ выполняется двухтрансформаторной.

Выбор мощности трансформаторов проведём по суммарным расчётным нагрузкам, по условиям нормального и послеаварийного режимов. В послеаварийном режиме один трансформатор отключён.

Для нормального режима должно соблюдаться следующее соотношение:

 ,                                                  (22)

где Sтр.н – номинальная мощность трансформатора, кВА;

      SP – расчётная нагрузка на шинах 10 кВ, кВА:

                                               (23)

где РР = к0 · (РРП + Рпром.),

     QP = к0 · (QРП + Qпром.),

     к0 = 0,9 – коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок

                     разнородных потребителей во времени, приложение П.1 [1].

РР = 0,9 · (18390 + 2500+ 3050 + 4100) = 25236 кВт,

QP = 0,9 · (6045 + 2696 + 1761 + 3075) = 12219 кВАр.

Отсюда имеем:

28039 кВА.

Для послеаварийного режима должно выполняться условие:

                                                                                                            (24)

где кпер – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. В соответст-

               вии с ГОСТ 14209–69* выбирается кпер = 1,4.

Тогда:

SТР.Н ≥ = 20,3 МВА.

Поэтому принимаем SТР.Н = 25 МВА. Выбираем два трансформатора типа ТДН –25000/10 со следующими характеристиками:

UНН = 10,5 кВ;               ∆PХХ = 30 кВт;               UК = 10,5 %;

            UВН = 115 кВ;                ∆PКЗ = 120 кВт;               IХ = 0,7 %.

1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения.

Рассмотрим два варианта снабжения района города:

  1.  электроснабжение потребителей осуществляется по 6 линиям 10 кВ непосредственно от подстанции 110/10 кВ до трансформаторных подстанций;
  2.  электроснабжение потребителей осуществляется через распределительный пункт (РП), к которому подходят 4 линии и отходит 6 распределительных линий к трансформаторным подстанциям (ТП).

Критерием экономической оценки вариантов являются приведенные затраты, тыс. грн./год:

З = ЕН · К + И,                                            (25)

где К – капитальные затраты, тыс.грн.;

     И – ежегодные издержки;

     ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности.

Капиталовложения для кабельных линий Кал включают в себя стоимость кабелей и стоимость траншей:

Ккл = ℓ  · (n · Ккаб + m · Ктр),                                   (26)

где ℓ - длина кабельных линий, ℓ = 3 км;

     m – количество траншей;

     n – количество кабелей.

Рассмотрим вариант без РП.

Имеем 6 кабелей сечением 120 мм2. Согласно ПУЭ, в одной траншее прокладывается не больше 6 кабелей, поэтому линии прокладываем в одной траншее.

Стоимость кабеля ААШВ 3х120, 10 кВ Ккаб = 9,70 тыс.грн/км. Стоимость траншеи без учёта переходов Ктр = 2,94 тыс.грн/км. Отсюда имеем:

Ккл = 3 · (6 ∙ 9,70 + 2,94) = 183,42 тыс.грн.

Амортизационные отчисления для кабельных линий составляют

Ир + Икр + И = 6,3 %  от капиталовложений согласно табл. 10-2 [1]:

Ир + Икр + И = 183,42 ∙ 0,063 = 11,56 тыс.грн/год.

Рассчитываем активные токи в нормальном режиме:

,                                              (27)

70,7 А,

где Smax = 0,85 · (1067 + 1068 + 1064) = 2719,2 кВА;

72,5 А,

где Smax = 0,85 · (1059 + 1158 + 1060) = 2785,5 кВА;

72,6 А,

где Smax = 0,85· (1057 + 1088 + 1138) = 2790,6 кВА.

Потери мощности составят:

                                               (28)

где R = r0 ∙ ℓ = 0,253 ∙ 3 = 0,759 Ом;

∆Р = (70,7² + 72,5² + 72,6²) · 0,759 · 2 ·10-3 = 23,6 кВт.

Потери электроэнергии определяются:

                                               (29)

где τ – время использования максимальных потерь.

W = 23,6 · 1500 = 35400 кВт·ч/год.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии:

W · Зэ = 35400 · 5 · 10-2 · 10-3 = 1,77 тыс.грн/год,

где 3Э = 5 коп/кВт∙ч – удельные затраты на компенсацию потерь .

Затраты на линию:

3кл = 0,12 ∙ 183,42 + 11,56 + 1,77 = 35,34 тыс.грн/год.

На подстанции берём 6 ячеек:

Кэл.Т = 6 ∙ 2,4 = 14,4 тыс.грн.

Амортизационные отчисления составляют ИР + Икр + ИЭ = 9,4% от капиталовложений:

ИР + Икр + ИЭ = 0,094 ∙ 14,4 = 1,35 тыс.грн/год.

Потерями электроэнергии в распределительных устройствах можно пренебречь.

Зэл.Т. = 0,12 ∙ 14,4 + 1,35 = 3,08 тыс.грн/год.

Приведенные затраты для подстанции без РП составляют:

ЗI = Зэл.Т + Зкл = 3,08 + 35,34 = 38,42 тыс.грн/год.

Рассмотрим вариант с РП. Стоимость РП КРП = 64,5 тыс. грн. Выбираем РП типа ШРП – 2Тм. На центре питания берём 4 ячейки. Отсюда:

Кэл.Т = 64,5 + 4 ∙ 2,4 = 74,1 тыс.грн.

Амортизационные отчисления составляют ИР + Икр + ИЭ = 9,4% от капиталовложений. Отсюда имеем:

ИР + Икр + ИЭ = 0,094 ∙ 74,1 = 6,97 тыс.грн/год.

Затраты составляют:

Зэл.Т. = 0,12 ∙ 74,1 + 6,97 = 15,86 тыс.грн/год.

Стоимость кабельных линий сечением F=120 мм2, 10 кВ - Ккаб.=9,70 тыс.грн./км, а стоимость траншеи без учёта переходов КТР = 2,94 тыс.грн/км.

Ккл = 3 · (4 ∙ 9,70 + 2,94) = 125,22 тыс.грн.

Амортизационные отчисления для кабельных линий составляют

ИР + Икр + ИЭ = 6,3% от капиталовложений.

ИР + Икр + ИЭ = 0,063 ∙ 125,22 = 7,89 тыс.грн./год.

Рассчитываем активные токи в нормальном режиме:

107,9 А.

где Smax=0,85·(1067+1068+1064+1059+1158+1060+1057+1088+1138)=8295,2кВА.

Потери мощности составляют:

∆Р = 107,9² · 0,759  · 4 · 10-3 = 35,35 кВт.

Потери электроэнергии определяются:

W = 35,35 · 1500 = 53025 кВт·ч/год.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии:

W · Зэ = 53025 · 5 · 10-2 · 10-3 = 2,65 тыс.грн/год.

Затраты на линию:

3кл = 0,12 ∙ 125,22  + 7,89 + 2,65 = 25,57 тыс.грн/год.

Приведенные затраты для подстанции с РП составляют:

ЗI = Зэл.Т + Зкл = 15,86 + 25,57 = 41,43 тыс.грн/год.

Как видно из расчетов, разница между вариантами составляет 3,01 тыс. грн/год, причем приведенные затраты для варианта с РП выше на указанную сумму, чем затраты для варианта без РП. Однако при выборе окончательного варианта следует учитывать следующие факторы:

а) при выборе варианта без РП длина кабелей превысит 3 км за счет расстояния от РП до ТП, поэтому фактические потери напряжения, особенно в послеаварийном режиме, могут превышать предельно допустимые. В связи с этим необходимо будет принимать к прокладке кабели большего сечения, нежели в варианте с РП, что повлечет за собой увеличение затрат на линию и, как следствие, увеличение приведенных затрат для подстанции без РП;

б) схема с РП обеспечивает более высокую надежность электроснабжения потребителей;

в) схема с РП позволяет повысить селективность и быстродействие релейной защиты кабельных линий и оборудования подстанции.

Учитывая вышеизложенное, окончательно принимаем схему электроснабжения района города с двумя РП.

1.8 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания производим при заданной номинальной мощности системы и сверхпереходной мощности короткого замыкания. Расчёт производим в относительных единицах.

Расчётная схема, соответствующая нормальному режиму представлена на  рис. 7,а. Схема замещения представлена на рис. 7,б.

За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА, за базисное напряжение принимаем Uб = 115 кВ. Система задана мощностью при трёхфазном коротком замыкании: Sк.з.=, Хс = 0.

          S=100 МВА

          ВЛ-110 кВ                 К1                                   

                           

          ЦП-110/10 к                                                               

                                           К2                               К1

                                                                                       

                  КЛ-10 кВ                                                          К2                     

                                        

                  РП-10 кВ                         К3                            К3

                                    а)                            б)

Рисунок 5 – Расчётная схема и схема замещения системы

       Произведём расчёт параметров схемы замещения.

Реактивное сопротивление системы, при   Sк.з.= принимаем равным нулю:

х= 0.

Реактивное сопротивление воздушной линии длиной 20 км и с индуктивным сопротивлением  х= 0,404 Ом/км:

0,06.

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:                                                                     

0,42.

где UK = 10,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора ТДН-25000/10.

Реактивное сопротивление кабеля длиной 3 км и с индуктивным сопротивлением 0,081 Ом/км:

0,002.

Так как от ЦП до РП проложены два параллельно подключенных кабеля одинакового сечения и с одинаковой нагрузкой,  сопротивление кабельной линии составит:

х=  =  = 0,001.

Учитывая большую электрическую удалённость, когда значение  результирующего сопротивления в основном определяется сопротивлением элементов системы электроснабжения города, периодическая составляющая тока к.з. принимается незатухающей и определяется:

,                                              (30)

где I", I - действующее значение соответственно начального сверхпереходного

                тока и установившегося тока трёхфазного к.з., кА.

Базисный ток (Iб) определяется:

.

Действующее значение тока трехфазного к.з. в точке К1:

8,37 кА,

в точке К2:

11,46 кА,

в точке К3:

12 кА.

Ударный ток к.з. определяется по формуле:

                                                   (31)

где куд – ударный коэффициент, принимается куд = 1,8.

Для точки К1:

=21,31 кА,

для точки К2:

29,17 кА,

для точки К3:

30.55 кА.

Ток однофазного замыкания определяется:

                                         (32)

где  I"(1)K1 - ток прямой последовательности в месте к.з.;

       х*∆(1) = х*22 · х*02  - дополнительное сопротивление, равное сумме

                                      сопротивлений обратной и нулевой последовательности.

Ток однофазного к.з. для точки К1:

5,02 кА.

1.9 Выбор аппаратуры на подстанции напряжением 110/10 кВ

Выбор электрических аппаратов состоит из выбора аппаратов по условиям длительной работы в нормальном режиме и проверки аппаратов по условиям

кратковременной работы  в аварийном режиме, т.е. в режиме короткого замыкания. Следует отметить, что все аппараты,  включенные в электрические цепи последовательно, должны надёжно работать не только в нормальном режиме, но и обладать необходимой устойчивостью при коротком замыкании. В целом условия выбора выключателей высокого напряжения можно записать так:

       

                   (33)

Условия выбора разъединителей:

                  (34)

Условия выбора трансформаторов тока (измерительных):

                                                  (35)

Условия выбора трансформаторов напряжения:

                                                     (36)

1.9.1 Произведем выбор и проверку выключателей напряжением 110 и 10 кВ.

Выключатели выбираются по номинальному току, номинальному напряжению, типу и роду уставки, а также на электрическую, термическую стойкость и на отключающую способность в режиме короткого замыкания.

Сравнения расчётных и номинальных данных выключателей 110  и 10 кВ приведены в таблицах 5 и 6, соответственно, где Та = 0,01с - постоянная времени.

Таблица 5 - Расчётные и номинальные данные выключателя 110 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К1

Паспортные данные выключателя

МКП-110-1000/630-20

Uуст=110 кВ

Imax=131,4 А

=8.37 кА

iуд=21,31 кА

Bk=(tоткла)=

=8,37(0,1+0,01)=

=7,7 кА·с

Iпо=8,37 кА

Uном=110 кВ

Iном=1000 А

Iоткл.ном.=20 кА

iдин=52 кА

Iтер·Iтер=20· 3=1200 кА·с

Iдин=20 кА

Таблица 6 - Расчётные и номинальные данные выключателя 10 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К2

Паспортные данные выключателя

ВМГ-10

Uуст = 10 кВ

Imax=240,6 А

=11,46 кА

iуд=29,17 кА

Bk=(tоткла)=

=11,46(0,1+0,01)=

=14,45 кА·с

Iпо=11,46 кА

Uном =10 кВ

Iном=1000 А

Iоткл.ном.=20 кА

iдин=52 кА

Iтер·Iтер=14· 10=1960 кА·с

Iдин=20 кА

1.9.2 Произведем выбор и проверку разъединителей напряжением 110 и 10 кВ.

Разъединители выбираем по номинальному току, номинальному напряжению и проверяем на электрическую, динамическую и термическую стойкость.

Сравнения расчётных и номинальных данных разъединителей 110 и 10 кВ приведены в таблицах 7 и 8 соответственно.

Таблица 7 - Расчётные и номинальные данные разъединителя 110 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К1

Паспортные данные разъединителя

РЛНО-110М-630

Uуст =110 кВ

Imax=131,4 А

iуд=21,31 кА

Bk=(tоткла)=

=8,37(0,1+0,01)=

=7,7 кА·с

Uном=110 кВ

Iном=630 А

iдин=50 кА

Iтер·Iтер=10· 10=1000 кА·с

Таблица 8 - Расчётные и номинальные данные разъединителя 10 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К2

Паспортные данные разъединителя

РВЗ-1-20-400

Uуст =10 кВ

Imax=240,6 А

iуд=29,17 кА

Bk=(tоткла)=

=11,46· (0,1+0,01)=

=14,45 кА·с

Uном=20 кВ

Iном=400 А

iдин=45 кА

Iтер·Iтер=10· 10=1000 кА·с

1.9.3 Произведем выбор и проверку трансформаторов тока напряжением 110 и 10 кВ. Сравнение расчётных и номинальных данных трансформаторов тока 110 и 10 кВ приведены в таблицах 9 и 10, соответственно.

Таблица 9 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов тока на  напряжение 110 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К1

Паспортные данные ТТ типа

ТФНД-110-М

Uуст =110 кВ

Imax=131,4 А

iуд=21,31 кА

2,65кА

Uном=110 кВ

Iном=400 А

iдин=60 кА

30 кА

Таблица 10 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов тока на напряжение 10 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К2

Паспортные данные ТТ типа

ТПЛМ-10

Uуст =10 кВ

Imax=240,6 А

iуд=29,17 кА

3,62 кА

Uном=10 кВ

Iном=400 А

iдин=64 кА

=26 кА

1.9.4 Произведем выбор и проверку трансформаторов напряжения 110 и 10 кВ. Сравнение расчётных и номинальных данных трансформаторов напряжения 110 и 10 кВ приведены в таблицах 11 и 12 соответственно.

Таблица 11 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов напряжения 110 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К1

Паспортные данные для

НКФ-110-57

UустUном

Uуст = 110 кВ

Uном = 110 кВ

Таблица 12 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов напряжения 10 кВ

Условия выбора

Расчётные данные для

точки К2

Паспортные данные для

НТМИ – 10

UустUном

Uуст = 10 кВ

Uном = 10 кВ

1.10 Регулирование напряжения

Согласно ГОСТ 13109-87 отклонение напряжения для электроприёмников основной части в нормальном режиме должно быть в пределах Uвдоп = +5% и Uндоп = -5%.

Рассмотрим регулирование напряжения на отрезке петлевой схемы ЦП – ТП1 – ТП2 – ТП3, который питается в нормальном режиме по одному кабелю сечением F = 120 мм2 (рис. 5).

Рассмотрим два режима максимальных и минимальных нагрузок. В первом режиме коэффициент загрузки βmax = 1,0, во втором - βmin = 0,25.

Потери напряжения в сети низкого напряжения принимаем ∆Uн = 7,5%.

  L = 3000 м          L = 750 м                    L = 500 м                       L = 500 м

  

                                  

ЦП                РП              ТП-1                             ТП-2                            ТП-3

                            

       

                                                                                                              

        Рисунок 6 – Петлевая схема питания

Потеря напряжения в трансформаторах   определяется с достаточным приближением по формуле:

,

где - коэффициент загрузки трансформатора;

      Uа.т  и  Uр.т – активная и реактивная составляющие напряжения

                          короткого замыкания трансформатора;

      cos - коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки

                  трансформатора.

Значения       Uа.т  и  Uр.т    определяются выражениями:

;

,

где Рк – потери короткого замыкания, кВт;

      Sн – номинальная мощность трансформатора, кВА;

      Uк – напряжение короткого замыкания, %.

Для выбранных трансформаторов с Sн = 630 кВА, Uк = 5,5 %  и  Рк = 7,6 кВт находим:

,

.

В режиме максимальных нагрузок:

.

В режиме минимальных нагрузок:

.

Потери напряжения в сети среднего напряжения определяем по формуле:

                    (37)

где  r0 = 0,253 Ом/км, хс = 0,081 Ом/км – погонные сопротивления кабеля

                                                                     F = 120 мм2;

            r0 = 0,641 Ом/км, хс = 0,104 Ом/км – погонные сопротивления кабеля

                                                                     F = 50 мм2;

       cos φ = 0,9,  sin φ = 0,44 – коэффициенты мощности для распределительных  

                                                  сетей 10 кВ;

       Si – мощность, протекающая  по соответствующему участку сети, кВА.

Отсюда имеем:

=1,38 %,

1,71 %,

1,88 %.

Обеспечение указанных выше отклонений напряжения на зажимах электроприёмников возможно в результате рационального выбора рабочих ответвлений распределительных трансформаторов и закона регулирования напряжения в ЦП.

Добавки напряжения, создаваемые ответвлениями распределительного трансформатора, выбираем на основании величины потери напряжения в сети среднего напряжения в максимальном режиме. Так как ΔUc лежит в пределах (1÷2) %, то выбираем наибольшее значение ЕТ =1%.

Закон регулирования напряжения в ЦП выбираем по условиям максимального (добавки напряжения в ЦП - Е'n) и минимального (добавки напряжения в ЦП - Е"n(в), Е"n(н)) режимов. Величина Ен выбирается исходя из того, чтобы на шинах 0,4 кВ распределительного трансформатора, подключаемого непосредственно  к шинам ЦП, отклонение напряжения не превышало верхнего допустимого предела Uдопв. Учитывая, что в этом случае β = 1, ЕТ = ΔUc = ΔUн = 0%, получим:

Е'n = Uдопв + ΔUТ = 5 + 3,5 = 8,5 %.

Величина Е"n(в) определяется из условия, чтобы отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ первого распределительного трансформатора, имеющего наибольшую величину ЕТ, не превышало верхнего допустимого предела Uдопв. Так как в этом случае β = βmin, ΔUн= 0% получим:

Е"n(в) = Uдопв – ЕТ + βmin · (ΔUc – ΔUТ) = 5 - 1 + 0,25 · (1,38 + 0,87) = 4,56%.

Величина Еn"(н) выбирается исходя из того, чтобы отклонения напряжения у наиболее удаленного потребителя последнего ТП  было не меньше нижнего допустимого предела Uдопн. Так как β = βмин, ЕТ = 0, то

Е"n(н) = Uндоп + βmin · (ΔUc + ΔUТ + ΔUн) = -5 + 0.25 · (1,88 + 0,87 + 7,5) = -2,44%.

Возможный диапазон регулирования напряжения, построенный на основании величин Е'n, Е"n(в), Е"n(н), приведен на рис. 6. Для определенности выбираем закон регулирования, для которого в минимальном режиме:

1,06 %.

                                     Еп

                                     8,5

                                   

                                          

                              

                              (в)    4,56

                                          

                                                 

                              ср    1,06

                                         

                                    0        

                                                 0,25                                              1              

                              (н)   -2,44

                                         

Рисунок 7 – Закон регулирования напряжения

2  СПЕЦИАЛЬНАЯ  ЧАСТЬ:  АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ТП

2.1  Назначение и виды испытаний

Электрические силовые трансформаторы являются наиболее ответственными элементами в схеме любой электрической подстанции. Общее число трансформаторов, установленных на подстанциях энергетических систем, промышленных и агропромышленных предприятий, в городских и сельских электрических сетях, исчисляется сотнями тысяч. Это объясняется тем, что электроэнергия на пути от генераторов электростанций к электроприемникам потребителей, как правило, неоднократно трансформируется: вначале напряжение генераторов электростанций повышается для передачи электроэнергии по линиям высокого и сверхвысокого напряжений, а затем понижается до номинального напряжения распределительных сетей в районах потребления электроэнергии, причем понижение напряжения до номинального напряжения большинства электроприемников 380 и 220 В происходит не в одном трансформаторе, а последовательно в нескольких трансформаторах, установленных, как правило, на разных подстанциях. На небольших подстанциях промышленных и агропромышленных предприятий, в городских и сельских электрических сетях, наиболее широко используются понижающие трансформаторы с высшим напряжением 10 кВ.

В связи с этим испытания высоковольтных трансформаторов приобретают весьма важное значение в деле обеспечения надежной и безаварийной работы трансформаторов в эксплуатации.

В процессе производства трансформаторы подвергаются контрольным испытаниям. Контрольные испытания трансформатора проводят для контроля его качества. Они имеют целью проверить правильность выполнения трансформатора в производстве, показать отсутствие в нем дефектов, соответствие исполнения расчетным данным, условиям заказа и государственному стандарту или техническим условиям. Наиболее важные отдельные узлы подвергают испытанию до их поступления на сборочные участки для предупреждения брака в готовом трансформаторе. Испытания трансформаторов в процессе сборки необходимы для своевременного контроля качественного выполнения операций. Эти испытания производят по заводским инструкциям.

Правила приемки электротехнических изделий, в том числе и трансформаторов, устанавливают следующие категории контрольных испытаний:

а) квалификационные – для изделий, осваиваемых в производстве;

б) приемо-сдаточные, периодические и типовые – для изделий установившегося производства.

Кроме указанных испытаний в процессе производства трансформаторов и их отдельных узлов и деталей при операционном контроле проводят операционные испытания.

В дополнение к этим категориям испытаний стандарты предписывают одновременно с приемо-сдаточными и квалификационными испытаниями трансформатора производить определенные измерения.

Не менее важное значение имеют испытания трансформаторов в процессе эксплуатации. Эксплуатационные испытания позволяют предупредить возникновение повреждений в трансформаторах, сберегая дорогостоящее оборудование и повышая надежность энергоснабжения потребителей. Такими являются, например, испытания повышенным напряжением или испытания трансформаторного масла. Кроме того, эксплуатационные испытания дают возможность определить технические данные трансформаторов после ремонтов с частичной или полной сменой обмоток или при отсутствии паспортных данных, что позволяет исключить ошибки при подключении трансформаторов и тем самым избежать возникновения ненормальных режимов в процессе работы. К таким испытаниям можно отнести проверку группы соединений обмоток трансформаторов.

Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей установлены следующие виды испытаний электрооборудования и аппаратов, в том числе и трансформаторов, находящихся в эксплуатации:

а) К – испытания при капитальных ремонтах;

б) Т – испытания при текущих ремонтах;

в) М – межремонтные испытания, то есть профилактические испытания, не связанные с выводом оборудования в ремонт.

В разрабатываемом дипломном проекте электроснабжения микрорайона города к установке в трансформаторных подстанциях  приняты трансформаторы типа ТМ 630/10. Для этих трансформаторов периодичность испытаний составляет:

а) К – исходя из результатов испытаний трансформаторов и их состояния;

б) Т – по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года;

в) М – устанавливаются системой планово-предупредительных ремонтов.

Наименования и виды испытаний, установленных правилами для рассматриваемых трансформаторов, приведены в таблице 12.

Таблица 12 – Наименования и виды испытаний трансформаторов

Наименование

испытания

Вид

испытания

1  Определение условий включения трансформатора

К

2  Измерение сопротивления обмоток постоянному току

К

3  Фазировка трансформаторов

К

4  Испытание включением толчком на номинальное напряжение

К

5  Испытание трансформаторного масла

К

6  Измерение сопротивления изоляции обмоток

К,Т,М

7  Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

К

8  Измерение коэффициента трансформации

К

Продолжение таблицы 12

Наименование

испытания

Вид

испытания

9  Проверка группы соединений обмоток

К

10 Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением

К

11 Измерение тока и потерь холостого хода

К

12 Испытание вводов

К,М

2.2 Определение условий включения трансформаторов

Данный вид испытаний имеет целью определение необходимости сушки  трансформаторов перед вводом в эксплуатацию после доставки с завода-изготовителя или после капитального ремонта. Масляные трансформаторы отечественного производства, прошедшие заводскую сушку, обычно не требуют дополнительной сушки, если они доставляются на место монтажа без нарушения герметичности уплотнений бака, хранятся до монтажа недолитые или незалитые маслом не дольше сроков, установленных заводской инструкцией, и не увлажнены при осмотре активной части в процессе монтажа.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерения. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток следующим требованиям:

а) характеристика масла (в объеме сокращенного анализа) – в норме, сопротивление изоляции R60 (измеренное в течение одной минуты) за время ремонта снизилось не более чем на 30 %;

б) характеристика масла – в норме, сопротивление изоляции R60 – не ниже указанного в таблице 13.

Таблица 13 – Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Значения R60 , МОм, при температуре обмотки, С

10

20

30

40

50

60

70

450

300

200

130

90

60

40

Кроме того, трансформаторы могут быть включены в работу без сушки при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать 24 часа при относительной влажности до 75% и 16 часов при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в 2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.

2.3 Измерение электрического сопротивления обмоток постоянному току

Знание действительного электрического сопротивления обмоток позволяет вычислить потери трансформатора, равные r, а также найти добавочные потери. При определении сопротивления обмоток постоянному току могут быть обнаружены следующие дефекты:

а) плохой контакт на переключателе;

б) лопнувшая пайка (перемежающийся контакт или обрыв);

в) обрыв одного или нескольких параллельных проводов обмотки НН.

Измерение допускается производить двумя методами – мостовым и методом падения напряжения. Измерения сопротивлений мостом (нулевым методом) обеспечивают высокую точность. Метод падения напряжения, то есть метод вольтметра - амперметра, и метод непосредственного измерения в некоторых омметрах являются методами отклонений. Методы отклонений проще и быстрее нулевых методов, но они дают меньшую точность. Поэтому малые (до 0,00001 Ом) сопротивления, когда необходима высокая точность, измеряют мостовым методом.

Рассмотрим измерение сопротивления обмоток двойным мостом (рис. 8).

                                

                           Рисунок 8 – Схема двойного моста

Ток аккумуляторной батареи через амперметр А проходит через обе ветви моста. Одна ветвь моста содержит неизвестное сопротивление  rх, образцовое (эталонное) сопротивление  rN  и известные сопротивления  r2  и  r3 . Вторая часть моста имеет сопротивления  rх1 и  r4 . Тогда неизвестное сопротивление:

rх = rN r1 / r4 m,

где rN  - образцовое (эталонное) сопротивление, Ом;

      m = r1 / r4 – известное отношение двух измерительных сопротивлений.

Точность измерений зависит от значения эталонного сопротивления rN . Рекомендуется подбирать эталонное сопротивление порядка измеряемого. Также точность измерений зависит от чувствительности гальванометра и значения тока, питающего схему. Для этого рекомендуется гальванометр с ценой деления порядка .

2.4 Фазировка трансформаторов

Фазировка трансформаторов производится после капитального ремонта, а также при изменениях в первичных цепях. При этом должно иметь место совпадение  фаз  выводов обмоток и отходящих (подходящих) шин (проводов).

2.5 Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное

     напряжение

Перед включением трансформатора в сеть должно быть проверено действие всей установленной защиты. Кроме этого проверяются: показания всех установленных термометров, уровень масла в расширителе и сообщаемость последнего с баком, правильность установки указателей положения переключателя ответвлений (ПБВ), отсутствие посторонних предметов на трансформаторе, наличие заземления бака и отсутствие течи масла.

Включение трансформатора под напряжение следует производить со стороны, где установлена защита, с тем, чтобы при наличии неисправности в трансформаторе он немедленно отключался.

Включение трансформатора обычно производится толчком на номинальное напряжение. После первого включения толчком трансформатор рекомендуется выдерживать под напряжением не менее 30 минут, с тем, чтобы произвести тщательное прослушивание и наблюдение за его состоянием при этом испытании.

В случае выявления сильного шума трансформатора или вибрации каких либо его деталей (радиаторы, расширитель и т.д.) следует установить причину и, выключив трансформатор, принять меры к ее устранению.

Включение толчком на номинальное напряжение производят до 3 – 5 раз. В процессе испытания не должны иметь места явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Кроме того, это испытание служит для проверки отсутствия ложного срабатывания установленной защиты от броска намагничивающего тока.

При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку.

2.6 Испытание трансформаторного масла

В трансформаторах до 630 кВА пробы масла в процессе эксплуатации не отбираются. При неудовлетворительных характеристиках изоляции производятся работы по ее восстановлению, замене масла и силикагеля в термосифонных фильтрах. Испытание масла производится после капитального ремонта трансформатора.

Испытание имеет целью определить электрические параметры масла, которым заполнен трансформатор. Испытание пробы служит также для проверки отсутствия вредных примесей в жидкой изоляции трансформатора. Определение электрических характеристик пробы обязательно производится перед испытанием электрической прочности изоляции трансформатора.

Отбор пробы масла является весьма ответственной операцией. Трансформаторное масло весьма чувствительно к загрязнению посторонними примесями (влага, волокна и т.д.). Поэтому при несоблюдении особых мер предосторожности проба заведомо качественного масла может дать неудовлетворительные результаты. Особая тщательность требуется при взятии пробы для определения увлажненности его изоляции. Сосуд для отбора пробы должен быть совершенно чистым и предварительно высушенным. Для взятия проб рекомендуется применять стеклянные банки с притертыми пробками. Проба отбирается из нижнего крана или из отверстия пробки, специально предусмотренной для отбора проб. Преред взятием пробы кран или пробка должны быть очищены от пыли и грязи и протерты чистой сухой тряпкой без ворсинок. Посуду для отбора пробы два раза промывают отбираемым маслом и только после этого производят отбор пробы. Объем жидкости, требуемый для одного определения (порция) составляет около 50 мл для tg  и 300 мл для пробивного напряжения.

Определение пробивного напряжения трансформаторного масла обычно производят аппаратами типа АМИ-60 со стандартными электродами, приспособленными для испытания жидких и твердых диэлектриков. Принципиальная схема установки показана на рис. 9. Аппарат позволяет получать между электродами сосуда, заполненного испытываемым маслом, напряжение от 0 до 60 кВ при плавном регулировании. При пробое испытываемого масла аппарат автоматически отключается автоматом максимального тока.

               

 

1 – высоковольтный испытательный трансформатор;

2 – регулировочный трансформатор;

3 – измерительная ячейка;

4 – вольтметр;

5 – сигнальная лампа;

6 – защитный резистор.

Рисунок 9 – Установка для определения пробивного напряжения трансфор-

                    маторного масла при промышленной частоте.

Испытание производится плавным подъемом напряжения с нуля до пробоя пробы со скоростью 2 – 5 кВ в секунду. Для одной пробы производят шесть пробоев с интервалами 5 минут. При этом первое испытание производят через 10 минут после заполнения сосуда для пробоя испытываемым маслом. Пробивное напряжение (кВ) определяется, как среднее арифметическое:

                                                       ,                                             (38)

где Uпр i – значение, полученное при последовательных пробоях, кВ;

      n – число пробоев.

Среднеквадратичную ошибку среднего пробивного напряжения вычисляют по формуле:

                                        .                                     (39)

Значение Uпр должно отвечать нормированному значению коэффициента вариации:

V =  100/Uпр.

Если значение V превышает 20%, дополнительно производят еще одно заполнение испытательной ячейки порцией масла из того же сосуда, еще 6 раз определяют пробивное напряжение и для расчетов по формулам (38) и (39) принимают  n = 12.

Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ составляет 20 кВ.

Для определения тангенса угла диэлектрических потерь  tg  пробы трансформаторного масла применяют измерительную ячейку с цилиндрическими или плоскими электродами, заполняемую испытываемым маслом. Температура масла измеряется термометром или термопарой. Определение tg  пробы производят мостом переменного тока.

Измерение производят при напряженности поля не менее 1 кВ / мм 3%, что соответствует напряжению между электродами 2 кВ при расстоянии между ними 2 мм. При этом отсчет показаний производят не позднее , чем через 3 минуты после подачи на образец напряжения. Производят два измерения (с промывкой ячейки между измерениями) при двукратном уравновешивании моста и при наивысшей чувствительности гальванометра. Расхождение между результатами этих измерений не должно превышать 15% значения большего результата плюс 0,0002.

Результаты определения tg  пробы вычисляют по формулам:

- для трехзажимных ячеек:  

;       ;

- для двухзажимных ячеек:

;       ;     ,

где С0, tg  - соответственно емкость, пФ, и tg  измерительной ячейки с воз-

                     духом;

      С1, tg 1 – соответственно емкость, пФ, и  tg  измерительной ячейки, за-

                       полненной испытываемым маслом;

      Сп – паразитная емкость, пФ;

      Ск – емкость измерительной ячейки, заполненной жидкостью с заранее

              известным значением, пФ (например, эталонный гептан Н по

              ГОСТ 4375-48).

Тангенс угла диэлектрических потерь при температуре масла 700 С должен быть не более 7%.

2.7 Измерение сопротивления изоляции обмоток

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора. Для измерения сопротивления изоляции применяют мегаомметры с независимым питанием от

собственного генератора или от низковольтной сети переменного тока через повышающий трансформатор и выпрямитель.

Величина приложенного напряжения существенно влияет на  результаты измерения сопротивления изоляции. Опыт показывает, что при испытательных напряжениях постоянного тока 100 – 5000 В сопротивление изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов с маслобарьерной изоляцией практически изменяется незначительно. При контрольных испытаниях применяют мегаомметры на напряжение 2500 В. Считается, что при меньших напряжениях скрытый воздушный зазор или тонкая масляная пленка на электродах может давать завышенное значение сопротивления изоляции, т.е. исказить результаты измерения.

Вследствие явления абсорбции величина сопротивления изоляции зависит от длительности приложенного напряжения. По мере увеличения времени до момента отсчета по мегаомметру сопротивление изоляции возрастает. По этой причине отсчет показаний по прибору принято производить через определенный промежуток времени после приложения напряжения к изоляции.

При испытании трансформаторов производят два измерения сопротивления изоляции: одно через 15 секунд, а другое через 60 секунд после приложения напряжения к обмотке. При этом по измеренным значениям сопротивления изоляции R15 и R60 определяют отношение R60/R15 , которое называется коэффициентом абсорбции. Чем однороднее изоляция, т.е. чем меньше посторонних включений в ней (влаги, загрязнений и т.п.), тем больше разница между начальным и конечным отсчетами значений сопротивления изоляции.

При текущем ремонте и межремонтных испытаниях сопротивление изоляции R60 и отношение R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции R60 трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, приведены в табл. 13.

Кроме величины испытательного напряжения и длительности его приложения результаты измерений зависят от температуры и увлажненности изоляции. При повышении температуры сопротивление изоляции уменьшается по степенной функции. Такое уменьшение объясняется наличием в изоляции свободных ионов,  ионов электролитического типа и явлением абсорбции диэлектрика.

При измерении сопротивления изоляции всегда указывается ее температура. В противном случае результаты измерения не могут характеризовать состояние изоляции.

Если при измерении на масляном трансформаторе температуры твердой изоляции и масла отличаются между собой хотя бы на несколько градусов, то за счет явлений поляризации на пограничных слоях разнородных диэлектриков измерения могут дать заниженное значение сопротивления изоляции. Поэтому измерение сопротивления изоляции нагретого трансформатора должны производиться после выравнивания температур обмоток и масла и, во всяком случае, не ранее, чем через 30 минут после выключения нагрева.

Сопротивление изоляции падает при ее увлажнении. Величина сопротивления изоляции зависит от размеров и состояния поверхности изоляции. Она резко снижается при поверхностном увлажнении (отпотевании) или загрязнении от электрода к электроду. Поэтому отпотевание или загрязнение вводов трансформатора может дать при измерении заниженные результаты.

После пропитки или заполнения сухим маслом сопротивление изоляции обмоток заведомо высушенного трансформатора снижается в несколько раз. Наряду с этим измерения без масла на невысушенном или не сильно увлажненном трансформаторе могут дать в некоторых случаях сравнительно высокие значения сопротивления изоляции. Поэтому измерения без масла не могут в полной мере характеризовать общую увлажненность изоляции масляного трансформатора.

Правила технической эксплуатации устанавливают схемы и последовательность измерения сопротивления изоляции трансформаторов с заземлением свободных обмоток, как это показано в табл. 14. Ранее было принято измерять сопротивление изоляции между каждой обмоткой и заземленным корпусом (баком), оставляя свободные обмотки изолированными.

Таблица 14 – Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов

Последовательность

измерений

Обмотки, на которых проводят измерения

Заземляемые части трансформатора

1

НН

Бак, ВН

2

ВН

Бак, НН

3

(ВН+НН)*

Бак

*Для трансформаторов 630 кВА измерения не обязательны.

Величины измеряемых сопротивлений изоляции двухобмоточного трансформатора по схеме с заземленной свободной обмоткой составляют:

                           ;        ;         ,

где R1, R2, R3 – сопротивление изоляции отдельных зон, указанных на рис. 10;

     RВ и RН – измеренные сопротивления изоляции обмоток ВН и НН относи-

                    тельно корпуса;

     RВ+Н – то же, но соединенных вместе обмоток ВН и НН относительно кор-

               пуса.

Если R1  R2  R3 , то при испытании по схеме с заземленной свободной обмоткой измеренные сопротивления будут составлять 1/2 сопротивления изоляции отдельной зоны.

                                             

Рисунок 10 – Схема замещения сопротивления изоляции обмоток двухобмо-

                       точного трансформатора

При испытаниях по схемам табл. 14, пользуясь данными измерений, легко определить вычислением отдельные значения сопротивления изоляции по зонам. Для двухобмоточного трансформатора из приведенных выше равенств следует:

              ;       ;        .

Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора по схемам табл. 14 имеет следующие преимущества:

1. По результатам измерений можно определить значения сопротивления изоляции по зонам.

2. На результатах измерения меньше сказывается влияние заряда обмоток от предыдущего измерения.

2.8 Испытание трансформаторов повышенным напряжением

Испытание электрической прочности изоляции напряжением промышленной частоты имеет целью проверить безотказную работу изоляции трансформатора в эксплуатации как при рабочих напряжениях, так и при воздействиях коммутационных (внутренних) перенапряжений.

Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается изоляция обмоток вместе с вводами. При ремонте с полной заменой обмоток и изоляции трансформаторы испытываются напряжением, равным заводскому испытательному напряжению. При частичной замене обмоток испытательное напряжение выбирается в зависимости от того, сопровождалась ли замена части обмоток их снятием с сердечника или нет. Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90 % напряжения, принятого заводом. При капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток, испытательное напряжение принимается равным 85%  заводского испытательного напряжения. При капитальных ремонтах без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно.

Для обмоток трансформаторов типа ТМ-630/10 заводское испытательное напряжение промышленной частоты составляет 35 кВ.

При испытании изоляции трансформатора могут иметь место следующие виды повреждений изоляции, вызванные наличием в ней дефектов:

1. Полный пробой (от электрода к электроду), например пробой ярмовой изоляции обмотки на корпус (магнитопровод), пробой изоляционных деталей крепления отводов или переключающего устройства испытываемой обмотки или же приводной штанги переключателя на корпус и т.п. Этот вид пробоя обычно сопровождается глухим шумом в трансформаторе, возрастанием тока, потребляемого испытательным трансформатором, вплоть до срабатывания автоматического выключателя испытательного стенда от перегрузки. При повторном включении напряжение обычно не удается поднять из-за сильного возрастания тока.

2. Полный пробой маслобарьерной изоляции или масляного промежутка, например, изоляции между обмотками или между обмоткой (отводом) и баком трансформатора. Такой вид пробоя обычно сопровождается резким и сильным звуком или ударом внутри бака трансформатора, броском тока на амперметре и колебанием стрелки вольтметра, а в случае испытания главной изоляции индуктированным напряжением происходит также перекрытие искрового промежутка защитного шарового разрядника. При повторном включении напряжение может быть поднято до определенного значения, иногда близкого к испытательному, после чего происходит повторный пробой или перекрытие шарового разрядника.

3. Частичные разряды или потрескивания внутри бака трансформатора, обнаруживаемые выслушиванием или по приборам регистрации частичных разрядов. Причиной появления частичных разрядов могут быть частичные пробои небольших масляных промежутков и частичные перекрытия по поверхности твердой изоляции, вызванные посторонними примесями (увлажнение, загрязнение) или воздушными включениями между слоями изоляции, в складках и лабиринтах под угловыми шайбами и в других частях главной изоляции. В некоторых случаях частичные разряды (потрескивания) могут быть вызваны наличием на активной части трансформатора незаземленных металлических частей, заряжающихся в электрическом поле при испытании.

4. Пробой изоляции любого ввода испытываемой обмотки, сопровождаемый характерным треском или частичным перекрытием внешней изоляции ввода или же нагреванием фарфора в случае ввода НН.

5. Пробой изоляции между витками, между отдельными катушками или слоями обмотки, которые иногда переходят в перекрытие изоляции между несколькими слоями или катушками. Такие пробои или перекрытия могут происходить по прокладкам между катушками, вдоль реек, по поверхности изоляционного цилиндра под обмоткой или по торцам слоев обмотки.

6. Пробой изоляции между обмотками, отводами или переключателями разных фаз.

Испытания внутренней изоляции трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ производятся напряжением частотой 50 Гц, приложенным от постороннего источника (этому испытанию подвергается главная изоляция обмоток, имеющих одинаковый уровень изоляции линейного и нейтрального концов). Испытанию подвергают поочередно изоляцию каждой из обмоток, электрически не связанных с другими обмотками. Испытание производят по схеме, указанной на рис. 11.

                        

Т    – испытываемый трансформатор;

ИТ – испытательный трансформатор;

ШР – шаровый разрядник;

r      – резистор;

ТТ   – трансформатор тока;

А, А1  – амперметры;

V     – вольтметр;

Р      – разрядник защитный.

Рисунок 11 – Схема испытания изоляции приложенным напряжением

Все вводы испытываемой обмотки замыкают накоротко и присоединяют к  высоковольтному вводу испытательного трансформатора ИТ. Все остальные вводы других обмоток, а также зажимы измерительных трансформаторов тока, встроенных во вводы трансформатора, соединяют между собой и заземляют вместе с баком трансформатора.

Замыкание обмоток накоротко и заземление измерительных обкладок вводов требуются для защиты от перенапряжения и пробоя продольной изоляции обмоток или измерительных конденсаторов в случае пробоя дефектной главной изоляции испытываемой обмотки.

Шаровый разрядник ШР служит для градуировки вольтметра , по которому устанавливается испытательное напряжение. По окончании градуировки воздушный промежуток ШР устанавливается на 115 – 120 % испытательного напряжения. Кроме защиты испытываемого трансформатора Т от случайных чрезмерных повышений напряжения, ШР может указать на пробой, например, масляного промежутка в изоляции испытываемого трансформатора, если происходит пробой воздушного промежутка ШР при испытательном напряжении.

Для контроля режима испытания служат вольтметр V и амперметр А, включенные непосредственно или через измерительные трансформаторы на стороне НН испытательного трансформатора. Возрастание тока, измеряемого амперметром А, или колебание стрелки вольтметра V при заданном испытательном напряжении обычно указывает на наличие дефекта в изоляции испытываемого трансформатора.

Амперметр (миллиамперметр) А1  позволяет измерить емкостной ток нагрузки испытываемого трансформатора без учета емкостного тока разрядника и высоковольтной проводки, а также проверить соответствие испытательной установки требованию стандарта на «установившийся ток к.з. установки» путем измерения тока при напряжении к.з. для заданного испытательного напряжения.

Подъем напряжения до 1/3 испытательного может быть произвольным, дальнейшее повышение должно быть плавным и быстрым, но позволяющим при 3/4  испытательного производить отсчет показаний измерительного прибора. После достижения требуемого значения напряжения (при испытании внешней изоляции) или после его выдержки (при испытании внутренней изоляции) напряжение должно быть быстро снижено до нуля или при его значении, равном 1/3 или менее испытательного, произведено отключение. На случай пробоя испытываемой изоляции в схеме испытания предусматривается автоматическое отключение испытательного трансформатора со стороны питания.

Согласно стандарту внутренняя изоляция масляных силовых трансформаторов считается выдержавшей испытание, если во время испытания не наблюдалось пробоя или повреждения изоляции, отмечаемых по звуку разрядов в баке, выделению газа или дыма или по показаниям приборов.

2.9 Измерение коэффициента трансформации

Номинальное напряжение обмоток трансформатора – это напряжение при холостом ходе, указанное на табличке трансформатора. Для компенсирования изменения напряжения при нагрузке обмотки ВН двухобмоточных трансформаторов снабжаются регулировочными ответвлениями. В понижающих трансформаторах с обмоткой высшего напряжения на напряжение 10 кВ  регулирование напряжения осуществляется устройством переключения ответвлений обмоток без возбуждения (ПБВ), то есть при отключении всех обмоток трансформатора от сетей (рис. 12).

                       

       1 – регулировочные катушки.

Рисунок 12 – Принципиальная схема переключений ступеней напряжения

                      устройством ПБВ

Коэффициентом трансформации  k  называется отношение напряжений на зажимах двух обмоток при опыте холостого тока. Для двух обмоток силового трансформатора, расположенных на одном стержне, коэффициент трансформации принимается равным отношению чисел витков:

k = UB / UH  = wB / wH  ,

где UB и wВ – напряжение и число витков обмотки ВН;

     UН и wН – то же обмотки НН.

Определением коэффициента трансформации проверяют правильность чисел витков обмоток трансформатора. Коэффициент трансформации определяют на всех регулировочных ответвлениях и на всех фазах.

Проверка коэффициента трансформации производится после капитального ремонта трансформатора с частичной или полной заменой обмоток. Коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на   2 % от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз, или от заводских (паспортных) значений.

Расчетный коэффициент трансформации k определяют как отношение напряжений обмоток с точностью вычислений до 0,1 %. Определение коэффициента трансформации допускается производить:

а) методом моста переменного тока;

б) методом двух вольтметров.

Метод моста переменного тока позволяет получить большую точность результатов измерения. Однако на практике чаще применяют метод двух вольтметров, как более удобный при измерении коэффициента трансформации пофазно, когда требуется произвести большое число измерений разных по значению напряжений.

Принципиальная схема определения коэффициента трансформации методом двух вольтметров показана на рис. 13.

                     

Рисунок 13 – Проверка коэффициента трансформации трехфазного

                      трансформатора при питании от сети однофазного тока

Обычно ограничиваются измерением коэффициента трансформации при подаче на обмотку высшего напряжение питания от сети собственных нужд 220 или 380 В. На рис. 13 показана схема пофазного измерения коэффициента трансформации трехфазного трансформатора напряжением 220 В. В этом случае коэффициент трансформации подсчитывается по формуле:

,

где Кi ср, соответственно:

;        ;        .

Основным условием точного измерения является одновременный отсчет по обоим вольтметрам. Если наблюдаются колебания напряжения, отсчеты должны быть повторены 2 раза и более. Для получения устойчивого и плавно изменяемого напряжения питания при пофазном измерении применяют однофазные автотрансформаторы с плавным регулированием напряжения. Измерения производят вольтметрами класса 0,2. Допускается применять приборы класса 0,5 при условии, что на используемой части шкалы они имеют близкие по значению погрешности одного знака.

Одним из условий, при которых допускается параллельная работа трансформаторов, является равенство или отличие не более чем на 0,5 %  их коэффициентов трансформации. Поэтому измерение коэффициента трансформации имеет большое практическое значение при определении возможности включения трансформаторов на параллельную работу в том случае, если отсутствуют паспортные данные трансформаторов.

2.10 Проверка группы соединения обмоток

Проверка группы соединений обмоток проводится при ремонтах с полной или частичной заменой обмоток. Тождественность групп соединений обмоток, так же как и равенство коэффициентов трансформации, является одним из условий параллельной работы трансформаторов. Несоблюдение этого условия приводит к возникновению между трансформаторами уравнительного тока, недопустимого при параллельной работе. Поэтому проверку соединения групп обмоток необходимо производить также при определении возможности параллельной работы трансформаторов в случае, если отсутствуют их паспортные данные. Проверку группы соединения производят сразу после измерения коэффициента трансформации и на одной из ступеней напряжения – обычно на ступени номинального напряжения всех обмоток трансформатора.

Группа соединения обмоток трансформатора характеризует сдвиг по фазе между векторами линейных напряжений первичной и вторичной обмоток. Группу соединения принято выражать числом, полученным от деления на 30 угла (в градусах), на который отстает вектор вторичного напряжения от соответствующего вектора первичного напряжения. Всего можно получить 12 групп соединения, которые для удобства и в соответствии со стандартом принято обозначать цифрами часового циферблата. Вектор линейной ЭДС обмотки ВН изображается на часовом циферблате минутной стрелной и всегда устанавливается на 12 часов, а вектор линейной ЭДС обмотки НН изображается часовой стрелкой и указывает группу в часовом обозначении.

Для трехфазных трансформаторов отечественного производства стандарт устанавливает две группы соединений обмоток: двенадцатая (0) и одиннадцатая при чередовании фаз подведенного напряжения соответственно алфавитному чередованию букв, обозначающих выводы – А, В и С. Если изменить чередование фаз подведенного напряжения, то для одного и того же трансформатора с нечетной группой произойдет изменение группы. Это всегда следует помнить при проведении работ, связанных с определением группы соединений и фазировке.

Для определения группы соединения опытным путем не обязательно строить векторные диаграммы, а достаточно произвести ряд измерений и, пользуясь таблицами или расчетом, определить группу. Проверка групп соединений обычно производится методом двух вольтметров. Кроме того, существуют метод моста, прямой метод (фазометром) и метод постоянного тока.

Проверку производят вслед за измерением коэффициента трансформации теми же приборами  при том же напряжении и для удобства подсчета при 100 делениях шкалы по вольтметру. Для проверки группы вводы  А  и  а  соединяют электрически на крышке испытываемого трансформатора. К одной из обмоток (безразлично к какой) подводят небольшое напряжение и точным вольтметром (класса 0,2) измеряют поочередно напряжение между вводами  b – B, b – C, cB, ab (рис. 14).

    

Рисунок 14 – Схемы определения группы соединений обмоток

                       трансформатора по методу двух вольтметров  

Измеренные значения сравнивают с соответствующими расчетными данными. Для трансформаторов отечественного производства с группами 11 и 0 расчетные данные коэффициента групп k расч  подсчитывают по формулам, приведенным в табл. 15.

Таблица 15 – Расчетный коэффициент для определения группы соединения

Соединение

обмоток

Соединение

вводов

Измерение

напряжения

k расч  

Группа

У / У

Д / Д

А и а

bB

cC

k – 1

k – 1

0

У / Д

А и а

bB

cB

bC

11

Допуск измеренного коэффициента группы будет таким же, как и при определении коэффициента трансформации, т.е. не более  2 % расчетного.

Кроме перечисленных выше методов определения групп соединений обмоток, существуют различные универсальные приборы и комплекты приборов, предназначенные специально для испытания трансформаторов. В частности, таким прибором является универсальный измеритель коэффициента трансформации силовых и измерительных трансформаторов УИКТ-3 (рис. 15). В этом приборе напряжение, индуктированное во вторичной обмотке, сравнивается падением напряжения на резисторе  r2 и по соотношению сопротивлений  r1 / r2 при сбалансированной схеме, когда стрелка индикатора будет на нуле, определяют коэффициент трансформации проверяемого трансформатора. Тот факт, что схему удалось сбалансировать, указывает на то, что маркировка выводов трансформатора правильна. Следовательно, прибор УИКТ-3 позволяет одновременно с измерением коэффициента трансформации проверить полярность выводов.

          &nbs