95735

Проект и расчет электрической сети Елецкого района Липецкой области

Дипломная

Энергетика

При проектировании ГПП решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции: Назначение и роль подстанции; Схема присоединения к системе; Мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН; Режим заземления нейтралей трансформаторов; Требования к схеме подстанции, вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости.

Русский

2015-09-29

1.31 MB

1 чел.

74

ВВЕДЕНИЕ

Елецкий район находится в центре Липецкой области. Протяженность с севера на юг 47 км, с запада на восток - 55 км. Район граничит с севера с Краснинским районом, на востоке - с Задонским районом, на юге и юго-западе с Долгоруковским районом, на западе - с Измалковским районом, на северо-западе - со Становлянским районом. На территории района протекают реки: Дон, Быстрая Сосна, Воргол, Тальчик, Пальна, расположен заповедник «Галичья гора».

Площадь района составляет 117712 гектар, в т.ч. сельхозугодий 85 тыс. га. Леса в районе занимают 5234 га, лесополосы 3392 га. В районе имеется 123 пруда, 9 больших (Федоровский, Николаевский, Лосевский, Рогатовский и т.д.).

Елецкая земля по праву считается самой древней в Липецкой области, на которой появились первые поселения. Территорию нынешнего Елецкого района в древние времена составляли Воргольское и Елецкое удельные княжества, в которых имелось три города: Воргол, Елец и Талецк. Днем рождения Елецкого района официально считается 10 июля 1928 года. Район являлся одним из крупных в округе: общая площадь его территории составляла 1215 квадратных километров с населением 90632 человек, в нем насчитывалось 37 сельсоветов, 198 населенных пунктов, 15896 дворов и 17957 хозяйств.

Елецкий район богат минерально-сырьевой базой, что является одним из потенциалов развития производства строительных материалов и строительной отрасли в целом. На территории района расположены месторождения строительных, флюсовых и технологических известняков, тугоплавких, цементных и керамических глин, керамических суглинков, строительных песков.

Район имеет агропромышленное направление. Благоприятные климатические условия, наличие черноземов способствуют развитию растениеводства - основы сельскохозяйственного производства района. Приоритетным направлением в сельском хозяйстве является развитие животноводческой отрасли.

Елецкий район расположен на пересечении важнейших транспортных магистралей, связывающих столицу Российской Федерации с Югом России. Елец – крупный железнодорожный узел, пропускающий поезда в пяти направлениях. Через Елецкий район проходят крупные автомагистрали Москва-Ростов, Орел-Липецк-Тамбов.

Большую ценность составляют памятники культурного наследия, их насчитывается 21, из них - 19 культовые сооружения 17-20 веков, а также комплекс водяной мельницы начала 20 века в с. Дерновка и усадьба Хвостова 19 век в д.Шаталовка. Интересны для туристов древнейший на юге России памятник архитектуры - шатровая Казанская церковь в селе Талица и ландшафтный заповедник «Воргольские скалы». Для любителей конного отдыха, национальной экзотики (бои «викингов» и «славян») в с. Голиково действует пансион «Старая мельница».

В настоящее время на проектирование подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов. Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

При проектировании ГПП решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции:

1. Назначение и роль подстанции;

2. Схема присоединения к системе;

3. Мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН;

4. Режим заземления нейтралей трансформаторов;

5.Требования к схеме подстанции, вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости.

Из выше изложенного следует, что основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются: надежность электроснабжения, экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.

            В работе  производится выбор основного электротехнического оборудования, в соответствии с заданными мощностями и напряжениями, руководствуясь соответствующей литературой, выбирается тип трансформаторов, разъединителей, разрядников и прочее оборудование. Также, в качестве специальной части рассматривается вопрос выбора источника тока для питания оперативных цепей.


СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

Сокращения:

АВР –  автоматический ввод резервного питания;

АПВ – автоматическое повторное включение;

АС – голый алюминиевый провод со стальным сердечником;

БК – батареи конденсаторов;

ВА – выключатель автоматический;

BЛ  –  воздушная линия электропередачи;

ВН – высшее напряжение;

НН–  низшее напряжение;

ВНД– внутренняя норма доходности;

ИД –  индекс доходности;

КЗ – короткое замыкание;

ГПП – главная понизительная подстанция;

КТП – комплектная трансформаторная подстанция;

ПУЭ –  Правила устройства электроустановок;

РЗА – релейная защита и электроавтоматика;

РУ – распределительное устройство;

СИ –  Международная система физических единиц;

СН – собственные нужды;

Т – силовой трансформатор;

ТН –  трансформатор напряжения;

ТДН – трехфазный трансформатор с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТРДН – трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТМ – трехфазный масляный трансформатор;

НКФ - трансформатор напряжения каскадный, в фарфоровой покрышке;

ЗНОЛ - трансформатор однофазный с естественным масляным охлаждением с заземленным выводом первичной обмотки;       

РГПЗ – разъединитель горизонтально - поворотного типа с заземляющими ножами;

ВЭБ – выключатель элегазовый баковый;

ВВЭ – М - выключатель вакуумный электромагнитный привод, модернизированный;

ВВТЭ – М - выключатель вакуумный трехполюсный, электромагнитный привод, модернизированный;

РВС - разрядник вентильный станционный;

ПКТ – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов;

ПКН – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов напряжения;

ТФНД - трансформатор тока с фарфоровой изоляцией для наружной установки с сердечником для дифференциальной загрузки;

ТПОЛ - трансформатор тока проходной одновитковый
с литой смоляной изоляцией;

ТЛ - трансформатор тока с литой смоляной изоляцией;

ТП –  трансформаторная    подстанция;

ТТ –  трансформатор тока;

ТН - трансформатор напряжения;

ЧДД – чистый дисконтированный доход

ВНД - внутренняя норма доходности это  та норма дисконта, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

ИД - индекс доходности – отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений.

ИЭ - интегральный эффект – сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).


1 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Электроснабжение района

1.1.1 Баланс активной и реактивной мощностей

Расчёт активной мощности будем производить по формуле:

, (1)

где - коэффициент мощности нагрузки,

- наибольшая нагрузка.

(МВт)

Активные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.

Таблица 1. Активные мощности

P3 МВт

P4 МВт

P5 МВт

P6 МВт

P7 МВт

P8 МВт

28,0

16

18,8

32,8

28,5

34,2

Расчёт реактивной мощности будем производить по формуле:

 , (2)

(Мвар)

Реактивные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 2.

Таблица 2. Реактивные мощности

Q3 Мвар

Q4 Мвар

Q5 Мвар

Q6 Мвар

Q7 Мвар

Q8 Мвар

21

12

16,5

22,9

25,1

16,6

Баланс мощности

Определим суммарные активные и реактивные мощности потребителей сети, по формулам 3 и 4:                                                       

(МВт), (3)

(Мвар). (4)

Определим потери активной мощности каждого из потребителей сети по формуле 5:  

, (5)

(МВт).

Потери активной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 3.

Таблица 3. Потери активной мощности

ΔP3 МВт

ΔP4 МВт

ΔP5 МВт

ΔP6 МВт

ΔP7 МВт

ΔP8 МВт

1,4

0,8

0,9

1,6

1,4

1,7

Определим потери реактивной мощности каждого из потребителей сети по формуле 6:  

 , (6)

(Мвар).

Потери реактивной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 4.

Таблица 4. Потери реактивной мощности

ΔQ3 Мвар

ΔQ4 Мвар

ΔQ5 Мвар

ΔQ6 Мвар

ΔQ7 Мвар

ΔQ8 Мвар

1,3

0,7

1,0

1,4

1,5

1,0

Определим требуемую активную мощность потребителей сети по формуле 7:

, (7)

(МВт).

Определим требуемую реактивную мощность потребителей сети по формуле 8:

, (8)

(Мвар).

Определим активную и реактивную мощности ТЭЦ сети по формулам 9 и 10:

, (9)

где n – число установленных гидрогенераторов ВГС325/89-14- 5 шт.;

Pг – активная мощность одного гидрогенератора ВГС325/89-14.

(МВт),

, (10)

где  ,

(квар).

Определим располагаемую реактивную мощность сети по формуле 11:

, (11)

(Мвар).

Определим дефицитную реактивную мощность сети по формуле 12:

, (12)

(Мвар).

Вывод: для проектируемой электрической сети компенсации реактивной мощности требуется.

Для восполнения дефицита реактивной мощности устанавливаются компенсирующие устройства (КУ). При этом расчетная мощность компенсирующих устройств i-той подстанции может быть определена по выражению (13):

Qку р i=(QiQi)-(Рi+Δ Рi) tgφс, (13)

Qку р 3=(21+1,3)-(28+1,4) . 0,36=11,7 (Мвар).

Аналогично заносятся расчеты для остальных потребителей в таблицу 5.

           Таблица 5. Расчет реактивной мощности компенсирующих устройств

Qку р 3 Мвар

Qку р 4 Мвар

Qку р 5 Мвар

Qку р 6 Мвар

Qку р 7 Мвар

Qку р 8 Мвар

11,7

6,7

10,4

   11,9

15,9

4,6

На подстанциях, где   получается меньше 400 квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 квар. Баланс не выполняется более чем на 200 квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются на 400 квар.

Определим количество компенсирующих установок, используя формулу 14:

, (14)

где Qед – единичная мощность установки.

nед=0,4 (Мвар),

nку р 3=11,7:0,4=29,2.

Округлим значение:

        n'ку р 3= 29

Аналогично заносятся расчеты количества компенсирующих устройств  для остальных в таблицу 6.

            Таблица 6. Расчет количества компенсирующих установок

nку р 3

nку р 4

nку р 5

nку р 6

nку р 7

nку р 8

29

17

26

30

40

12

Определим номинальное значение мощности компенсирующих устройств уравнением 15:

Qку ном i= n'ку р i . Qед, (15)

Qку ном 3=29 . 0,4=11,6 (Мвар).

Подобным образом расчитывается остальные номинальные значения мощности компенсирующих устройств в таблице 7.

           Таблица 7. Расчет номинального значения мощности компенсирующих устройств

Qку ном 3 Мвар

Qку ном 4 Мвар

Qку ном 5 Мвар

Qку ном 6 Мвар

Qку ном 7 Мвар

Qку ном 8 Мвар

11,6

6,8

10,4

12

16

4,8

Суммарное номинальное значение мощности компенсирующих устройств:

ΣQку ном i= Qку ном 3  +Qку ном 4+ Qку ном 5+ Qку ном 6+ Qку ном 7+ Qку ном 8, (16)

ΣQку ном i=61,6 Мвар.

Составим первоначальный баланс реактивной мощности, используя выражение (16).

ΣQку ном i+ Qрасп= Qтреб,  (17)

61,6+90=121

151,6=121.

При составлении баланса он не сходится, следовательно, уменьшаем мощность КУ у потребителей и их количество.

n =15 шт. =6 (Мвар),

n =5 шт. =2 (Мвар),

n  =5 шт. =2 (Мвар),

n  =20 шт. =8 (Мвар),

n  =28 шт. =11,2 (Мвар),

n  =5 шт. =2 (Мвар),

ΣQку ном i=31,2 (Мвар),

31,2+90=121

121,2=121

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

После этого определяем мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств, используя выражение (18):

, (18)

(МВА),

(МВА),

(МВА),

(МВА),

(МВА),

                                  (МВА).

Полученные данные сведем в таблицу 8.

Таблица 8. Баланс мощности

N

пот

Pi

Mвт

Мвт

Si

МВА

Qi

Мвар

Мвар

Qky

Мвар

Мвар

МВА

МВА

3

28

1,4

35

21

1,3

6

11,7

15

15

28+j15

4

16

0,8

20

12

0,7

2

6,7

5

10

16+j10

5

18,8

0,9

25

16,5

1

2

10,4

5

14,5

18,8+j14,5

6

32,8

1,6

40

22,9

1,4

8

11,9

20

14,9

32,8+j14,9

7

28,5

1,4

38

25,1

1,5

11,2

15,9

28

13,9

28,5+j13,9

8

34,2

1,7

38

16,6

1

2

4,6

5

14,6

34,2+j14,6

1.1.2 Составление вариантов конфигурации сети

В соответствии с заданием на выпускную работу состав потребителей в процентах по категориям надёжности 30/30/40.

Примеры возможных вариантов расчётных схем показаны на рис. 1-5.

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

5

2

к

м

6

0

к

м

4

5

к

м

3

0

к

м

4

4

к

м

4

0

к

м

4

0

к

м

Рисунок 1 –Вариант сети №1

Схема радиально магистральная.

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ2-3=40 км, ℓ6-3=40 км, ℓ6-5=44 км, ℓ5-1=30 км,

ℓ1-4=45 км, ℓ1-7=60 км, ℓ7-8=52 км,

n=24 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =24.4=96 км,

   ℓобщ=км.

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

3

5

к

м

5

0

к

м

3

0

к

м

3

0

к

м

4

4

к

м

4

0

к

м

4

0

к

м

2

2

к

м

Рисунок 2 – Вариант сети №2

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ2-3=40 км, ℓ6-3=40 км, ℓ6-5=44 км, ℓ5-1=30 км,

ℓ1-4=30 км, ℓ4-7=50 км, ℓ7-8=35 км, ℓ8-2=22 км,

n=22 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =22.4=88 км,

общ = км.

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

3

5

к

м

5

0

к

м

3

0

к

м

4

5

к

м

6

6

к

м

6

0

к

м

2

2

к

м

Рисунок 3 – Вариант сети №3

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ6-3=60 км, ℓ6-5=66 км, ℓ5-1=45 км,

ℓ1-4=30 км, ℓ4-7=50 км, ℓ7-8=35 км, ℓ8-2=22 км,

n=25 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =25.4=100 км,

общ = км.

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

6

5

к

м

6

0

к

м

3

0

к

м

4

5

к

м

6

0

к

м

4

0

к

м

4

0

к

м

2

2

к

м

Рисунок 4 – Вариант сети №4

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ2-3=40 км, ℓ6-3=40 км, ℓ6-1=60 км, ℓ1-5=45 км,

ℓ1-7=60 км, ℓ1-4=30 км, ℓ4-8=65 км, ℓ8-2=22 км,

n=24 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =24.4=96 км,

общ = км.

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

6

5

к

м

4

0

к

м

3

0

к

м

4

5

к

м

9

0

к

м

6

0

к

м

2

2

к

м

2

0

к

м

Рисунок 5 – Вариант сети №5

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ6-3=60 км, ℓ6-1=90 км, ℓ1-5=45 км, ℓ2-7=20 км,

ℓ1-7=40 км, ℓ1-4=30 км, ℓ4-8=65 км, ℓ8-2=22 км,

n=26 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =26.4=104 км,

общ = км.

Исходя из минимальных затрат выбираются три схемы, которые являются наименьшими по протяжённости:

Схема №1=407 км,

Схема №2=379 км,

Схема №3=408 км,

Схема №4=458 км,

Схема №5=476 км.

Учитывая, что кольцевые схемы дешевле, для предварительного расчёта приняты  три схемы: схема№1, схема№2, схема№3.

1.1.3 Предварительный приближённый расчёт отобранных вариантов

Задачей предварительного расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший.

При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:

  1.  потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность линий не учитываются.
  2.  источники ограниченной мощности учитываются как нагрузки с отрицательным знаком.
  3.  напряжения во всех точках сети считаются равными номинальному
  4.  сеть считается однородной.
  5.  район по гололеду – III.

Расчет потокораспределения сетей производится по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.

Схема 1. Определение потоков мощности на каждом участке линии

   Рисунок 6 – Потокораспределение в нормальном режиме

Определяются потоки мощности на участках ЛЭП:

(МВА).

По 1 закону Кирхгофа для узлов:

,

,

,

,

.

Так как источник 2 – источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

.

Направление потока мощности на участках 5-6 и 6 -3  изменится и точка 6 будет точкой потокораздела.

Рисунок 7 – Потокораспределение в нормальном режиме

Для предварительного выбора напряжения источника  пользуются формулой Илларионова:

, (19)

где Рkj – передаваемая мощность по наиболее загруженному головному участку активная мощность, МВт,

      lkj – длина этого участка, км.

(кВ).

Принимается кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, т.к. линия 1-6, 1-7, 1-4 двухцепные, то значение тока уменьшаем в два раза. Ток участка линии определяется по формуле:

, (20)

(А)   провод АС-240,

(А)   провод АС-240,

(А)            провод АС-240,

(А )   провод АС-240,

(А)   провод АС-240,

(А)   провод АС-240,

(А)    провод АС-240.

По стр. 428-430 [2] табл. 7.35, выбираются расчётные данные проводов ЛЭП марки АС. Принимается: материал опор – железобетон , 3 район по гололёду, ЛЭП-220 кВ.

Определение активных и индуктивных сопротивлений

участков линии

По стр. 432-433 табл. 7.38, выбираются активные и реактивные сопротивления проводов ЛЭП марки АС.

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления двухцепных участков линии:

, ,  (21)

Ом, (Ом),

Ом, (Ом),

Ом, (Ом),

Ом, (Ом),

Ом, (Ом),

Ом, (Ом),

Ом, (Ом).

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

Потери активной мощности по участкам определяются по формуле:

, (22)

где , – потоки активной и реактивной мощности на участке сети.

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт).

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП по формуле.

,  (23)

(кВ),

(кВ),

(кВ),

(кВ),

(кВ),

(кВ),

(кВ).

Определяется  потеря напряжения в %:

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определение наибольшей потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

%.

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1-7 и 1-4

 

Рисунок 8 – Потокораспределение участка 1-7 и 1-4 в аварийном режиме

Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:

Ом, (Ом),

Ом, (Ом).

Рассчитываются потери напряжения на этом участке цепи:

(кВ),

(кВ),

(кВ).

Определяется  потеря напряжения в %  в аварийном  режиме:

,

.

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1 –2

 

   Рисунок 9 – Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S36 = S 3 = 28 + j15 (МВА),

S56 = S36 + S6   = 60,8+ j29,9 (МВА),

S15 = S56 + S5   = 79,6+ j44,4 (МВА).

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

 

Все данные предварительного расчета схемы № 1 заносятся в таблицу 9

Таблица 9. Нормальный режим схемы № 1

Участок

Длина

км

Число

цепей

Поток

мощности

МВА

Расчетный                         ток

А

Стандартное

сечение

мм2

r0

Ом/км

x0

Ом/км

r

Ом

x

Ом

P

МВт

U

кВ

1-5

30

2

39,6+j14,4

55

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,07

1,3

5-6

44

2

20,8-j0,1

27

240

0,12

0,43

2,6

9,5

0,02

0,3

6-3

40

1

12+j15

50

240

0,12

0,43

4,8

17,2

0,02

1,4

3-2

40

1

40+j30

65

240

0,12

0,43

4,8

17,2

0,15

3,3

1-7

60

2

62,7+j28,5

90

240

0,12

0,43

3,6

12,9

0,4

2,8

7-8

52

2

34,2+j14,6

48

240

0,12

0,43

3,1

11,2

0,08

1,1

1-4

45

2

16+j10

34

240

0,12

0,43

2,7

9,7

0,04

1

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получилось что, суммарные потери в аварийном режиме находятся не выше допустимого предела ΣΔUдоп% =12%, значит, схема  подходит для дальнейшего экономического расчета.

Схема 2. Определение потоков мощности на каждом участке линии

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные потери в аварийном режиме не превысили допустимый предел ΣΔUдоп% =12%. Поэтому схему 2 в экономический расчет включаем.

По итогам расчета нормального и аварийного  режима сети для схемы 2 составляется таблица 10.

Таблица 10. Нормальный режим схемы № 2

Участок

Длина

км

Число

цепей

Поток

мощности

МВА

Расчетный

ток

А

Стандартное

сечение

мм2

r0

Ом/км

x0

Ом/км

r

Ом

x

Ом

P

МВт

U

кВ

1-4

30

2

55,8+25,9j

87

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,16

2,2

4-7

50

2

39,8+j15,9

57

240

0,12

0,43

2,6

9,5

0,12

1,2

7-8

35

2

11,3+2j

10

240

0,12

0,43

2,4

8,6

0,003

0,1

8-2

22

1

22,9+j12,6

64

240

0,12

0,43

4,8

17,2

0,06

1,6

1-5

30

2

62,5+30j

99

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,23

1,4

5-6

44

2

43,7+j15,5

63

240

0,12

0,43

3

10,8

0,14

1,3

6-3

40

2

10,9+0,6j

18

240

0,12

0,43

2,1

7,5

0,01

0,2

3-2

40

1

17,1+j14,4

64

240

0,12

0,43

2,6

4,7

0,03

0,6

Схема 3. Определение потоков мощности на каждом участке линии

Все данные предварительного расчета схемы № 3 занесем в таблицу 11.

Таблица 11. Нормальный режим схемы № 3

Учас-

ток

Длина

км

Число

цепей

Поток

мощности

МВА

Расчетный

ток

А

Стандарт-             ное

сечение

мм2

r0

Ом/км

x0

Ом/км

r

Ом

x

Ом

P

МВт

U

кВ

1-4

30

2

38,7+j8,1

66

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,1

0,8

4-7

50

2

2,7-j1,9

35

240

0,12

0,43

3

10,8

0,05

0,5

7-8

35

1

5,8+j15,4

42

240

0,12

0,43

4,2

15

0,02

1,1

8-2

22

1

40+j30

130

240

0,12

0,43

2,6

4,7

0,13

1,1

1-5

45

2

91,3+j37,1

128

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,35

3,1

5-6

66

2

53,5+26,8j

79

240

0,12

0,43

2,6

9,5

0,2

1,9

6-3

60

2

28+j15

41

240

0,12

0,43

2,4

8,6

0,05

0,9

Вывод: Согласно заданию предельно допустимыми потерями напряжения считается ΣΔUдоп%=12%. Значит, схема № 3 проходит для дальнейшего расчета по допустимым потерям напряжения и по допустимому длительному току.

Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов.

Таблица 12. Технико-экономическое сравнение вариантов

№ п/п

Составляющие затрат

Схема 1

Схема 2

Схема 3

Схема 1

Схема 2

Схема 3

1

Стоимость ВЛ 220 кВ

участок

Ко тыс.руб./км

Li

участок

Ко тыс.руб./км

Li

участок

Ко тыс.руб./км

Li

518200

624850

534300

км

км

км

1-5

1650

45

1-4

1650

45

1-4

1650

45

5-6

1650

66

4-7

1650

75

4-7

1650

75

6-3

950

40

7-8

1650

52

7-8

950

35

3-2

950

40

8-2

950

22

8-2

950

22

1-7

1650

60

1-5

1650

45

1-5

1650

45

7-8

1650

52

5-6

1650

66

5-6

1650

66

1-4

1650

45

6-3

1650

60

3-2

950

40

6-3

1650

60

2

Затраты на устройство лежневых до-рог (Зл),
З=Зл*L,
где L-длина линии

370*348

370∙405

370∙348

128760

149850

128760

3

Затраты с учетом зонального коэф.,Ззк=1

(518200+128760)*1

(624850+149850)*1

(534300+128760)*1

646960

774700

663060

Продолжение таблицы 12

4

Ст-ть земельного участка под опоры, ст-ть освония =19руб/м2; размер пост отвода земли на 1 км = 40м3

19*40*348

19*40*405

19*40*348

398240

432440

390640

5

НДС по п.

1,2*398240

432440*1,2

390640*1,2

477888

518928

468768

6

Ст-ть в текущем уровне цен

(646960+477888) ∙2,664

(774700+432440) ∙2,664

(663060+468768) ∙2,664

2996595

3446225

3015190

7

Общие затраты

-

-

-

2996595

3446225

3015190

По табл. 7.4, 7.8, 7.20, 7.2, 7.3, 7.7, 7.1 стр. 309-315; 324 [3] выбираются соответственно: стоимость ВЛ 220 кВ; затраты на устройство лежневых дорог; затраты с учетом стоимости трансформаторов; затраты с учетом зонального коэф.; стоимость земельного участка под опоры; стоимость в текущем уровне цен.

Метод приведенных затрат

Выбор оптимального варианта производится по критерию минимума приведенных  затрат (3), которые  для   i-го  варианта   определяются   по формуле:

3 = рн K + И + У,  (24)

где рн = 0,33 1/год — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложении;

       К –– суммарные единовременные капиталовложения, руб.,

       И –– суммарные еже¬годные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслу¬живание, руб,

       У— суммарный вероятный на¬роднохозяйственный ущерб от аварийных и  плановых пере¬рывов электроснабжения потребителей, руб.

Ежегодные издержки определяются по формуле:

З = Иа + Ир + Ио + ИΔW,  (25)

где Иа = αа К –– отчисления на амортизацию (αа = 0,2 ÷ 0,3 – ежегодные отчисления на амортизацию в относительных единицах), руб.,

      (Ир + Ио) = (αр + αо)·К  ––  отчисления на ремонт и  обслуживание, руб.,                

      [(αр + αо) = 0,06 – ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание в относительных единицах],

      ИΔW = β·ΔР·τ –– стоимость потерь электроэнергии [-время максимальных потерь, час], руб.

Время максимальных потерь находится по формуле:

,  (26)

часов.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 1.

Отчисления на амортизацию определяются по формуле:

Иа = αа·К,  (27)

Иа = 0,2·2996595=599319 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и обслуживание по формуле:

р + Ио)  = (αр + αо)·К,  (28)

р + Ио)  =  0,06·2996595=179795 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии по формуле:

ИΔW  = β·ΔР·τ,  (29)

ИΔW  = 2,4·0,78·5250·10–3 = 10 тыс руб/год.

Ежегодные издержки вычисляются по формуле:

З= рн K+И (30)

З= 0,33·2996595+599319 +179795 +10=1768 тыс руб/год.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 2.

Отчисления на амортизацию составят:

Иа = 0,2·3446225= 689,245 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и  обслуживание:

р + Ио)  = 0,06·3446225= 206,773 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии:

ИΔW  =2,4·0,753·5250·10–3 =10 тыс руб/год.

Ежегодные издержки составят:

З= 0,33·3446225+689245 + 206773 + 10= 2033 тыс руб/год.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 3.

Отчисления на амортизацию составят:

Иа = 0,2·3015190=603038 руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и  обслуживание:

р + Ио)  = 0,06·3015190=180911 руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии:

ИΔW  =2,4·0,9·5250·10–3 =11,3 тыс руб/год.

Ежегодные издержки составят:

З= 0,33•3015190+ 603038 + 180911 + 11,3= 1778 тыс руб/год.

На основании анализа экономической эффективности сравниваемых вариантов делается вывод, что  предпочтение отдаётся  к реализации варианта схемы № 3 СЭС, поэтому принимается более экономичная схема №1.

Выбор трансформаторов на подстанции потребителей

Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются:

- экономические соображения, обеспечивающие максимум ЧДД (чистый дисконтированный доход);

- условия нагрева, зависящие от графика нагрузки;

- температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.

Так как преобладают потребители 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пунктах (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.

Определяется расчётная мощность трансформатора на подстанции по формуле:

, (31)

где – коэффициент загрузки,  =0,7,

      n – количество транчформаторов, n=2.

(МВА).

Для пункта № 3  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

(МВА).

Для пункта № 4  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

(МВА).

Для пункта № 5  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

(МВА).

Для пункта № 6  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

(МВА).

Для пункта № 7  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

(МВА).

Для пункта № 8 выбирается трансформатор типа ТРДН –40000/220.

По справочнику 4, табл. 6.47, стр. 284 выбираются силовые трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ для каждого пункта, сведения о которых представлены в таблице 13.

 Таблица 13. Технические данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора

SТР

МВА

UH BH

кВ

UH HH

кВ

UK

%

кВт

кВт

%

R,

Ом

X,

Ом

Пункт

потребителя

ТРДН – 40000/220

40

230

10,5

12

170

50

0,9

5,6

158,7

3,4,5,6,7,8

Типы выбранных трансформаторов:

ТРДН - трансформатор трехфазный с расщеплённой обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с системой регулирования напряжения под нагрузкой.

Рассчитываются потери активной мощности в трансформаторе по формуле:

,  (32)

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт),

(МВт).

Рассчитываются потери реактивной мощности в трансформаторе по формуле:

,  (33)

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар).

Рисунок 10 - Расчетная схема сети

Определяется зарядная мощность участков сети, примыкающих к подстанции по формуле:

,  (34)

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар),

(Мвар).

Определяются расчетные нагрузки подстанций по формуле:

,  (35)

где Si – нагрузка потребителя в соответствующем режиме на стороне низшего напряжения подстанции, МВА,

    ΔPтр, ΔQтр – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах, соответственно МВт, Мвар,

    Qci/2 – зарядная мощность участка сети, примыкающего к подстанции, Мвар.

(МВА),

(МВА),

(МВА),

(МВА),

(МВА),

(МВА). 

Определение действительных напряжений

Основным экономически целесообразным средством регулирования напряжения в сети являются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН).

В этом пункте проекта выбираем рабочие ответвления понижающих трансформаторов, обеспечивающие поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассматриваемых режимах работы.

Рассчитаем только напряжение 7 потребителя в наибольшем, наименьшем и аварийном режимах соответственно.

Регулирование напряжения в режиме  наибольших нагрузок

Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения определяется по формуле:

,  (40)

где Ui' -напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН, кВ,

      Uхх = 11кВ – напряжение холостого хода трансформатора, кВ,

     Uжел = 10,4кВ – желаемое напряжение на стороне НН, кВ.

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН по формуле:

,  (41)

(кВ),

(кВ).

Стандартное напряжение ответвления находится по формуле:

,  (42)

где n – номер ответвления,

     Е – ступень регулирования, %,

    nE – предел регулирования, равный   ±9∙1,78.

Подбирая номер ответвления n добиваются, чтобы U1отв = Uотв.

В наибольшем режиме n = +5 соответственно:

(кВ).

Определяется действительное напряжение на шинах НН по формуле (40):

(кВ).

Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

(кВ),

(кВ).

В наименьшем режиме n = +4 соответственно:

(кВ).

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме наибольших нагрузок:

(кВ).

Регулирование напряжения  в послеаварийном режиме

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

(кВ),

(кВ).

Стандартное напряжение ответвления:

В аварийном режиме n = +2 соответственно

(кВ).

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме аварийных нагрузок:

(кВ).

1.2.1 Составление схемы первичных соединений ГПП

  В настоящее время на проектирование подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

  Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

  При проектировании ТП решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции:

  1.  Назначение и роль подстанции;
  2.  Схема присоединения к системе;
  3.  Мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН;
  4.  Режим заземления нейтралей трансформаторов;
  5.  Требования к схеме подстанции, вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости.

   Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, отделители, разъединители, короткозамыкатели, сборные шины, выключатели, а также линии электропередачи.

 Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

Экономичность главной схемы подстанции достигается за счет:

  1.  Применения упрощенной схемы без выключателей на высшем
      напряжении;
  2.        2. Избежание создания сложных коммутационных узлов;

    3. Применение трехфазных трансформаторов.

     Из выше изложенного следует, что основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются:

надежность электроснабжения, экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.

  Таким образом, курсовой проект представленный далее раскрывает все аспекты, изложенные выше, поэтому можно с уверенностью сказать, что вопросы, решённые в данной работе могли бы применятся на практике в различных энергетических предприятиях и объектах.

Выбор силового трансформатора производится в зависимости от его номинальной мощности и напряжения подаваемого на первичную обмотку трансформатора по табл. 5,17 с.230.

Таблица 14. Технические данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Тип

трансформатора

SТР

МВА

UH BH

кВ

UH HH

кВ

UK

%

кВт

кВт

R,

Ом

Х,

Ом

%

ТРДН – 25000/110

25

115

11

10,5

120

27

2,54

55,9

0,7

1.2.2 Составление схемы выдачи электрической энергии

       На основании задания на дипломный проект составляется схема выдачи электроэнергии, которая необходима для расчетов токов в нормальном режиме работы. Согласно заданию имеются три категории потребителей электроэнергии, две питающие линии напряжением 110 кВ и  20 отходящих  линий напряжением 10 кВ.

Деление схемы на две секции секционированным выключателем делает ее более гибкой и обеспечивает бесперебойность питания потребителей. Для надежности применена  мостиковая перемычка.

Рисунок 11 - Схема выдачи электроэнергии ТП 110/10 кВ с двумя

трансформаторами мощностью 25 МВА

1.2.3 Определение  значений токов на  присоединениях

Определяются значения токов на стороне высшего напряжения по формуле:

,     (43)

(А).

Определяются значения токов на стороне низшего напряжения по форуле:

,     (44)

(А).

Определяются значения токов на отходящих линиях по формуле:

,   (45)

,

,

,

.

1.2.4 Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры по параметрам нормального рабочего режима

Так как данная подстанция является тупиковой, то на этом основании выбирается типовая схема 110-4Н с. 13 [10], которая представлена на рисунке 12.

В зависимости от величины напряжения ее тока выбираются коммутационные аппараты.

                  Принципиальный  выбор  аппаратов  на  присоединение.

Рисунок 12 - Схема первичных соединений подстанции 110/10 с двумя трансформаторами ТРДН  Sн=25 МВА.

Проектируемая ТП-110/10 кВ предназначена для электроснабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей. На всех ступенях электроснабжения применяются блочные схемы электрических соединений подстанции без сборных шин. На напряжение 10 кВ применяется схема с двойной системой шин, секционированной на две части выключателем. К каждой секции присоединено несколько кабельных или воздушных линии напряжением 10 кВ.

Согласно нормам технологического проектирования выбор схем распределительных устройств определяется напряжением распределительных устройств, количеством присоединений и наличием аварийного резерва в системе.

Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электрической энергии с шин проектируемой подстанции из-за отказов оборудования распределительных устройств.

Для определения вероятности ремонтного режима схемы распределительных устройств выявляются элементы, вывод в ремонт которых влияет на надежность схемы. К числу таких элементов относятся выключатели и системы шин, непосредственно соединенные с трансформатором и потребителем.

Проектируемая ТП-110/10 кВ имеет распределительные устройства, служащие для приема и распределения электроэнергии и содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательные устройства.

Распределительные устройства высшего напряжения выполняют открытыми (ОРУ), низшего - закрытыми (ЗРУ) или комплектными (КРУ). Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки монтажа, замены и демонтажа электрического оборудования подстанций. Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем ЗРУ.

В проекте рассматривается вариант применения комплектной трансформаторной подстанции блочной модернизированной на напряжение 110 кВ  типа КТПБ(М)110 10, страница 19,23.

          Таблица 15. Технические данные КТПБ(М)110

Наименование параметра

Значение

параметра

на стороне

110 кВ

10 кВ

Максимальная мощность основного трансформатора, кВА

25000

--

Номинальное напряжение, кВ

110

10

Номинальный ток главных цепей, А

330

1600

Номинальный ток сборных шин, А

1000

1600

Ударный ток короткого замыкания, кА

65

51

Ток термической стойкости (трёхсекундный), кА

25

20

Допускаемые усилия приёмных устройств на одну фазу, Н

980

980

Номинальное напряжение вспомогательных цепей переменного тока, В

380/220

380/220

Оборудование РУ низшего напряжения, размещается в закрытом помещении (ЗРУ) или шкафах распределительных устройств наружной установки (КРУН).

В проекте рассматривается вариант установки комплектного распределительного устройство наружной установки напряжением 6-10 кВ (КРУН)  серии К-59У1 10, страница 27.

       Таблица 16. Технические данные КРУН серии К-59У1

Наименование параметра, показателя классификации

Значение

параметра,

исполнения

Номинальное напряжение (линейное) при частоте 50 Гц, кВ

10

Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ

12,0

Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ при частоте 50 Гц, А

1600

Номинальный ток сборных шин при частоте 50 Гц, А

1600

Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ при частоте 50 Гц, кА

20

Ток термической стойкости (кратковременный ток) при времени протекания 3 с, кА

20

Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ, кА

51

Коммутационная аппаратура.

Надежная и экономическая работа электрических аппаратов и токоведущих частей (шины, кабели и др.) может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Для длительного режима аппараты и проводники выбирают по номинальному напряжению, допускаемому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению и условиям окружающей среды.

Выбор аппаратов и проводников по допускаемому нагреву должен удовлетворять форсированному режиму работы, который возникает в следующих случаях: при отключении одной из двух работающих параллельных линий, при использовании перегрузочной способности силовых трансформаторов, силовых кабелей и др.

По конструктивному исполнению аппараты и проводники выбирают таким образом, чтобы они по конструкции и своим технико-экономическим показателям наилучшим образом соответствовали условиям работы электроустановки.

После выбора аппаратов и проводников по условиям длительного режима их проверяют:

на электродинамическую и термическую устойчивости при протекании токов КЗ вызывающих наибольшие механические напряжения и нагрев. Отключающие аппараты (выключатели, предохранители) выбирают также по отключающей способности.

         Исходя из справочной литературы принимают к установке на стороне высшего напряжения в ОРУ-110 кВ разъединители наружной установки типа РГПЗ-110/1250 УХЛ1 стр. 17, элегазовые выключатели типа ВЭБ – 110 стр. 16, разрядники вентильные РВС-110М У1 стр. 17.

          На стороне низшего напряжения в К-59У1 заземляющие разъединители типа ЗР 10, вакуумные выключатели на выкатных тележках типа ВВТЭ – М – 10, ограничители перенапряжения типа ОПН – 10 стр. 18, заземлители типа ЗОН 110М – (I) II УХЛ1.

Разъединителем – называется электрический аппарат, предназначенный для отделения оборудования РУ от напряжения на время ремонта, а также для изменения схемы РУ. По технике безопасности требуется, чтобы разъединитель во время ремонта был заземлен с обеих сторон. Для этого предусмотрены заземляющие ножи разъединителей.    

Для управления разъединителем применяются ручные, электродвигательные, и пневматические приводы. Отключение нагрузочных токов может вызвать к.з. между полюсами разъединителя. Поэтому во избежание ошибочного отключения под током нагрузки в разъединителях предусматриваются специальные блокировки.

Требования, предъявляемые к разъединителям, следующие:

  1.  Разъединители в отключенном положении должны создавать ясно видимый разрыв цепи, соответствующий классу напряжения установок
  2.  Приводы разъединителей должны иметь устройство фиксации в каждом из двух оперативных положений: включенном и отключенном.

Разъединители должны беспрепятственно включаться и отключаться при любых наихудших условиях окружающей среды.  

    Таблица 17. Выбранные разъединители на стороне 110 кВ

Тип разъединителя

кВ

А

термической стойкости допустимое время отключения

   кВ

Масса

кг

Время отключения

       с

  кА

РГПЗ-110\1250 УХЛ1

110

1250

12\3

31,5

0,12

  0,075

  63

Таблица 18. Выбранные разъединители на стороне 10 кВ

Тип

разъединителя

Uном

кВ

Iном

А

Предельный

сквозной ток, кА

Ток термической

стойкости,кА

Время

прохождения наиб. тока тер.стойкости

Тип привода

ЗР 10

10

2000

85

31.5/4

ПР-3УЗ

Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин, отключения к.з., а также при изменениях схем электрических установок.

Требования, предъявляемые к выключателям во всех режимах работы, следующие:

  1.  Быстродействие при отключении, то есть гашение дуги в возможно меньший промежуток времени.
  2.  Надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений
  3.  Пригодность для автоматического повторного включения электрической цепи защитой
  4.  Взрыво- и пожаробезопасность.

На подстанции применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды. Преимущественное распространение получили элегазовые и вакуумные выключатели.

Таблица 19. Выбранные выключатели на стороне 10 и 110 кВ

Тип выключателя

кВ

А

отключения

кА

Время отключения

с

Время включения

с

кА

ВЭБ – 110

110

300

40

0,035

0,08

100

ВВТЭ-М-10

10

630

20

0,055

--

52

ВВЭ-М-10

10

1600

31,5

0,055

--

80

Для защиты оборудования от перенапряжений, на стороне высшего напряжения по номинальному напряжению, по справочной литературе принимают к установке для нейтрали выбирают разрядники типа РВС-15У1 и  РВС-35У1 стр. 17.

Таблица 20.  Разрядники

Тип

разрядника

Высота, мм

Масса, кг

РВС-110М У1

5600

255

РВС-35У1

4500

210

РВС-15У1

3100

175

Ограничители типа ОПН-10ХЛ1 предназначены для защиты трансформаторов, электрооборудования распределительных устройств и аппаратов от атмосферных и коммутационных перенапряжений в сетях напряжения 110 кВ переменного тока частоты 48-62 Гц с заземленной нейтралью. Эффективно применение в районах с высокой грозовой активностью и в сетях с особо ответственным оборудованием.

ОПН-10ХЛ1 применяются для наружной внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от –60°С до +40°С на высоте не более 2000 м над уровнем моря (УХЛ1 по ГОСТ 15150). Ограничители длительно выдерживают механическую нагрузку до 500 Н от тяжения провода  в направлении, перпендикулярном вертикальной оси.

Таблица 21. Технические характеристики ограничителей напряжения

Тип ОПН

Uном

кВ

Наиб. рабочее фазное U, кВ

U допустим. в течение времени,

20мин, 20с, 3,5с,1,0с.

При коммутационых

перенапряжениях

при импульсе I=280 кА

При грозовых перенапряж.при

t=8мкс, Iамп=10кА

ОПН-КС/ТЕL-10/10,5УХЛ2

10

73

88,95,100,105

175/190

280

       Для трансформаторов собственных нужд по справочной литературе принимаются к установке предохранители типа ПКТ-101-10-31,5-12,5 У3 на ток плавкой вставки: . Технические характеристики приведены в таблице 23.

       Для трансформаторов напряжения по справочной литературе принимаются к установке предохранители типа ПКН-001-10У3        Технические характеристики приведены в таблице 22.

   Таблица 22. Технические данные предохранителей

Тип

Uном, кВ

Наибольшее

рабочее

напряжение

Uраб, кВ

Номинальный

ток

предохранителя, А

Номинальный

ток

отключения, кА

ПКТ-101-10-31,5-12,5 У3

10

12

31,5

12,5

Таблица 23. Технические данные предохранителей

Тип

Номинальное

напряжение,

Uном, кВ

Наибольшее

рабочее

напряжение

Uраб, кВ

Номинальный

ток

предохранителя, А

Номинальный

ток

отключения,

кА

ПКН001-10У3

10

12

---

---

1.2.5 Расчет токов короткого замыкания

Аппараты электроустановок, в том числе РУ подстанций должны удовлетворять всем режимам функционирования соответствующих электроустановок или отдельных частей: нормальному, ремонтному, аварийному, послеаварийному режимам.

В нормальном режиме все элементы находятся в работе и функционируют в соответствии с запланированными для них нагрузками и качественными показателями.

Аварийный режим наступает при внезапном нарушении нормального режима.

При выборе аппаратов за расчетный аварийный режим принимается режим короткого замыкания. После отключения короткого замыкания наступает послеаварийным режим. Для проверки аппаратов данного присоединения по аварийному режиму необходимо, прежде всего, оценить расчетные условия короткого замыкания, то есть составить расчетную  схему,  наметить места расположения расчетных точек короткого замыкания, определить расчетное время протекания токов короткого замыкания и расчетный вид короткого замыкания.

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов, проводников, числа заземлённых нейтралей в системе, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики, выявления влияния высоковольтных линий электропередач на линии связи и сигнализации.

Для расчётов составляются расчётная схема и схемы замещения.

Расчетная схема составляется на основании схемы электроснабжения в условиях длительной ее эксплуатации. Коротковременные изменения в схеме не учитываются. Учитываются перспективы развития на пять лет вперед.

На схеме в виде графических обозначений показываются источники (система, генераторы), силовые трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы и их основные параметры, необходимые для расчета.

Так как данная схема электроснабжения предназначена для напряжения выше 1000 В, то на расчетной схеме коммутационные аппараты не показываю, то есть их сопротивления не учитываются.


Рисунок 13 - Расчетная схема электроснабжения с точками КЗ

Точки короткого замыкания выбираются так, чтобы по проверяемым аппаратам протекал наибольший ток, следовательно, точка к.з. должна находиться сразу же за этими аппаратами.

Если проверяемые аппараты предназначены только на напряжение выше 1000 В, то выбираем две расчетные точки к.з. :

К1- точка для проверки аппаратов до трансформатора;

К2- точка для проверки аппаратов после трансформатора и системы сборных шин (только одна точка, так как сопротивление от источника до К2 и до потребителей будет одинаково, потому что сопротивление аппаратов не учитывается).

На основе расчетной схемы для каждой точки к.з. составляется схема замещения, которая представляется в виде индуктивных и активных сопротивлений.  Так как в данном случае проектируемый тип подстанции ТП 110/10, то активные сопротивления не показываем.

Составление схемы замещения для точки К1.

Рисунок 14. Схема замещения первичных соединений для точки К1, питание от системы

Составление схемы замещения для точки К2.

Рисунок 15 - Схема замещения первичных соединений для точки К2, питание от системы

На схеме замещения показанные сопротивления находятся на разных ступенях напряжения.

Для преобразования схемы замещения необходимо все сопротивления преобразовать к одним и тем же условиям (к базисным условиям). За базисные условия принимаются два параметра: Sб и Uб. Независимо от того, в каких единицах определяются значения сопротивления, за базисные условия всегда принимаются  Sб и Uб.

За Sб принимается любое значение, кроме нуля и отрицательного. Но чаще всего за  Sб принимают мощность системы (для упрощения расчета), а за Uб принимают только напряжение, где находится точка к.з.

На основе выше сказанного принимаем  для точки К1: Sб=220 МВА и Uб=115,5кВ, а для точки К2: Sб=220 МВА и Uб=10,5 кВ.

Определение сопротивлений с указанием их значений на схеме замещения

 Сопротивления элементов могут быть заданы в именованных или относительных единицах. В относительных единицах значения задаются в процентах или в долях. В это же время необходимо перевести все к базисным условиям.

 Определяем сопротивления в именованных единицах для точки К1:

 Система: (Ом),

Линия: (Ом),

Линия: (Ом).

Найденные значения сопротивлений для К1 указываем на схеме замещения (рис. 14.).

 Определяем сопротивления в именованных единицах для точки К2:

Система: (Ом).

Сопротивления трансформаторов на ВН и НН определяются по следующим формулам:

,    (46)

 ,    (47)

Получится:

(Ом),

(Ом),

.

ХТ% для трансформатора ТРДН 25000/110/10, по с.236, табл.5,23.

Линия: Ом;

 X0=0,405 Ом/км – для ВЛ 110 кВ марки АС-240, по с.78, табл.3,8.

Линия: Ом;

 X0=0,405 Ом/км – для ВЛ 110 кВ марки АС-240, по с.78, табл.3,8.

Найденные значения сопротивлений для К2 указываем на схеме замещения (рис.15.).

           Преобразование схем замещения к простейшему виду

Целью преобразования схемы замещения является ее приведение к простейшему виду.

Преобразования, применяемые в расчетах обычных линейных электрических цепей, включают в себя нахождение эквивалентной ЭДС, последовательное и параллельное сложение сопротивлений, преобразование треугольника в звезду и обратно.

Рисунок 16 - Упрощенная схема замещения для точки К1, питание от системы

Находим эквивалентные сопротивления и показываем их на упрощенной схеме замещения (рис. 16.).

(Ом),

(Ом),

(Ом).

Рисунок 17 - Упрощенная схема замещения для точки К2, питание от системы

Находим эквивалентные сопротивления и показываем их на упрощенной схеме замещения (рис. 17.).

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом).

Определение необходимых значений токов к.з.

Токи к.з определяются по разному в зависимости от  мощности источника. Для того чтобы решить к какой мощности относится источник питания, вычисляется относительное расчетное сопротивление.

Если значение>3, то Sсист= - это источник питания неограниченной мощности.

Если значение<3, то Sсист - это источник питания ограниченной мощности.

Для точки К1 :

<3,  источник питания ограниченной мощности.

Для точки К2 :

<3,  источник питания ограниченной мощности.

Вычисление токов к.з. от источника ограниченной мощности.

  - действительное значение переходного тока периодической составляющей в первый момент действия переходного процесса, вычисляют для проверки на динамическую устойчивость.

 - вычисляют для проверки на термическую устойчивость.

 Для точки К1:

При определении токов к.з. существуют некоторые сложности, связанные с тем, что:

1) ЭДС генератора изменяется по сложному закону в зависимости не только от параметров генератора, а так же с учетом степени воздействия АРВ.

2) сопротивление генератора при ПП не остается постоянным.

Поэтому токи к.з. вычисляются по расчетным кривым, которые строятся с учетом выше перечисленного.

Пользуясь кривыми затухания для турбогенераторов с АРВ (Л-3. стр. 77 ), определяем:

при

(кА),

(кА),

(кА),

(кА).

=1,8– для систем напряжением выше 1000 В. с. 69

(кА).

 Для точки К2:

при

(кА),

(кА),

(кА),

(кА).

=1,8– для систем напряжением выше 1000 В. с. 69

(кА).

В итоге были получены такие данные токов короткого замыкания:

 Для К1: кА; кА; (кА),  

Для К2: кА; кА; (кА).

1.2.6 Проверка оборудования и коммутационной аппаратуры на действие токов к.з.

Проверка на термическую устойчивость

Термическая устойчивость аппаратов характеризуется током термической устойчивости  , приведенному к некоторому расчетному времени .

- тепловой импульс, он характеризует допустимое количество тепла.

Для проверки аппаратов на термическую устойчивость необходимо следующее условие:

, где - расчетный тепловой импульс.

- фиктивное время действия токов к.з. , оно принимается вместо , при котором количество тепла, выделяемое из проводника при замене действительного тока на будет таким же.

,

- апериодическая составляющая,

где   - коэффициент затухания ,

- периодическая составляющая, определяется по кривым в справочной литературе.

с, где n=1 – ступень селективности;

(0,5…0,7)сек – время для обеспечения необходимой селективности.

  Проверка на термическую устойчивость аппаратов для точки К1:

,

,

с,

выбирается по графику [3], с. 86,

,

Должно выполняться условие:

Значения и берем из табл. 2

 

1) Проверяются выключатели Q1, Q2 марки ВЭБ – 110:

             - условие выполняется

2) Проверяются разъединители  QS1 – QS8 марки РГПЗ-110/1250 УХЛ1:

          - условие выполняется

Проверка на термическую устойчивость аппаратов для точки К2:

,

,

с,

выбирается по графику [3], с. 86,

.

Должно выполняться условие:

Значения и берем из табл. 2 для каждого аппарата.

1) Проверяются выключатели Q3– Q6 марки ВВТЭ – М – 10:

      - условие выполняется

Проверка на динамическую устойчивость

Устойчивость аппаратов оценивается предельно допустимым амплитудным значением сквозного тока (значение берем из табл. 2).

Условие проверки:  

Для точки К1.

1) Проверяются выключатели Q1, Q2 марки ВЭБ – 110:  7,1<45 кА  условие выполняется.

2) Проверяются разъединители  QS1 – QS8 марки РГПЗ-110/1250 УХЛ1: 7,1<80 кА  условие выполняется.

Для точки К2.

2) Проверяются выключатели Q3– Q6 марки ВВТЭ – М – 10:  22<52 кА  условие выполняется.

Проверка на отключающую способность

Отключающая способность оценивается выполнением следующего условия:

 

где - номинальный ток отключения, значение которого берем из табл. 2.

Для точки К1.

1) Проверяются выключатели Q1, Q2 марки ВЭБ – 110:  2,8<20 кА  условие выполняется.

Для точки К2.

1) Проверяются выключатели Q3– Q6 марки ВВТЭ – М – 10: 20 <31,5 кА  условие выполняется.

1.2.7 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбираем трансформаторы тока, включённые в полную звезду, типа ТФЗМ-110БI на номинальное напряжение 110 кВ, ток первичной цепи 300 А, вторичной цепи 5 А, класс точности 0,5 и типа ТПОЛ-10 на номинальное напряжение 10 кВ, ток первичной цепи 1,5 кА, вторичной цепи 5 А, класс точности 1.

Таблица 24. Технические данные трансформаторов тока

Тип

трансформатора

Номинальное  апряжение

Uн, кВ

Номинальный

ток,

Iн, А

Вариант исполнения

вторичной обмотки

Класс

точности

Номинальная

нагрузка в классе,

Ом

Ток эл. динамический

стойкости, кА

Ток термической

стойкости, кА/доп. время, с

Номинальная предельная кратность вторичной обмотке для защиты

первичный

вторичный

0,5

10P

ТФЗМ-110БI

110

300

5

0,5/10Р/10Р

10P

---

1,2

62

12/3

20

ТЛ-10

10

300

5

0,5/10P

0,5/10P

0,4

0,6

81

31,5/3

10

ТПОЛ-10

10

1500

5

0,5/10P

0,5/10P

0,4

0,6

81

31,5/3

10

Трансформатор тока предназначен для понижения первичного тока до стандартной величины (5 или 1 А) и для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальным значениям тока и напряжения первичной цепи, номинальной мощности вторичной цепи, классу точности и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость при протекании сквозных токов КЗ.

При выборе трансформаторов тока по номинальным напряжениям и току первичной цепи должны выполняться условия:

                                                          (48)

где  UНТТ – номинальное напряжение трансформатора тока;

      UНУСТ – номинальное напряжение установки;

       IН1  – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока;

       IРАБ.ФОРС  – рабочий ток форсировки;

По классу точности трансформаторы тока выбирают в зависимости от типа и класса точности присоединяемых к ним приборов.    

      Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке пользуются схемой включения измерительных приборов и каталожными данными приборов. Выбор трансформатора тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности с расчетной вторичной нагрузкой.

Таблица 25. Вторичная нагрузка трансформатора тока на сторонах 110 и 10 кВ.

Прибор

Тип

Потребляемая мощность катушки тока, ВА

A

B

C

Амперметр

Э377

0,1

0,1

0,1

Вольтметр

Э377

--

--

--

Ваттметр

Д-365

1,5

1,5

1,5

Варметр

Д-365/1

1,5

1,5

1,5

Счётчик  активной/реактивной энергии

Меркурий 230 ART1-00

0,1

0,1

0,1

Итого

3,2

3,2

3,2

Выбор трансформаторов тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности с расчётной нагрузкой. При этом следует соблюдать выполнение условия:

                                        Sн2Sрасч.2                     (49)

где  Sн2=I2н2Zн2 – номинальная мощность трансформатора тока, ВА;

Sрасч.2 – расчётная мощность вторичной цепи трансформатора тока, ВА;

Iн2 – номинальный ток вторичной цепи трансформатора тока, А;

Zн2 – номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока, Ом.

      Расчётная мощность вторичной цепи трансформатора тока определяется по формуле:

     Sрасч2=∑Sприб+I2н2•Rпров+I2н•Rк    (50)

Sрасч2 – расчётная мощность вторичной цепи трансформатора тока.

∑Sприб – потребляемая мощность приборов, подключённых к трансформатору тока.

Iн2 – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока.

Rпров – активное сопротивление соединительных проводов.

Rк – активное сопротивление контактов, принимают равным 0,1 Ом.

Тогда сопротивление соединительных проводов определяют по формуле:

                                                (51)

Для высокой стороны 110 кВ:

            Номинальную мощность трансформатора тока определяют по формуле:

                                                                                          (52)

где SРАСЧ 2 - расчетная мощность вторичной цепи трансформатора тока, ВА;

    IH 2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, IН 2 = 5 А;

    zH 2 - номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока в классе, при классе точности 0,5 rH 2 = 1,2 Ом.

Потребляемую мощность приборов, подключенных к трансформатору тока определяют по формуле:

                                 (53)

Потребляемая мощность обмотки амперметра SPA=0,1 ВА;

Потребляемая мощность токовой обмотки счётчика активной энергии SPI=0,1 ВА;

Потребляемая мощность токовой обмотки счётчика реактивной энергии SPK=0,1 ВА;

Потребляемая мощность токовой обмотки  ваттметра SPW=1,5 ВА;

Потребляемая мощность токовой обмотки  варметра SPQ=1,5 ВА;

Сопротивление соединительных проводов определяют по формуле:

Сечение соединительных проводов определяют по формуле:

                                                                                 (54)

          Принимают длину соединительных проводов в один конец l=30 м. Так как трансформаторы тока соединены по схеме полной звезды, то lрасч=l=30 м. Провода выбираются медные:

Так как по условию механической прочности сечение медных проводов для токовых цепей должно составлять не менее 2,5 мм2, то выбирают сечение провода 2,5 мм2.

С учётом выбранного сечения:

Т.о. Sрасч2 ≤ Sн2, так как 11,05 ВА ≤ 30ВА, Условие выполняется. Выбранные трансформаторы тока проходят по мощности вторичной нагрузки.

   Для низкой стороны 10 кВ:

Номинальная мощность трансформатора тока.

где SРАСЧ 2 - расчетная мощность вторичной цепи трансформатора тока, ВА;

    IH 2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, IН 2 = 5 А;

    zH 2 - номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока в классе, при классе точности 0,5 rH 2 = 0,4 Ом.

Потребляемую мощность приборов, подключенных к трансформатору тока определяют по формуле:

Потребляемая мощность токовой обмотки  ваттметра SPW=1,5 ВА;

Потребляемая мощность токовой обмотки  варметра SPQ=1,5 ВА;

Сопротивление соединительных проводов определяют по формуле (51).

Сечение соединительных проводов определяют по формуле (54).

           

Принимают длину соединительных проводов в один конец l=24 м. Так как трансформаторы тока соединены по схеме полной звезды, то lрасч=l=24 м. Провода выбираются медные:

Так же выбираются провода медные сечением 2,5 мм2

С учётом выбранного сечения:

Т.о. Sрасч2=Sн2, так как 10ВА=10ВА. Условие выполняется. Выбранные трансформаторы тока проходят по мощности вторичной нагрузки.

5.2 Проверка трансформаторов тока на динамическую устойчивость

Проверка трансформаторов тока на динамическую устойчивость выполняется по выражению.

                                                                   (55)

         где Iном1–номинальный ток первичной обмотки трансформатора, А;

               – кратность тока электродинамической стойкости;

Значение тока КЗ для точки К1:

      Значение тока КЗ для точки К2:

Выбранные трансформаторы тока проходят по динамической устойчивости.

Проверка трансформаторов тока на термическую устойчивость выполняется по выражению.

                                                                                        (56)

        где Вк - тепловой импульс по расчету;

                tТ - время термической стойкости по справочнику;

         Для точки K1:

         Для точки К2:                                 

Выбранные трансформаторы тока проходят по термической устойчивости.

Трансформаторы напряжения (ТН) выбирают по номинальному напряжению, вторичной нагрузке и классу точности.

При выборе трансформаторов напряжения по номинальному напряжению должно выполняться условие.

                                                                                                  (57)

  где   UТН1 - номинальное напряжение первичной обмотки ТН.

        UН.УСТ - номинальное напряжение электроустановки.

Исходя из условия по справочнику, выбирают трансформатор напряжения с характеристиками указанными в таблицу 26.

Таблица 26. Технические данные трансформатора напряжения

Тип

Номинальное

напряжение обмоток, кВ

Номинальная мощность  для

выбранного

класса точности, ВА

Предельная мощность обмоток, ВА

ВН

НН

основной

НН

дополнит.

0,5

1,0

3,0

НКФ-110-57ХЛ1

110/

0,1/

0,1

400

600

1200

2000

ЗНОЛ 06-10УХЛ3

10/

0,1/

0,1

75

150

300

630

Типы выбранных  трансформатора напряжения:

НКФ - трансформатор напряжения каскадный, в фарфоровой покрышке; ЗНОЛ - трансформатор однофазный с естественным масляным охлаждением с заземленным выводом первичной обмотки;

       Для питания контрольно-измерительных приборов установленных в КТПБ (М) и КРУН-10 кВ проектируемой ТП-110/10 кВ и определения расчетной мощности трансформаторов напряжения выбираются из справочника, все необходимые для расчета нагрузочные данные приборов  заносятся в таблицу 27.

Таблица 27. Вторичная нагрузка трансформаторов  напряжения на сторонах 110 и 10 кВ

Прибор

Тип

Потребляемая

мощность катушки

напряжения, ВА

A

B

C

Амперметр

Э377

--

--

--

Вольтметр

Э377

0,1

0,1

0,1

Ваттметр

Д-365

2,0

2,0

2,0

Варметр

Д-365/1

2,0

2,0

2,0

Счётчик  активной/реактивной энергии

Меркурий 230 ART1-00

0,5

0,5

0,5

Итого

4,6

4,6

4,6

 

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке.

По вторичной нагрузке трансформаторы проверяют по условию:

                                            Sт н.2 ≥ S2                                                                             (58)

      где Sт н.2 – номинальная мощность трансформатора напряжения в принятом классе точности; S2 – вторичная нагрузка трансформатора.

       Определяют вторичную нагрузку трансформаторов напряжения.

                                                                           (59)

где суммарная активная мощность присоединяемых приборов;

     

      суммарная реактивная мощность присоединяемых приборов.

Так как обмотки в катушках намотаны бифилярно, то

                                                                                     (60)

По нагрузке вторичной обмотки данного трансформатора на сторону высшего напряжения:

S2=SPI+SPK+SPW+SPQ+SPV=0,5+2,0+2,0+0,1=4,6ВА<<Sт.н.2=400 ВА. Выбранный класс точности обеспечен.

По нагрузке вторичной обмотки данного трансформатора на сторону низшего напряжения:

S2=SPI+SPK+SPW+SPQ+SPV=0,5+2,0+2,0+0,1=4,6ВА<<Sт.н.2=75 ВА. Условие выполняется. Выбранные трансформаторы тока проходят по мощности вторичной нагрузки.

На электродинамическую и термическую устойчивость трансформаторы напряжения не проверяются.

С помощью электроизмерительных приборов производятся измерения и контроль следующих параметров:

  1.  нагрузки (амперметром);
  2.  качества электрической энергии (вольтметром, частотомером);
  3.  распределения активной и реактивной мощности между параллельно работающими генераторами (ваттметром и варметром);
  4.  количества выработанной или потребляемой энергии (счетчиками активной и реактивной энергии);
  5.  величины коэффициента мощности (фазометром).

Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования. В цепях переменного трехфазного тока следует, как правило, измерять ток одной фазы.

Измерение напряжения, как правило, должно производиться:

а) на секциях сборных шин, которые могут работать раздельно (на подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения);

    Техническим (контрольным) учетом электрической энергии называется учет для контроля расхода электроэнергии.

         Счетчики, установленные для технического учета, называются счетчиками технического учета. Для схем электроснабжения основных объектов допустимый класс точности расчетных счетчиков 2,0. Для технического учета также применяются счетчики класса точности 2,0.

Класс точности счетчиков реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии.

Выбор электроизмерительных приборов на ТП 110/10 Sн=25 МВА.

Выбор пределов измерения электроизмерительных приборов зависит от номинальных параметров работы электроустановок.

Для производства электрических измерений в стационарных электроустановках промышленных предприятий, как правило, применяются щитовые аналоговые приборы. В основу их конструкции наиболее часто закладываются системы: магнитоэлектрическая, электромагнитная, ферродинамическая, индукционная, детекторная и термоэлектрическая.

Для выбора электроизмерительных приборов, рассчитаем значения токов на высшей и низшей стороне трансформатора:

(А)

(А)

На стороне высшего напряжения подстанции (I1=262 A) выбирается 3 амперметр типа Э-377 класса точности 1,5, включаемый через трансформатор тока (вторичный ток 5 А), частоты 50 Гц, предел измерения 0…300 А. Потребляемая мощность катушки тока 0.1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону высшего напряжения три вольтметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор напряжения, имеющие предел измерения  125 кВ. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону низшего напряжения на вводе три амперметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор тока, имеющие предел измерения 1500 А. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону низшего напряжения на отходящих линиях два амперметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор тока, имеющие предел измерения 300 А. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону низшего напряжения три вольтметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор напряжения, имеющие предел измерения  12,5 кВ. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются счетчик реактивной энергии типа на высшую и низшую стороны подстанции Меркурий 230 АRT1-00. Он предназначен для коммерческого учета активной и реактивной электроэнергии в одном направлении по 4-м тарифам в в трёх- или четырёхпроводной сети переменного тока и работают как автономно, так и в составе АСКУЭ. Включается через любые трансформаторы тока и напряжения. Потребляемая мощность катушки напряжения 0,5 ВА, а катушки тока 0,1 ВА.

На высшую и низшую сторону  выбираются  ваттметр и варметр соответственно типов Д365 и Д365/1 ферродинамической системы, предназначен для измерения активной мощности в трехфазных трехпроводных цепях переменного тока частоты 50 Гц. Выбираю прибор с конечным значение шкалы 0–40 МВт. Потребляемая мощность токовой обмотки 1,5 ВА и катушки напряжения 2,0 ВА.

Выбранные приборы и их технические данные приведены в таблицах 28 и 29.

Таблица 28. Технические характеристики выбранных амперметров и ваттметра

Приборы

Условно-графическое обозначение

Тип

Класс точности

Потребляемая мощность

катушки

ВА (Вт)

Пределы измерений

Масса, кг

Количество, шт.

напряжения

тока

Амперметр

Э377

1,5

-

0,1

0–300А

0,7

9

Амперметр

Э377

1,5

-

0,1

0–1500А

0,7

12

Амперметр

Э377

1,5

-

0,1

0–300А

0,7

40

Вольтметр

Э377

1,5

0.1

-

0–125кВ

0,7

6

Вольтметр

Э377

1,5

0.1

-

0–12,5кВ

0,7

12

Ваттметр

Д365

1,5

2.0

1,5

0–40Мвт

1,0

12

Варметр

Д365/1

1,5

2.0

1,5

0–40 Мвар

1,0

12

  Таблица 29. Технические данные выбранных счётчиков электроэнергии

Наименование счетчика

Вид измерения энергии

Класс точности

Ном.

напряжение, В

Ном. (мах.) ток, А

Меркурий 230 ART1-00

Активный-реактивный

0,5

3*57,7/100

5(7,5)


1.2.8 Выбор шин

Проверка шин на электродинамическую устойчивость

       При напряжении 20 кВ и ниже в электроустановках используются шины с прямоугольной площадью сечения, при напряжении 35 кВ и выше - с трубчатой площадью сечения, на ОРУ подстанций 35 кВ и выше шины выполняются, как правило, из неизолированного многопроволочного провода.

        На ОРУ-110 кВ блочной КТПБ(М)110 приняты шины с трубчатой площадью сечения, соединение трансформатора с КТПБ(М)110 выполнено неизолированным многопроволочным проводом, в КРУН-10 кВ серии К-59У1 принимаются шины с прямоугольной площадью сечения.

Шины выбираются по допустимому продолжительному (длительному) току Iдоп и проверяются на электродинамическую и термическую устойчивость.

      При проверке шин на электродинамическую устойчивость должно быть выполнено следующее условие.

                                                            ,                                         (61)

где - расчетное напряжение на изгиб, возникающее в материале шин при протекании ударного тока трехфазного короткого замыкания;

     - допустимое напряжение на изгиб материала шин.

Допустимые для ряда шин изгибающие напряжения в зависимости от материала, представлены в таблицу 30.

Таблица 30. Допустимые для ряда шин изгибающие напряжения

Материал

Допустимые напряжения, , МПа

   Медь              МТ

140

  Алюминий    АТ

70

  Алюминий    АТТ

90

Сталь

160

             

Силу, действующую на шину при протекании ударного тока 3-х фазного короткого замыкания определяют по формуле:

                                                                           (62)

где kф - коэффициент формы шин, зависящий от формы, размеров шин и расстояния между ними, (для прямоугольных шин - находится по кривым (рисунок 8) зависимости от отношения и ; если отношение или шины с круглой площадью сечения, то kф=1); - ударный ток трехфазного КЗ, для точки К2 ; l - длина пролета, м; а - расстояние между осями, м; h – толщина и b – ширина шины, м.      

        Момент сопротивления для шин расположенных в одной горизонтальной плоскости и установлены на ребро или они расположены в одной вертикальной плоскости и установлены плашмя определяют по формуле.

                                                                                                      (63)

Момент сопротивления для шин расположенных в одной горизонтальной плоскости и установлены плашмя или они расположены в одной вертикальной плоскости и установлены на ребро определяют по формуле.

                                                                                                      (64)

        Момент сопротивления для круглых шин определяют по формуле.

                                                                                                         (65)

       где d - диаметр шины, м.

      Определяют расчётное напряжение МПа при изгибе.

      При одном или двух пролётах расчетное напряжение определяют по формуле.

                                                                                                (66)

        При числе пролетов больше двух расчетное напряжение определяют по формуле.

                                                                                                 (67)     

     Определяют IР.ФОРС при выходе из работы одной секции шин.

                                                            (68)

Выбирается номинальный ток РУ-10 кВ равный 1600 А. Исходя из выражения Iдоп Iр.мах , принимаются к установке алюминиевые шины марки АТТ 100×8 мм с пролётом l = 1,5 м и расстоянием между осями шин 0,25 м с числом пролётов больше двух, допустимый ток которых 1625 А.

    

       По значениям и   по кривым из справочника находят коэффициент формы проводников прямоугольной площади поперечного сечения, или так как , принимают kф = 1.

       Силу, действующую на шины при токе трехфазного к.з. определяют по формуле (62).

    Момент сопротивления при установке шин плашмя определяют по формуле (64).

  Расчетное напряжение определяют по формуле (67).

     Условие, формула (61), выполняется, так как 71 МПа ≤ 90 МПа, шины проходят по механической устойчивости.

Проверка шин на термическую устойчивость

   Определяют степень асимметрии при трёхфазном КЗ.

                                                                                                      (69)

 

     Зная, что tk =1,5 с, определяют приведённое время апериодической составляющей тока к.з. (рисунок 10) . Так как tk >1 с, то приведённое время апериодической составляющей тока короткого замыкания не учитывается.

Определяют температуру шин до короткого замыкания.

                                                                    (70)

     По значению по кривым из справочника определяют температура нагрева проводника при к.з.

Для алюминия - АН=0,3∙10 4 А2с/мм2 .

                                                                              (71)

       По значению АК = 0,83∙10 4 А2с/мм2  по кривым из справочника определяют температуру нагрева проводника.

      , – это означает, что в момент тока трёхфазного КЗ выбранные шины практически не нагреются.

  Для высокой стороны:

Ошиновка ОРУ 110  кВ выполнена трубами алюминиевого сплава 1915 ОСТ 1-2-70, расположенными в один и два яруса, и сталеалюминевым проводом.

Для выбора сборных шин определим токи нормального и форсированного режимов трансформатора.

Сборные шины выбираем по току .

По таблице из справочной литературы принимаем трубчатые шины из алюминиевого сплава 1915Т внутренним диаметром d = 64 мм , наружным диаметром D=70 мм  и длительно допустимым током при штиле с учетом солнечной радиации  Iдоп=925 А. Условие Iном<Iдоп выполняется, так как 262<925. Принимаем длину пролёта шинной конструкции L=6 м, а расстояние между фазами D=2 м. 

Проверим выбранные трубчатые шины на термическую стойкость, приняв начальную температуру шины, для температуры  находим .

Для определения конечной температуры трубчатой шины определим по формуле (6.2.3) значение вспомогательного коэффициента .

где S=

       По значению АК = 0,276∙10 4 А2с/мм2  по кривым из справочника определяют температуру нагрева проводника.   , – это означает, что то шины термически стойкие.

Проверим выбранные трубчатые шины по условиям электродинамической стойкости. 

Максимальное механическое напряжение в материале шине определим по формуле:

где l – длина пролета шинной конструкции, м;

- коэффициент формы шины, который для трубчатых шин принимается равным 1;

- коэффициент, зависящий от взаимного расположения шин равный 1;

- ударный ток трехфазного КЗ, А;

- значение динамического коэффициента при трёхфазном КЗ, принимается равным 0,41;

- для шинной конструкции с тремя и более пролетами, таблица 20, принимается равным 10;

W - Момент сопротивления трубчатой шины, м3, определяется по формуле:

      Таблица 31. Расчетные схемы шинных конструкций

Тип балки

Коэффициенты

Балка с одним пролетом

8

1

3,14

Балка с двумя пролетами

8

1,25

3,93

Балка с тремя и более пролетами

 

 

 

для крайних пролетов

10

1,13

4,73

для средних пролетов

12

1

4,73

значительно меньше допустимого напряжения  Значит данные трубчатые шины проходят по условию электродинамической устойчивости.

1.2.9 Разработка собственных нужд ТП

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Приемниками энергии системы собственных нужд подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов, устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электродвигатели компенсаторов, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы, электрическое отопление и освещение, система пожаротушения.

Наиболее ответственными приемниками электроэнергии собственных нужд являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии – аккумуляторной батареи.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора.

Рисунок 12 Принципиальная схема питания ТСН от двух трансформаторов.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. В данной работе принимается к установке два ТСН типа ТМ-250/10. Масляный трансформатор устанавливается в отдельно стоящем шкафу между КРУН и силовым трансформатором, т.к. данный трансформатор является пожароопасным и имеет большие размеры.

1.2.10 Компоновка ТП

КТПБ(М) состоит из модуля открытого РУ 110 кВ, выключателей, трансформаторов и КРУН 10 кВ, в состав которого входят следующие основные элементы:

а) силовые трансформаторы;

б) ОРУ 110 кВ;

в) комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) 10 кВ;

г) жесткая и гибкая ошиновка;

д) кабельные конструкции;

е) общеподстанционный пункт управления (ОПУ);

ж) осветительное устройство;

з) фундаменты;

и) грозозащита;

к) заземление;

л) ограда.

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполняются из унифицированных транспортабельных блоков заводского изготовления, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированными на нем высоковольтное оборудованием и элементами вспомогательных цепей.

КТПБ(М) рассчитана на осуществление боспортального приема с типовых опор проводами марки АС – 240.

В КТПБ(М) в качестве распределительного устройства на стороне 10 кВ принято КРУ серии К – 59У1.

Шкафы КРУ поставляются в виде блоков со смонтированными устройствами главных и вспомогательных цепей и коридором управления. Выводы линий 10 кВ из КРУ кабельные.

В КТПБ(М) шкаф трансформатора собственных нужд вынесен из общего ряда КРУ и установлен рядом с силовым трансформатором. На конструкции шкафа собственных нужд размещены разрядники.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполнена трубами алюминиевого сплава 1915 ОСТ 1-2-70, расположенные в один ярус и сталеалюминиевым проводом. Для устранения вибраций жесткой ошиновки, возникающих от воздействия ветра, применены специальные виброгасящие устройства, смонтированные в трубчатых шинах.

На территории КТПБ(М) кабели прокладываются в подвесных металлических лотках заводской поставки, закрепленных на высоте 2 м от уровня планировки. Для перехода кабелей из наземных лотков в подвесные применены кабельные шахты, устанавливаемые на конструкциях КТПБ(М).

Для прохода кабелей под дорогами и проездами должны использоваться унифицированные плиты УБК-9А.

Высоковольтные кабели прокладывают в железобетонных лотках, выход кабелей за ограду КТПБ(М) осуществляется в трубах.

Общеподстанционный пункт управления ОПУ – 8 также выполняют блочной конструкции. Блоки поставляются заводом в двух исполнениях для размещения:

а) устройств защиты, управления и сигнализации;

б) аппаратуры и оборудования высокочастотной связи.

Конструктивно каждое исполнение блочного ОПУ представляет собой отдельное помещение с утепленными ограждающими трехслойными панелями, в котором размещено соответствующее оборудование.

Для создания нормальных условий работы электрооборудования температура внутри ОПУ обеспечивается не ниже +5ºС, на период производства работ предусмотрена возможность ее повышения до +18ºС.

Для общего освещения территории КТПБ(М) применяются устанавливаемые на блоках и порталах ОРУ осветительные установки типа ОУ-2, на каждой из которых размещено четыре светильника мощностью 300 Вт на высоте около 7 м. Конструкция осветительной установки обеспечивает обслуживание светильников с земли.

Местное освещение предусматривается с помощью переносной лампы, поставляемой комплектно с КТПБ(М), напряжением 36 В. В клеммных шкафах блоков установлены розетки для подключения переносной лампы.

Ограда выполняется из металлических сетчатых панелей, устанавливаемых на стойках. В качестве стоек применяются трубы типа НКТ.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сети 10 кВ на КТПБ(М) предусмотрена возможность установки дугогасящих устройств.

Защита от прямых ударов молнии обеспечивается стержневыми молниеотводами, установленными на концевых опорах ВЛ 110 кВ и порталах 110 и 10 кВ.  

1.2.11 Расчет молниезащиты

Молниеотвод считается двойным, когда расстояние между стержневыми молниеприемниками L не превышает предельной величины Lmax. В противном случае оба молниеотвода рассматриваются как одиночные.

Конфигурация вертикальных и горизонтальных сечений стандартных зон защиты двойного стержневого молниеотвода (высотой h и расстоянием L между молниеотводами) представлена на рисунке 13. Построение внешних областей зон двойного молниеотвода (полуконусов с габаритами h0, r0) производится по формулам табл. 25 для одиночных стержневых молниеотводов.

Рисунок 13 – Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

Расчет молниезащиты ТП 110/10 кВ

Здания подстанций относится к категории А, для которой зона защиты обладает степенью надежности 99% и выше.

Для  защиты  ТП  принимается  4 стержневых  молниеотвода  высотой  h=20(м), расстояние  между  молниеотводами а1=45,5 (м), а2 =30,5  (м), высота  защищаемого  объекта  hх =7 (м), размеры  объекта b . c = 45,5х30,5 (м)

Зоной защиты стержневого молниеотвода называется прямой конус с криволинейной образующей, который характеризуется следующими габаритами:

При расстоянии между молниеотводами L=40 м Lc=45 м граница зоны не имеет провеса (hc = h0=16 м).

Максимальная полуширина зоны rх в горизонтальном сечении на высоте hx вычисляется по формуле 9.2:

Длина горизонтального сечения Lx на высоте hx  hc вычисляется по формуле 9.3:

Ширина горизонтального сечения в центре между молниеотводами 2rcx на высоте hx  hc вычисляется по формуле 9.4:

Для защиты ТП 110/10 выбирается четыре стержневых молниеотвода.

1.2.12 Расчет заземляющего устройства

Исходные данные для проектирования и выполнения заземляющих устройств – предельные значения их сопротивлений, применяемые в соответствии с ПУЭ в зависимости от напряжения, режима нейтрали и элемента электроустановки, подлежащего заземлению

 Расчетное сопротивление искусственного заземлителя из нескольких электродов, соединенных соединительной полосой

                                                                                            (10.1)

Суммарное сопротивление всех вертикальных электродов

                                                                                                    (10.2)

где   n - число электродов, шт.,

- коэффициент использования электродов, характеризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседних электродов;

Rо.в -  сопротивление одиночного вертикального заземления.

                                    (10.3)

где   -расчётное  значение  удельного  сопротивления  грунта  в  месте  устройства  заземления [Л-2] с.257

                                            (10.4)

где   =0,4 Ом.м –измеренное  удельное  сопротивление  грунта,

=1,2 -коэффициент  повышения  сопротивления .

Принимается  в  качестве  заземлителей  прутковые  электроды  длиной  l=5 м   d=20 мм2, на  расстоянии  а = 4 м  друг от друга a/l < 1. Контур  выполнен  из  полос 40×4(мм) проложенных  на  глубине  0,7(м).

Длина  горизонтальных  полос  составляет:

Всего  необходимо  разместить:

                                           электродов                        (10.5)

Суммарное  сопротивление  всех  вертикальных  электродов

Сопротивление  горизонтального  заземлителя  уложенного на  глубине 0,7 (м)   с учетом  экранирования:

                      (10.6)

где  Lп- длина заземлителя, м,

       в - ширина полосового заземлителя, м,

        t - глубина заложения, м,

       Км - коэффициент сезонности равный 1,2,

        -  коэффициент использования горизонтальной полосы с учетом экранирующего влияния вертикальных электродов,

        - удельное сопротивление грунта  (Омм).

Сопротивление  искусственного  заземления по  формуле  10.1:

Для электроустановки 10 кВ  с  изолированной  нейтралью, сопротивление заземляющего  устройства  в  любое  время года  должно  быть:

                                                                                           (10.7)

где    I з -  расчетный ток замыкания на землю (А).

                                                    (10.8)

где    Uн - вторичное напряжение трансформатора, кВ;

          Lк - длина кабельных линий, км.

Сопротивление заземляющего устройства:

Ом

Из  данных  расчетов  для  электроустановки  принимается  меньшее  сопротивление  из  двух  расчетных  т.е.:

Rз2 > Rз1  Rз = 0,48 Ом<0.5 Ом

Для  снижения  напряжения  прикосновения  у  рабочих  мест  может  быть выполнена подсыпка  щебня  слоеем толщиной  0,1-0,2 м.

-

Рисунок 14 - План заземляющего устройства подстанции.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе спроектирована и рассчитана наиболее экономически и конструктивно целесообразная электрическая сеть, среди пяти представленных вариантов сети. Из пяти вариантов расположения сети были выбраны три схемы наиболее простые  по конструкции и с наиболее кратчайшей суммарной длиной линии электропередач. Технико-экономическое сравнение вариантов показало самую экономически целесообразную для дальнейшего расчета схему электропередач.

Далее был произведен уточненный расчет выбранного варианта в режиме наименьших нагрузок, наибольших нагрузок и в аварийном режиме работы сети, а также было произведено регулирование напряжения сети  и определение действительных напряжений у одного из потребителей.

В соответствии с заданием разрабатывается главная понизительная подстанция 110/10 кВ, производится выбор основного электротехнического оборудования, в соответствии с заданными мощностями и напряжениями, руководствуясь соответствующей литературой, выбирается тип трансформатора, разрабатывается схема выдачи электроэнергии, производится расчет токов протекающих по питающим и отходящим линиям, расчет ошиновки, заземляющего устройства, молниезащиты.

         В данной работе рассмотрен вопрос выбора источника оперативного тока. Для питания цепи управления коммутационных аппаратов, релейной защиты, автоматики и сигнализации применяют оперативный ток. Основным требованием, которое предъявляется к источникам оперативного тока, является готовность их к действию в любых условиях, в том числе и во время КЗ, когда напряжение на шинах подстанции может снизиться до нуля. Применяют два вида оперативного тока: переменный - на подстанциях с упрощенными схемами и постоянный - на подстанциях, имеющих стационарные аккумуляторные установки. На проектируемой подстанции в качестве источника оперативного тока выбраны аккумуляторные батареи.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. А.А. Герасименко «Передача и распределение электрической энергии» Ростов на Дону, ФЕНИКС; Красноярск, Издательские проекты, 2006 г, 720 с.

2. Л.Д. Файбисович «Справочник по проектированию электрически сетей» Москва, ЭНАС 2007 г. 352 с.

3. «Электроснабжение промышленного района». Учебное пособие к выполнению курсового проекта. Составил К.Н. Бахтиаров. Волгоград 2010 г. 88 с.

4. «Расчет рабочего режима электрической сети». Методические указания к выполнению курсового проекта. Составил К.Н. Бахтиаров. Волгоград 2005 г.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

23898. Гесиод Теогония, или О происхождении богов 18.18 KB
  Потом от Ночи родился День а от ЗемлиГеи НебоУран и МореПонт. Один за другим они вздували чрево материЗемли и вот ей стало невмоготу. Третьего звали Иапет от него родились могучий Атлант который стоит на западе земли и держит небо на плечах и мудрый Прометей который прикован к столбу на востоке земли а за что об этом будет речь дальше. Теперь их самих заточили в Тартар в самую глубь: сколько от неба до земли столько и от земли до Тартара.
23899. Гомер Илиада 20.07 KB
  Этот эпизод гнев Ахилла величайшего из последнего поколения греческих героев. Главным вождем был сильнейший из царей правитель города Аргос Агамемнон; с ним были брат его Менелай ради которого и началась война могучий Аякс пылкий Диомед хитроумный Одиссей старый мудрый Нестор и другие; но самым храбрым сильным и ловким был юный Ахилл сын морской богини Фетиды которого сопровождал друг его Патрокл. Это тот самый брак от которого родился Ахилл. Это был Ахилл.
23900. Гомер Одиссея 26.48 KB
  Одиссея поэма сказочная и бытовая действие ее разворачивается с одной стороны в волшебных краях великанов и чудовищ где скитался Одиссей с другой в его маленьком царстве на острове Итаке и в ее окрестностях где ждали Одиссея его жена Пенелопа и его сын Телемах. Обо всем что было раньше Одиссей рассказывает на пиру в середине поэмы и рассказывает очень сжато: на все эти сказочные приключения в поэме приходится страниц пятьдесят из трехсот. В Троянской войне Одиссей очень много сделал для греков особенно там где нужна была...
23901. Еврипид Ифигения в Авлиде 17.11 KB
  Греки собрались на них огромным войском во главе его встал аргосский царь Агамемнон брат Менелая и муж Клитемнестры сестры Елены. Может быть Агамемнон на досуге развлекаясь охотою одной стрелою поразил лань и не в меру гордо воскликнул что сама Артемида не ударила бы метче а это было оскорблением богине. Гадатель сказал: богиня требует себе человеческой жертвы пусть на алтаре будет зарезана родная дочь Агамемнона и Клитемнестры красавица Ифигения. За Ифигенией послали гонцов: пусть ее привезут в греческий стан царь Агамемнон...
23902. Еврипид Ифигения в Тавриде 17.56 KB
  У великого аргосского царя Агамемнона главного вождя греческой рати в Троянской войне была жена Клитемнестра и было от нее трое детей: старшая дочь Ифигения средняя дочь Электра и младший сын Орест. Агамемнон сделал это; как это произошло Еврипид показал в трагедии Ифигения в Авлиде. При этом храме Ифигения стала жрицей.
23903. Еврипид Медея 17.48 KB
  В Колхиде правил могучий царь сын Солнца; дочь его царевнаволшебница Медея полюбила Ясона они поклялись друг Другу в верности и она спасла его. Вовторых когда они отплывали из Колхиды Медея из любви к мужу убила родного брата и разбросала куски его тела по берегу; преследовавшие их колхидяне задержались погребая его и не смогли настичь беглецов. Втретьих когда они вернулись в Иолк Медея чтобы спасти Ясона от коварства Пелия предложила дочерям Пелия зарезать их старого отца обещав после этого воскресить его юным.
23904. Софокл Антигона 17.64 KB
  Когда Эдип отрекся от власти и удалился в изгнание править стали вдвоем Этеокл и Полиник под надзором старого Креонта свойственника и советника Эдипа. После гибели Этеокла и Полиника власть над Фивами принял Креонт. Но Креонт думал не о людях и не о богах а о государстве и власти. Навстречу хору выходит Креонт и оглашает свой указ: герою честь злодею срам тело Полиника брошено на поругание к нему приставлена стража кто нарушит царский указ тому смерть.