Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГАОУ ВПО «УрФУ имени первого Президента России Б.Н.Ельцина»

Кафедра «Автоматизированные электрические системы»

С.А. Дмитриев, С.Е. Кокин, А.И. Хальясмаа, В.П. Нестеренков

Проектирование электрической части подстанций

Учебное пособие

Научный редактор: доц., канд. техн. наук А.А. Суворов

Екатеринбург

УрФУ

2013

УДК 621.311.4 (075.8)

ББК 31.16 Я73

П78

Рецензенты:

канд. техн. наук Н.Г. Шубин (ОАО «Научно-исследовательский институт постоянного тока» – «Системы управления энергией»)

ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания»

Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Хальясмаа А.И., Нестеренков

Научный редактор: доц., канд. техн. наук А.А. Суворов

П78 Проектирование электрической части подстанций: учебное пособие / С.А. Дмитриев, С.Е. Кокин, А.И. Хальясмаа., В.П. Нестеренков – Екатеринбург: УрФУ, 2012. 132 с.

Рассмотрены вопросы выбора числа и мощности силовых трансформаторов, схем электрических соединений, расчетов токов короткого замыкания, выбора коммутационных аппаратов и токоведущих частей, источников оперативного тока, собственных нужд подстанций, конструктивного выполнения подстанций, грозозащиты и заземления.

Библиогр. 19 назв. Табл. 25. Рис. 62.

УДК 621.311.4 (075.8)

ББК 31.16 Я73

УрФУ, УралЭНИН,

каф. Автоматизированные электрические системы

Оглавление

Введение 5

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 6

1.1. Режим работы и нагрузочная способность трансформаторов 6

1.2. Выбор числа и мощности трансформаторов на ПС 16

1.3. Преобразование исходных графиков нагрузки 20

1.4. Расчет приведенных затрат 22

2. Схемы электрических соединений распределительных устройств подстанций 32

2.1. Классификация подстанций 32

2.2. Основные требования, предъявляемые к схемам 33

2.3. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств 34

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей 41

4.1. Выбор силовых выключателей и разъединителей 41

4.2. Измерения на электроэнергетических объектах 46

4.3. Выбор измерительных трансформаторов 50

4.4. Выбор токоведущих частей 57

5. Собственные нужды 71

5.1 Система оперативного постоянного тока 73

5.2. Выбор аккумуляторной батареи 77

5.3. Классификация электроприемников собственных нужд 83

5.4. Схема питания электроприемников собственных нужд 85

5.5. Выбор трансформаторов собственных нужд подстанций 89

5.6. Система заземления 92

6. Конструктивное выполнение распределительных устройств 95

6.1. Требования к распределительным устройствам 95

6.2. Классификация распределительных устройств 98

6.3. Конструкция ячеек комплектных распределительных устройств 10(6) кВ 104

6.4. Компоновка распределительных устройств 107

6.5. Молниезащита и заземление 115

Библиографический список 121

Приложения 123

Приложение 1 – Алгоритмы выбора схем электрических соединений распределительных устройств 123

Приложение 2 – Методика расчета гибких проводников на электродинамическую стойкость 125

Приложение 3 – Номинальные параметры силовых трансформаторов 135

Приложение 4 –Параметры коммутационных аппаратов 137

Приложение 5 – Разрядные характеристики аккумуляторных батарей GroE 142

Введение

Рост производства и потребления электроэнергии сопровождается интенсивным развитием электросетевого комплекса, ключевым звеном которого являются электрические подстанции.

Проектирование электрических подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по составу электрооборудования, главным схемам электрических соединений, компоновкам и конструкциям распределительных устройств, релейной защите и автоматике, измерениям. Все это требует применения современных систем автоматизированного проектирования.

В пособии приведены методики выбора силовых трансформаторов и главных схем электрических соединений, соответствующие типовым решениям ОАО «Институт «Энергосетьпроект» СТО 59012820-29.240.30.003-2009. Приведена методика расчета токов короткого замыкания, рассмотрены вопросы выбора аппаратуры и токоведущих частей, компоновки и конструктивных особенностей распределительных устройств (РУ), уделено внимание вопросам собственных нужд и оперативного тока подстанций (ПС).

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

1.1. Режим работы и нагрузочная способность трансформаторов

При проектировании подстанций (ПС) немаловажное значение имеют вопросы выбора трансформаторов с учетом их нагрузочной способности и срока службы.

Нормативный срок службы (25–30 лет), который гарантирован заводом изготовителем, определяется при нормальных условиях эксплуатации, т.е. при непрерывной постоянной нагрузке , при номинальной температуре охлаждающей среды :

(1.1)

где – температуры охлаждающей среды; – номинальная мощность трансформатора; – напряжение сети; – номинальное напряжение силового трансформатора.

В период эксплуатации трансформаторов эти условия, как правило, не выполняются, причем отклонения от указанных величин возможны как в одну, так и в другую сторону. При этом встает вопрос о допустимости нагрузочной способности трансформатора.

Отклонения нагрузки и температуры охлаждающей среды, превышающие номинальные значения, вызывают ускоренный износ изоляции и содержат в себе определенную степень риска, которая выражается в том, что

а) температура обмоток, отводов, соединений, изоляции и масла увеличивается и может превысить допустимые значения;

б) возрастает плотность потока рассеяния вне магнитной системы, а образование вихревых токов вызывает больший нагрев металлических частей, охваченных этим потоком;

в) сочетание основного и добавочного потоков рассеяния ограничивает эксплуатационные возможности магнитной системы при высокой индукции;

г) с изменением температуры изменяется содержание влаги и газа в изоляции и масле;

д) вводы, переключатели, концевые заделки кабеля и трансформаторы тока также подвергаются повышенным нагрузкам, что ограничивает возможности их применения.

С увеличением тока нагрузки и температуры появляется опасность преждевременного отказа трансформаторов. Такая опасность может возникнуть немедленно или стать следствием общего ухудшения состояния трансформатора в течение многих лет.

Во время работы изоляция силового трансформатора подвергается термохимическому износу. Этот процесс является кумулятивным и приводит к недопустимому состоянию изоляции по ряду критериев. В настоящее время не существует одного простого критерия окончания срока службы, который можно было бы использовать для количественной оценки реального срока службы изоляции трансформатора, однако можно сделать оценки срока, основанные на скорости износа изоляции.

На рис. 1.1 представлена упрощенная схема распределения температур масла и положения наиболее нагретой точки (ннт) в баке трансформатора. Температура наиболее нагретой точки в произвольный момент времени определяется как

(1.2)

где – температура охлаждающей среды, – превышение температуры масла в верхней части бака над , – превышение температуры наиболее нагретой точки (обмотки трансформатора в верхней части бака) над . На рис. 1.2 показаны графики изменения температур масла в верхних слоях и наиболее нагретой точки трансформатора . Трансформаторное масло обладает высокой постоянной времени нагрева ( часа). При изменении нагрузки температуры масла и наиболее нагретой точки достигают своих установившихся значений за период, равный четырем постоянным времени нагрева.

Установившееся значение превышения температуры масла над окружающей средой может быть определено по выражению

(1.3)

где индекс «уст» означает установившееся значение температур; – коэффициент ступени нагрузки ( – значение ступени нагрузки, для которой ведется расчет; – номинальная мощность работающих трансформаторов); – отношение потерь короткого замыкания к потерям холостого хода; – номинальное превышение температуры масла над температурой охлаждающей среды; – эмпирический показатель степени масла.

(1.4)

где – превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой масла в верхних слоях; – эмпирический показатель степени обмотки.

Рис.1.2. Изменение температуры масла и обмотки, соответствующее двухступенчатому прямоугольному графику нагрузки трансформатора:

1 – температура масла в верхних слоях; 2 – температура наиболее нагретой точки

Если неизвестны другие значения, в расчетах следует принимать:

Система охлаждения
М, Д	0,8	1,6	3	55	23
ДЦ, Ц	1,0	1,8	2	40	38

При изменении ступени нагрузки с (предшествующая нагрузка) на (ступень, для которой необходимо произвести расчет) температура масла начинает изменяться по экспоненциальному закону. Превышение температуры масла в верхних слоях над температурой охлаждающей среды в момент времени с начала действия ступени определяется по формуле

(1.5)

где – превышение температуры масла в верхних слоях над охлаждающей средой к началу действия ступени (значение в конце предыдущей ступени нагрузки ); – значение превышения температуры масла в верхних слоях над температурой охлаждающей среды, рассчитанное в соответствии с (1.3); – тепловая постоянная времени трансформатора, ч.

Для трансформаторов, отвечающих требованиям ГОСТ 11677, относительная скорость термического износа изоляции для температуры наиболее нагретой точки 98°С принята равной единице, что соответствует работе трансформатора при температуре охлаждающей среды 20°С и превышению температуры наиболее нагретой точки над температурой охлаждающей среды 78°С. Относительная скорость износа определяется по формуле

,

(1.6)

где – скорость износа при температуре наиболее нагретой точки, равной , – скорость износа при температуре наиболее нагретой точки, равной 98  ,

Если нагрузка и температура охлаждающей среды постоянны в течение определенного периода времени, то относительное сокращение срока службы равно , где – рассматриваемый период времени.

Обычно, если изменяется режим нагрузки и температура охлаждающей среды, то изменяется и относительная скорость сокращения срока службы. Относительный износ изоляции (или относительное сокращение срока службы) в течение определенного периода времени T составит

(1.7)

где – порядковый номер интервала времени; – общее количество равных интервалов времени, – средняя за интервал i температура наиболее нагретой точки.

Перегрузочная способность связана неравномерностью реальных и прогнозных графиков нагрузки, а также в достаточно большой по величине (2-3 ч) тепловой постоянной времени трансформатора. В связи с этим температуры масла и наиболее нагретой точки при нагрузках выше номинальных зачастую не успевают достичь своих максимальных установившихся значений (рис. 1.2).

При проектировании подстанций предполагаемые графики нагрузки обычно задаются в виде характерных сезонных графиков нагрузки. Как правило, это характерные суточные графики зимнего и летнего периодов. Проверку нагрузочной способности необходимо проводить для всех заданных графиков нагрузки. Летний график имеет меньший максимум, но из-за повышенной температуры окружающей среды режим работы трансформаторов может оказаться тяжелее зимнего.

При оценке нагрузочной способности трансформаторов, работающих по заданным графикам нагрузки, принято анализировать два режима: режим систематических нагрузок и режим аварийных перегрузок.

Под систематическими нагрузками подразумеваются нормальные режимы работы ПС. Это режимы, при которых предполагаемый (или реальный) график нагрузки покрывается всеми трансформаторами, т.е. все трансформаторы находятся в работе. При систематических нагрузках на некоторое время допускается превышение мощности нагрузки над суммарной мощностью работающих трансформаторов, а также работа при температуре охлаждающей среды выше номинальной. Такие режимы считаются допустимыми, если относительный износ изоляции за время работы по заданному графику не превышает номинального значения ( ). Кроме того, согласно рекомендациям МЭК вводятся дополнительные ограничения (табл. 1.1). В соответствии с ГОСТ 14209-85 для режима систематических нагрузок действуют следующие ограничения:

(1.8)

где – максимальное значение температуры наиболее нагретой точки; – максимальное значение температуры масла в верхних слоях; – коэффициент степени нагрузки.

Таблица 1.1

Предельно допустимые значения температуры и тока для режимов нагрузки, превышающих номинальные

Тип нагрузки	Трансформаторы
	Распредели–тельные	Средней мощности	Большой мощности
Режим систематических нагрузок
Нагрузка , отн. ед.	1,5	1,5	1,3
Температура наиболее нагретой точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом , °С	140	140	120
Температура масла в верхних слоях , °С	105	105	105
Относительный износ , отн. ед.	1	1	1
Режим аварийных перегрузок
Нагрузка , отн. ед.	1,8	1,5	1,3
Температура наиболее нагретой точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом , °С	150	140	130
Температура масла в верхних слоях , °С	115	115	115

Трансформатор большой мощности – трансформатор мощностью более 100 МВА.

Вопрос о допустимости графика нагрузки с точки зрения систематических нагрузок может быть решен после расчета теплового режима и проверки условий допустимости работы трансформаторов. Нарушения какого-либо из условий допустимой работы означает либо сокращение срока службы по сравнению с расчетным, либо наличие недопустимых перегревов отдельных частей трансформатора, что может привести к его преждевременному отказу. Если при проектировании делается вывод о недопустимости систематических нагрузок для данного варианта числа и мощности трансформаторов, то его необходимо исключить из дальнейшего рассмотрения: требуется увеличить либо единичную мощность трансформаторов, либо их число. Отключение части потребителей (коррекция графиков нагрузки) в нормальном систематическом режиме не допускается.

Распределительный трансформатор – трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 2500 кВА или однофазный номинальной мощностью не более 833 кВА классов напряжения до 35 кВ включительно, то есть понижающий трансформатор с раздельными обмотками и напряжением распределительной сети, с охлаждением М или Д (ON) и без РПН.

Трансформатор средней мощности – трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВА или однофазный номинальной мощностью не более 33,3 МВА с раздельными обмотками.

Режим аварийных перегрузок возникает при выходе из строя одного из трансформаторов на ПС. При решении вопроса о допустимости данного режима следует помнить, что причиной отключений трансформатора могут стать как отказы в самом трансформаторе, так и отказы оборудования РУ (выключатели, разъединители, участки токопроводов и т.п.), связанного с ним.

Вопрос о допустимости продолжительных аварийных перегрузок, как и вопрос о допустимости систематических нагрузок, может быть решен после расчета теплового режима по одной из методик ГОСТ 14209-85. Ограничения, рекомендованные МЭК, приведены в табл. 1.1. В соответствии с ГОСТ 14209-85 для режима аварийных перегрузок действуют ограничения:

(1.9)

где для трансформаторов напряжением до 110 кВ и для трансформаторов напряжением свыше 110 кВ.

В соответствии с ПТЭ [5] в аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка в следующих пределах:

Масляные трансформаторы
Перегрузка по току, %	30	45	60	75	100
Длительность перегрузки, мин	120	80	45	20	10
Сухие трансформаторы
Перегрузка по току, %	20	30	40	50	60
Длительность перегрузки, мин	60	45	32	18	5

При нарушении какого-либо из ограничений при аварийных перегрузках следует сделать вывод о недопустимости режима работы. Это требует коррекции графика нагрузки (отключение части потребителей) с целью введения теплового режима в допустимую область.

Коррекцию графика нагрузки следует проводить таким образом, чтобы обеспечить минимум недоотпуска электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска в дальнейшем учитывается в расчете приведенных затрат по данному варианту с учетом вероятностных характеристик режимов, приводящих к отключению потребителей.

При оценке нагрузочной способности контролируется суммарный износ изоляции, возникающий при работе с систематическими нагрузками и продолжительными аварийными перегрузками, например в годовом разрезе. За контролируемый период эта величина не должна превышать номинальных значений.