(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование подстанции системы электроснабжения города
Проектирование подстанции системы электроснабжения городка
Введение
ток мощность трансформатор подстанция
Вследствии роста употребления электронной энергии возникает необходимость сотворения электронных станций, распределительных подстанций, отвечающих новеньким, современным требованиям. К тому же почти все действующие на данный момент подстанции уже устаревают. Заслуги в современной энергетике разрешают строить подстанции отвечающие высочайшим требования надежности, эксплуатации, отвечающие новеньким экологическим эталонам. Стройку этих подстанций также обязано быть экономически целесообразным. Потому в неких вариантах, проектируемая подстанция, строится с минимальными экономическими затратами. К такому случаю можно отнести подстанции обслуживающие 2-ые и третьи группы электроприемников.
В курсовом проекте по графикам дневной перегрузки в летний и зимний период на среднем и низком напряжении необходимо избрать структурную схему электронной подстанции, отвечающей всем техническим и экономическим требованиям и расчищать основное оборудование для надежной и экономной работы подстанции. В итоге чего же закрепить и расширить теоретические и практические познания. При выполнении курсового проекта усвоить методику проектирования.
От избранной схемы зависят надежность работы электроустановки, ее экономичность, оперативная упругость и удобство эксплуатации, сохранность обслуживания и возможность расширения.
Но способу присоединения к сети все ПС можно поделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые. В нашем случае подстанция узловая. По предназначению различают потребительские и системные. Потребительские ПС предусмотрены для распределения электроэнергии меж пользователями.
Проектируемая подстанция обязана обеспечить надежность электроснабжения потребителей и перетоков мощности по межсистемным либо магистральным связям в обычном и в опосля аварийном режиме, учесть перспективу развития. Допускать возможность предстоящего расширения. Обеспечить возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ, без отключения примыкающих присоединений.
1. Выбор вариантов структурной схемы подстанции
1.1 Перевод дневных графиков употребления мощности
Переведём графики потребление активной мощности из в график мощности именованных единицах.
а) сеть НН б) сеть СН
Набросок 1 — Дневные графики употребления активной мощности (в% от ).
, ,
При известной активной наибольшей мощности перегрузки () можно перевести типовой график в график перегрузки данного пользователя, используя соотношения для каждой ступени графика:
, (1.1)
где — активная мощность соответственной ступени, МВт;
— ордината соответственной ступени типового графика;
— активная наибольшая мощность перегрузки, МВт.
для зимнего графика набросок 1 а): для зимнего графика набросок 1 б):
для летнего графика набросок 1а): для летнего графика набросок 1б):
Дальше переводим графики активной в графики реактивной мощности, согласно формул
(1.2)
(1.3)
где
.
для зимнего графика набросок 1 а): для зимнего графика набросок. 1 б):
для летнего графика набросок 1 а): для летнего графика набросок 1 б):
Находим значения полных мощностей в течении суток:
, (1.4)
где — полная мощность соответственной ступени, ;
— коэффициент мощности.
для зимнего графика Набросок 1а): для зимнего графика Набросок 1б):
для летнего графика Набросок 1а): для летнего графика Набросок 1б):
На основании расчетов построим графики употребления полной мощности представленный на рисунке 2
а) сеть НН б) сеть СН
Набросок 2 — Дневные графики употребления полной мощности.
Полная мощность у выводов ВН рассчитывается по формуле
, (1.4)
где ; .
Активная мощность ВН для зимнего периода:
Активная мощность ВН для летнего периода:
Реактивная мощность ВН для зимнего периода:
Реактивная мощность ВН для летнего периода:
Полная мощность ВН для зимнего периода:
Полная мощность ВН для летнего периода:
На основании расчетов построим график употребления полной мощности
Набросок 3 — Дневной график употребления полной мощности по сети ВН.
1.2 Подготовительный выбор мощности трансформатора (автотрансфрматора)
Подготовительная мощность трансформатора (автотрансформатора):
МВА,
, (1.5)
где — коэффициент перегрузки трансформатора(автотрансформатора).
МВА.
1.3 Выбор вариантов структурной схемы подстанции
Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей I, II и III категорий на подстанциях устанавливают два понижающих трансформатора (автотрансформатора).
С учетом подготовительной мощности трансформатора, которая нужна для ПС, номенклатуры трансформаторов (автотрансформаторов) и структурных схем избираем два варианта схемы ПС:
3) с автотрансформаторами:
Набросок 4
4) с 4-мя двухобмоточными трансформаторами:
Набросок 5
2. Выбор мощности и типа трансформаторов (автотрансфрматоров)
2.1 Расчет автотрансформаторов для первого варианта структурной схемы
Для данной структурной схемы набросок 4, с учетом подготовительной мощности МВА и МВА, избираем трансформатор типа АТДЦТН-160000/230/121/11 МВА, МВА (согласно таблице П. 2.10 [1]).
Найдем коэффициент выгодности автотрансформатора:
Квыг=(Uв—Uc)/Uв (2.1)
Квыг =(230-121)/230=0,47
Определим характеристики зимнего эквивалентного графика, нужные для оценки аварийной перегрузки автотрансформатора.
1) При аварийном выключении 1-го из 2-ух трансформаторов определим исходную нагрузку эквивалентного графика перегрузки из выражения:
(2.2)
2) Определим предварительное
(2.3)
Для аварийной перегрузки при системе остывания с принудительным дутьём (ДЦ) и значениях , h=0 и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.
1,5>0,91Режим допустим.
Если , то перегрузка допустима.
МВА МВА Режим допустим.
2.2 Расчет трансформаторов для второго варианта структурной схемы
Для данной структурной схемы набросок 5, с учетом подготовительных мощностей, избираем 2 типа трансформатора.
1-ый трансформатор понижающий (ВН>НН) ТРДЦН-100000/230/11 Рхх=94 кВт, Ркз=360 кВт (согласно таблице 27.8 [3]).
Из условия:
, (2.4)
МВА.
Избираем 2-ой повышающий трансформатор (НН>СН) ТРДЦН-63000/115/10,5 Рхх=70 кВт, Ркз=245 кВт (согласно таблице 27.8 [3]).
Проверим, подступают ли избранные нами трансформаторы.
Проверяем трансформатор ТРДЦН-100000/230/11
1) На графике набросок 3 проводим линию номинальной перегрузки, на уровне 100 МВА.
2) Пересечением данной нам полосы с начальным графиком выделяем участок большей перегрузки длительностью h.
3) Оставшуюся часть начального графика разбиваем на интервалов , и определяем значения .
4) Определяем исходную нагрузку эквивалентного графика из выражения:
, (2.5)
5) Участок перегрузки на начальном графике разбиваем на p интервалов и определяем значения .
6) Определяем предварительное значение перегрузки эквивалентного графика перегрузки из выражения:
, (2.6)
7) Определяем наибольшее Кmax эквивалентного графика перегрузки из выражения:
, (2.7)
8) Сравним предварительное
, тогда
Длительность перегрузки следует скорректировать по формуле
, (2.8)
часов.
Для аварийной перегрузки при системе остывания (ДЦ) и значениях , h=10 часов и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.
1,5>1,306Режим допустим.
Таковым образом, совсем принимаем избранный трансформатор к установке.
Проверяем трансформатор ТРДЦН-63000/115/10,5.
1) На графике набросок 2 проводим линию номинальной перегрузки, на уровне 63 МВА.
2) Пересечением данной нам полосы с начальным графиком выделяем участок большей перегрузки длительностью h.
3) Оставшуюся часть начального графика разбиваем на интервалов , и определяем значения .
4) Определяем исходную нагрузку эквивалентного графика по выражению (2.5)
5) Участок перегрузки на начальном графике разбиваем на p интервалов и определяем значения .
6) Определяем предварительное значение перегрузки эквивалентного графика перегрузки по выражению (2.6)
7) Определяем наибольшее
8) Сравним предварительное
, тогда
Длительность перегрузки следует скорректировать по формуле (2.8)
часов
Для аварийной перегрузки при системе остывания (ДЦ) и значениях , h=8 часов и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.
1,5>1,19Режим допустим.
Таковым образом, совсем принимаем избранный трансформатор к установке.
3. Технико-экономическое расчет вариантов
1 Финансовложения на сооружение подстанций
Суммарные финансовложения на сооружение понижающих подстанций определяются как
, (3.1)
Найдем составляющую . При установке на ПС nт=2 однотипных трансформаторов (либо АТ) схожей мощности.
, (3.2)
где — укрупненный показатель цены, включающий кроме цены самого трансформатора () Издержки на строительную часть, установка, ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели и релейную защиту.
Для устанавливаемых трансформаторов (автотрансформаторов) отношение принимаем 1,3.?
характеристики цены трансформаторного оборудования 110-220 кВ и распределительных устройств представлены в таблице 1, в соответствие [4], [5].
Для 1 варианта структурной схемы, набросок 4:
АТДЦТН-160000-230/121/11, согласно (3.2)
руб.
Для 2 варианта структурной схемы, набросок 5:
ТРДЦН-100000/230/11 согласно (3.2)
руб.,
ТРДЦН-63000/115/10,5 согласно (3.2)
руб.
,
руб.
2-ой большой составляющей КПС является стоимость распределительных устройств.
, (3.3)
где слагаемые правой части отвечают распределительным устройствам высшего, среднего и низшего напряжения.
Для 1 варианта структурной схемы, набросок 4:
руб.
Для 2 варианта структурной схемы, набросок 5:
руб.
Таблица 1 — Расчетные цены трансформаторов (автотрансформаторов) и РУ 10-110-220 кВ
Наименование Оборудования
Стоимость единицы, руб.
1-вариант
2-вариант
Кол.
Стоимость, руб.
Кол.
Стоимость, руб.
Автотрансформатор:
АТДЦТН-160000-230/121/11
22005160
2
44010320
—
—
трансформатор:
ТРДЦН-100000/230/11
14250600
—
—
2
28501200
ТРДЦН-63000/121/10,5
10125500
—
—
2
20251000
ОРУ 220
6000000
1
6000000
2
6000000
ОРУ 110
4000000
1
4000000
1
4000000
РУ 10
2000000
1
2000000
—
—
РУ 10
3000000
—
—
1
3000000
Итого:
52410320
58752200
Суммарные финансовложения на сооружение понижающих подстанций
Для 1 варианта структурной схемы, набросок 4 согласно (3.1)
руб.
Для 2 варианта структурной схемы, набросок 5 согласно (3.1)
руб.
3.2 Издержки на амортизацию и сервис подстанций
При технико-экономическом сравнении вариантов подстанций каждогодние Издержки на амортизацию и сервис частей сети определяют как долю от финансовложений, другими словами
, (3.4)
где аПС — общие нормы отчислений от финансовложений для ПС, складывающиеся из норм амортизационных отчислений аам и отчислений на текущий ремонт и сервис аобсл.
часть амортизационных отчислений употребляется для подмены оборудования по истечении срока службы на новое и именуется отчислениями на реновацию арен. 2-ая часть обеспечивает возможность выполнения повторяющихся серьезных ремонтов ак.р. Таковым образом, общая норма отчислений имеет три составляющие:
, (3.5)
Нормы каждогодних отчислений на амортизацию и сервис частей подстанции для силового электрооборудования и коммутационной аппаратуры подстанций при высшем напряжении 220 кВ (% /год):
арен=3,5;
ак.р=2,9;
аобсл=2,0;
аПС =8,4.
Издержки на амортизацию и сервис подстанций.
Для 1 варианта структурной схемы, набросок 4 согласно (3.4)
руб.
Для 2 варианта структурной схемы, набросок 5 согласно (3.4)
руб.
3.3 Определение утрат электроэнергии в трансформаторах (автотрансформаторах)
Утраты электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах определяются по последующим формулам:
, (3.6)
где: k — число параллельно включенных автотрансформаторов;
Рх, — утраты холостого хода автотрансформатора, кВт;
Nз, Nл — число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах;
n, m — количество ступеней в зимнем и летнем графиках;
Sв, Sс, Sн — перегрузки обмоток ВН, СН и НН, кВА;
Si, Sj — перегрузка i-й, j-й ступеней соответственно зимнего и летнего графиков перегрузки, кВА;
Sном — номинальная мощность автотрансформатора, кВА;
ti, tj — продолжительность ступеней, часов;
Ркв, Ркс, Ркн — утраты КЗ в обмотках ВН, СН и НН, кВт:
, (3.7)
где: Рк,В-Н, Рк,С-Н, Рк,В-С — утраты в обмотках трехобмоточного трансформатора приобретенные из опытов недлинного замыкания, с попарным ролью обмоток высшего, среднего, и низшего напряжения.
.
, (3.8)
.
(3.9)
Вычислив утраты КЗ в обмотках высшего, среднего, низшего напряжений, кВт определим утраты для автотрансформатора АТДЦТН-160000-230/121/11 согласно (3.6)
Годичные утраты энергии в двухобмоточном трансформаторе, работающем по многоступенчатому графику, определяют последующим образом
(3.10)
где: k — число параллельно включенных автотрансформаторов;
Рх, Рк — утраты холостого хода и недлинного замыкания трансформатора, кВт;
Nз, Nл — число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах;
n, m — количество ступеней в зимнем и летнем графиках;
Si, Sj — перегрузка i-й, j-й ступеней соответственно зимнего и летнего графиков перегрузки, кВА;
Sном — номинальная мощность автотрансформатора, кВА;
ti, tj — продолжительность ступеней, часов;
Определим годичные утраты энергии в двухобмоточных трансформаторах для 2 варианта структурной схемы, набросок 5 согласно (3.10)
Утраты для ТРДЦН-100000-230/11
Определим утраты для ТРДЦН-63000-115/10,5
Определяем суммарные годичные утраты электроэнергии для схемы:
3.4 Технико-экономический расчет
Определим расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода:
, (3.11)
где Е — норматив дисконтирования (приведения разновременных издержек) E=0,1
.
Вычислим эквивалентный дисконтирующий множитель:
, (3.12)
где — коэффициент отчислений на реновацию;
— общие нормы отчислений от финансовложений;
Тэ = Тр — Тс, — время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода, лет. (Тс =2 года — срок строительства обоих вариантов подстанций, Тр=10 лет)
Тэ=10-2=8 лет.
.
Найдем издержки на возмещение утрат электроэнергии:
, (3.13)
где С — стоимость 1 кВтч электроэнергии, принимаем по данным АО «Мариэнерго» на 2006 год равными 1,24 руб./кВтч;
Для 1 варианта структурной схемы, набросок 4
руб.
Для 2 варианта структурной схемы, набросок 5
руб.
Тогда
. (3.14)
Для 1 варианта структурной схемы, набросок 4
руб.
Для 2 варианта структурной схемы, набросок 5
руб.
Используя ранее приобретенные данные по суммарным финансовложениям на сооружение понижающих подстанций, найдем суммарные дисконтированные Издержки и создадим выводы.
(3.15)
где =КПС — сумарная дисконтированная стоимость сооружения объекта на момент начала его эксплуатации, т.е. за период строительства (t=Tс), руб.
Для 1 варианта руб. Тогда
руб.
Для 2 варианта руб. Тогда
руб.
Хорошему варианту электронной сети соответствует меньшее
4. Выбор отходящих линий
4.1 Выбор отходящих линий на стороне высшего напряжения
Наибольшая мощность на стороне ВН: , число отходящих одноцепных линий — 2, длина полосы: 90/140 км. Выбор сечения провода делается способом экономической плотности.
Длительность использования максимума перегрузки:
, (4.1)
где и- полные мощности соответственных ступеней по сети ВН.
Для дюралевых проводов по таблице 4.5 [1] определяем экономическую плотность jэк=1А/мм2. Представим, что перегрузка распределена по линиям умеренно, тогда обычный расчетный ток
, (4.2)
А.
Экономическое сечение
, (4.3)
мм2
Принимаем по таблице 1.10 [2] приближенное обычное сечение 240 мм2 и за ранее избираем провод АС-240/32, допустимая токовая перегрузка Iдоп=610 А.
Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной цепи полосы. При всем этом ток, протекающий по оставшейся цепи полосы
, (4.4)
А
Т.к. Imax<Iдоп, то совсем принимаем провод АС-240/32, с сопротивлением неизменному току r0в=0,121 Ом/км, и индуктивным сопротивлением x0в=0,435 Ом/км.
Провода, располагаемые на открытом воздухе, по тепловой стойкости не проверяются.
4.2 Выбор отходящих линий на стороне среднего напряжения
Наибольшая полная мощность на стороне СН: МВА, три полосы длиной 80/40/90 км. Выбор сечения провода делается способом экономической плотности.
Длительность использования максимума перегрузки по (4.1)
Для дюралевых проводов таблице 4.5 [1] определяем экономическую плотность jэк= 1 А/мм2.
Обычный расчетный ток по (4.2)
А
Экономическое сечение по (4.3)
мм2
Принимаем по таблице 1.10 [2] приближенное обычное сечение 70 мм2 и за ранее избираем провод АС-70/11, допустимая токовая перегрузка Iдоп=265 А.
Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной цепи полосы, при всем этом ток, протекающий по оставшимся цепям полосы по (4.4)
А
Т.к. Imax<Iдоп, то совсем принимаем провод АС-70/11, с сопротивлением неизменному току r0с=0,428 Ом/км, и индуктивным сопротивлением x0с=0,444 Ом/км.
5. Расчет токов недлинного замыкания
Маленьким замыканием (КЗ) именуют замыкание меж фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкание фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, также витковые замыкания в электронных машинках.
Для рассматриваемой установки составляют расчетную схему
Набросок 6 — Схема замещения подстанции.
5.1 Определение характеристик схемы замещения
За базовую мощность берём мощность системы
Sб=1000 МВА.
Базовые напряжения берём из номинального ряда
UБ1 =230 кВ, UБ2 =115 кВ, UБ3 =10,5 кВ.
Базовые токи
, (5.1)
,
, (5.2)
,
, (5.3)
Дальше расчет проводим в относительных единицах
Сопротивления системы
, (5.4)
.
Сопротивления обмоток трансформатора
, (5.5)
,
, (5.6)
,
сопротивление не достаточно, ими можно пренебречь при последующих расчетах.
, (5.7)
.
Сопротивление линий на стороне 220 кВ:
, (5.8)
,
, (5.9)
.
Сопротивление линий на стороне 110 кВ
, (5.10)
,
, (5.11)
,
, (5.12)
.
Также в расчёте учитываем обобщенную нагрузку
, X*НГ=0,35.
Обобщенная перегрузка на стороне среднего напряжения
, (5.13)
.
Обобщенная перегрузка на стороне низкого напряжения
, (5.14)
.
ЭДС системы
5.2 Расчет токов недлинного замыкания на шинах высшего напряжения
Разглядим куцее замыкание в точке К1. Для этого преобразуем схему на рисунке 6, приведём её к наиболее обычному виду. Воздействие нагрузок на сторонах среднего и низшего напряжения не учитываем вследствие их удаленности от КЗ в точке К-1.
Преобразуем сопротивления
, (5.15)
Набросок 7 — Облегченная схема замещения подстанции, при КЗ в точке К-1
Найдем ток КЗ
, (5.16)
.
Установим значение ударного коэффициента для КЗ в воздушных линий напряжением 220 кВ при Та = 0,03 (таблица 3.8 [1])
, (5.17)
.
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К-1
, (5.18)
.
Потому что КЗ электрически удаленное, то можно приближенно принять, что повторяющаяся составляющая тока КЗ не затухает другими словами Iпо=Iпt=2,39 kA.
момент времени
, (5.19)
.
5.3 Расчет токов недлинного замыкания на шинах среднего напряжения
Разглядим К.З в точке К-2. Для этого преобразуем схему на рисунке 6, приведём её к наиболее обычному виду. Воздействие нагрузок на стороне низшего напряжения не учитываем вследствие их удаленности от КЗ в точке К-2.
Преобразуем сопротивления
, (5.20)
,
, (5.21)
откуда .
Набросок 8 — Облегченная схема замещения подстанции, при КЗ в точке К-2
, (5.22)
,
, (5.23)
.
Набросок 9 — Облегченная схема замещения подстанции, при КЗ в точке К-2
Найдем ток КЗ
, (5.24)
,
, (5.25)
,
, (5.26)
.
Установим значение ударного коэффициента для КЗ по сети ВН и СН (таблица 3.8 [1]):
на шинах ВН ,
на шинах СН
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К-2, согласно (5.18)
на шинах ВН
,
на шинах СН
,
.
Потому что КЗ электрически удаленное, то можно приближенно принять, что повторяющаяся составляющая тока КЗ не затухает другими словами Iпо=Iпt=4,41 kA.
момент времени, согласно (5.19)
.
5.4 Расчет токов недлинного замыкания на шинах низшего напряжения
Разглядим К.З. в точке К-3. Для этого преобразуем схему на рисунке 6, приведём её к наиболее обычному виду. Воздействие нагрузок на стороне среднего напряжения не учитываем вследствие их удаленности от КЗ в точке К-3.
Преобразуем сопротивления
(5.27)
Набросок 10 — Облегченная схема замещения подстанции, при КЗ в точке К-3
Найдем ток КЗ
, (5.28)
,
, (5.29)
,
(5.30)
Установим значение ударного коэффициента для КЗ по сети ВН и НН (таблица 3.8 [1]):
на шинах ВН ,
на шинах НН .
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К-3, согласно (5.18)
на шинах ВН
,
на шинах НН
,
.
Потому что КЗ электрически удаленное, то можно приближенно принять, что повторяющаяся составляющая тока КЗ не затухает другими словами Iпо=Iпt=36,24 kA.
момент времени, согласно (5.19)
.
6. Расчет кабельной сети перегрузки нн, линейных реакоров
6.1 Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ
По суточному графику употребления мощности по сети НН (набросок 2, а) определим время наибольших утрат Тmax
, (6.1)
.
Для кабелей с картонной изоляцией и дюралевыми жилами финансовая плотность тока (3000<Тmax<5000 ч.)
Расчетный ток в обычном режиме для кабельных линий питающих РП1 и РП2:
(6.2)
(6.3)
Рассчитаем экономическое сечение, для расчёта возьмём за расчетный ток, ток питающий РП2:
, (6.4)
.
По таблице 4.14 [3] принимаем наиблежайшее обычное сечение Sсеч=240 мм2 и за ранее принимаем кабель марки АСБ — 3?240 (Iдоп = 355 А).
Рабочий ток в аварийном режиме:
Обрыв КЛ2, РП1 и РП2 питаются через КЛ1, либо обрыв КЛ1, тогда РП1 и РП2 питаются через КЛ2.
, (6.5)
.
Проверка кабеля по продолжительно допустимому току:
(6.6)
где kпер =1,2 — коэффициент аварийной перегрузки;
k? =1 — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;
kN =1 — поправочный коэффициент на число кабелей в траншее.
Ю этот кабель не подступает, за ранее принимаем 2 кабеля марки АСБ — 3ґ12_—(Iдоп = 240 А).
Проверка кабеля по продолжительно допустимому току:
Ю принимаем 2 кабеля АСБ 3х120, сопротивление кабеля r0=0,28 Ом/км, x0=0,06 Ом/км.
Расчетный ток для кабельных линий питающих РП3:
, (6.7)
.
Экономическое сечение:
, (6.8)
.
По таблице 4.14 [3] принимаем обычное сечение Sсеч=185 мм2 и за ранее принимаем кабель марки АСБ — 3ґ185 (Iдоп = 310 А).
Рабочий ток в аварийном режиме:
обрыв КЛ3, РП3 питается через КЛ4, либо обрыв КЛ4, тогда РП3 питается через КЛ3.
, (6.9)
.
Проверка кабеля по продолжительно допустимому току согласно (6.6)
Ю принимаем кабель марки АСБ — 3?185 сопротивление кабеля r0=0,18 Ом/км, x0=0,06 Ом/км.
Определение тока тепловой стойкости кабеля:
(6.10)
где Та = 0,23 (ветки защищенные реактором с Iном = 1000 А и выше, с таблицы 3.8 [1]);
С — коэффициент тепловой стойкости по таблице 3.14 [1] (для кабелей с картонной изоляцией и АС жилами равен 90 А?с-1/2/мм2);
tотк — время отключения К.З. релейной защитой.
(6.11)
где tр.з. — время срабатывания релейной защиты (tр.з. = 0,3 с.);
tо.в. — время отключения выключателя (для выключателя ВВЭ-10 (tо.в. = 0,075 с.));
.
Для АСБ — 3ґ12_—ток тепловой стойкости
Для АСБ — 3ґ185 ток тепловой стойкости
Требуется установка реакторов, потому что токи К.З. больше тока тепловой стойкости: IП0.К3 =36,24 кА.
6.2 Выбор линейных реакторов
Выбор реакторов для кабельных линий питающих РП1 и РП2
Перегрузка, приходящаяся на каждую ветвь сдвоенного реактора для РП1 и РП2 не превзойдет значения:
, (6.12)
.
(При обрыве КЛ1 либо КЛ2 и соответственно питания РП2 либо РП1 от одной кабельной полосы, оставшейся в работе).
Для РП3 это
, (6.13)
.
С учетом того, что полосы распределены на две ветки реактора за ранее избираем реактор РБСДГ-10-2Х2500-0,35 по таблице 23.21 [6].
Определяем требуемое сопротивление цепи:
, (6.14)
.
Результирующее сопротивление цепи до реактора:
, (6.15)
.
Сопротивление реактора:
, (6.16)
.
Избираем по таблице 23.21 [6] реактор РБСГ-10-2х2500-0,35, с номинальными параметрами:
сопротивление реактора xр=0,35 Ом;
ток динамической стойкости iдин=60 кА;
ток тепловой стойкости ;
время тепловой стойкости tт=8 с.
Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом реактора:
, (6.17)
.
, (6.18)
.
Проверка по электродинамической стойкости.
, (6.19)
где ку = 1,956 — ударный коэффициент (ветки защищенные реактором с Iном = 1000 А и выше по таблице 3.8 [1]);
.
Реактор соответствует электродинамической стойкости, если производится условие
, (6.20)
Проверка на тепловую стойкость.
Термический импульс:
, (6.21)
где — импульс квадратичного тока при КЗ за реактором, гарантированный заводом изготовителем;
— ток тепловой стойкости;
— время тепловой стойкости.
(6.22)
где — расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором;
— полное время отключения тока КЗ.
Реактор соответствует тепловой стойкости, если производится условие
(6.23)
Остаточное напряжение на шинах ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) при КЗ за реактором:
(6.24)
Утраты напряжения при протекании наибольшего тока в обычном режиме работы:
, (6.25)
где — коэффициент связи.
Для РП1 и РП2:
.
Для РП3:
.
Таковым образом, принимаем избранный реактор к установке.
7. Выбор схемы и трансформатора собственных нужд
На 2-ух трансформаторных подстанциях инсталлируются два трансформатора собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10кВ. Приемниками энергии собственных нужд (с.н.) являются: электродвигатели системы остывания трансформаторов; устройства подогрева масленых выключателей и шифанеров с установленными в их электронными аппаратами и устройствами; электронное отопление и освещение; система пожаротушения. Для электроснабжения системы с.н. подстанций предугадывают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. Трансформаторы с.н. могут быть присоединены к сборным шинам РУ 10кВ. Но таковая схема владеет недочетом, нарушение электроснабжения системы с.н. при повреждении в РУ.
Выбор трансформатора собственных нужд.
Принимаем по таблице 27.11 [3] два трансформатора ТСЗ-250/10 Uнн=0,4 кВ, uk=5.5% Iх = 3,5%.
Набросок 11 — Схема питания собственных нужд подстанций.
8. Выбор схемы распределительных устройств
8.1 Выбор распределительного устройства на стороне высшего напряжения
Для больших ПС 220 кВ со значимой мощностью 2-ух трансформаторов либо автотрансформаторов, питающихся по двум линиям, рекомендуется применение схемы четырехугольника, обеспечивающей высшую надежность электроснабжения потребителей. Плюсами таковой схемы является возможность проведения ревизии хоть какого выключателя без нарушения работоспособности всей схемы, также внедрение разъединителя лишь для ремонтных работ. К недочетам данной схемы можно отнести понижение надёжности при разомкнутом кольце и завышенные требования к подключаемым в эту схему трансформаторам тока, выключателям и разъединителям кольца.
Набросок 12 — Схема распределительного устройства ВН
8.2 Выбор распределительного устройства на стороне среднего напряжения
Для РУ 110 кВ принимается схема с 2-мя рабочими и обходной системой шин с одним выключателем на цепь. Обе системы сборных шин находятся под напряжением. Эта схема надежна, т.к. при К.З на шинах отключаются шиносоединительный выключатель, и лишь половина присоединений. Схема имеет высшую ремонтопригодность, дает возможность ревизии хоть какой системы сборных шин и хоть какого выключателя без перерыва работы присоединений.
Набросок 12 — Схема распределительного устройства СН
8.3 Выбор распределительных устройств на стороне низшего напряжения
На низшем напряжении подстанций 10 кВ применяется схема с одной системой сборных шин секционированных выключателями. При всем этом РП1 и РП2 питаются от разных секций, а питание РПЗ осуществляется по двум кабельным линиям, которые также присоединены к различным секциям. Плюсами схемы являются простота, наглядность, экономичность, довольно высочайшая надежность. Но схема владеет и недочетов. При повреждении и следующем ремонте одной секции ответственные пользователи, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а пользователи, не резервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания, присоединенный к ремонтируемой секции, отключается на все время ремонта.
9. Выбор проводников и аппаратов
9.1 Выбор выключателей
1
Выключатель — это коммутационный аппарат, созданный для включения и отключения тока. Выключатель является главным аппаратом в электроустановках, он служит для отключения и включения цепи в всех режимах: долгая перегрузка, перегрузка, куцее замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Более тяжеленной и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на имеющееся куцее замыкание.
В распределительных устройствах 35 кВ и выше применяем элегазовые выключатели, т.к. они владеют преимуществ: пожаро- и взрывобезопасность, малое сервис, понижение перегрузки на фундамент, сокращение времени установки, отсутствие частей требующих ручной смазки, отключение с высочайшей скоростью, надежная коммутация кондесаторных батарей и реакторов, высочайшая сейсмостойкость, работоспособность при температуре окружающей среды до — 55єС, малый Износ дугогасящих контактов.
Все выключатели характеризуются номинальным напряжением (Uном) и номинальным рабочим током (Iном), которые они выдерживают долгое время. Потому при выбирании аппарата нужно соблюдать условия:
Uном.а. Uном.с., (9.1)
Iраб.макс. Iном.а. (9.2)
где: Uном.а. — номинальное напряжение, кВ;
Uном.с. — номинальное напряжение сети, кВ;
Iраб.макс. — больший ток утяжеленного режима цепи в какой
устанавливается данный выключатель, кА;
Iном.а. — номинальный ток аппарата, кА.
Выключатели по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверкам:
Сначала делается проверка на симметричный ток отключения по условию
. (9.3)
где Iном.откл номинальный ток отключения, кА.
Потом проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
, (9.4)
где — апериодическое составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ф, кА;
— номинальный допустимое времени ф, кА;
— нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе (справочные данные);
определяется по формуле
, (9.5)
где ф — меньшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с (расчетное время деяния тока КЗ):
ф определяется по формуле
, (9.6)
где: tз — время срабатывание релейной защиты, с;
tо.в. — время отключения выключателя, с.
По электродинамической стойкости при токах КЗ избранный выключатель проверяется по одному из критерий:
либо (9.7)
где: Iпо — изначальное кА;
Iдин — изначальное действующие кА. (справочные данные);
iу — ударный ток КЗ, кА;
iм.дин. — амплитудное значение (больший пик) предельного сквозного тока выключателя, кА. (справочные данные).
По тепловой стойкости проверка осуществляется по расчетному импульсу квадратичного тока недлинного замыкания. Значение термического импульса тока КЗ (кА2с) определяется по формуле
, (9.8)
где: Iпо — изначальное кА;
ф — расчетное время деяния тока КЗ, с;
Ta — неизменная времени затухания апериодической составляющей, с.
тока КЗ зависит от места недлинного замыкания.
Зная
, (9.9)
где: Iт — ток тепловой стойкости избранного выключателя, кА;
tт — допустимая продолжительность протекания тока тепловой стойкости выключателя, с. Обе величины паспортные данные.
Выбор выключателей на стороне высочайшего напряжения
Напряжению установки 220 кВ.
Наибольший рабочий ток:
. (9.10)
За ранее принимаем элегазовый выключатель типа ВГБУ-220, в согласовании [7], с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=2 кА;
номинальный ток отключения Iном.откл=40 кА;
амплитудное iпр.с =102 кА;
время отключения tо.в.=0,035 с;
ток тепловой стойкости Iт=40 кА;
время тепловой стойкости tт=3 с.
Проверка избранного выключателя:
Проверке выключателя на отключающую способность симметричного тока КЗ по (9.3)
.
Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по (9.4)
.
где по (9.6) ф = 0,9 + 0,035 = 0,935 c, как следует, принимают (рис. 4,54 [1])
По электродинамической стойкости (9.7)
.
где iм.дин. — амплитудное кА, как следует .
По тепловой стойкости.
кА2с) определяется по (9.8)
.
Условие проверки на тепловую стойкость по (9.9)
.
Таковым образом, избранный элегазовый выключатель ВГБУ-220 подступает по всем пт, принимаем его к установке совсем.
Выбор выключателей на стороне среднего напряжения
Напряжению установки 110 кВ.
Наибольший рабочий ток:
. (9.11)
За ранее принимаем элегазовый выключатель типа ВГБУ-110, в согласовании [7], с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=2 кА;
номинальный ток отключения Iном.откл=40 кА;
амплитудное iпр.с=102 кА;
время отключения tо.в.=0,035 с;
ток тепловой стойкости Iт=40 кА;
время тепловой стойкости tт=3 с.
Проверке выключателя на отключающую способность симметричного тока КЗ по (9.3)
Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по (9.4)
где по (9.6) ф = 0,9 + 0,035 = 0,935c, как следует принимают (рис. 4,54 [1])
По электродинамической стойкости (9.7)
По тепловой стойкости.
кА2с) определяется по (9.8)
.
Условие проверки на тепловую стойкость по (9.9)
Таковым образом, избранный элегазовый выключатель ВГБУ-220 подступает по всем пт, принимаем его к установке совсем.
Выбор выключателей на стороне низкого напряжения
Напряжению установки 10 кВ.
Наибольший рабочий ток:
. (9.12)
За ранее по таблице 31.1 [3] принимаем масляный выключатель типа МГГ-10-4000-45Т3 с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=4,0 кА;
номинальный ток отключения Iном.откл=45,0 кА;
амплитудное iпр.с=120,0 кА;
время отключения tо.в.=0,14 с;
ток тепловой стойкости Iт=45,5 кА;
время тепловой стойкости tт=4 с.
Проверка выключателя на отключающую способность симметричного тока КЗ по (9.3)
Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по (9.4)
где по (9.6) ф = 0,9 + 0,14 = 1,04 c, как следует принимают (рис. 4.54 [1]).
По электродинамической стойкости (9.7)
По тепловой стойкости.
кА2с) определяется по (9.8)
.
Условие проверки на тепловую стойкость по (9.9)
Таковым образом, избранный вакуумный выключатель МГГ-10-4000-45Т3 подступает по всем пт, принимаем его к установке совсем.
Выбор выключателей на линиях, отходящих от шин низшего напряжения
Наибольший рабочий ток:
(9.13)
За ранее принимаем вакуумный выключатель типа ВВЭ-10-20/630, в согласовании [8], с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=630 А;
номинальный ток отключения Iном.откл=20 кА;
амплитудное iпр.с=51 кА;
время отключения tо.в.=0,075 с;
ток тепловой стойкости Iт=20 кА;
время тепловой стойкости tт=3 с.
Проверка выключателя на отключающую способность симметричного тока КЗ по (9.3)
Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по (9.4)
где по (9.6) ф = 0,4 + 0,075 =0,475 c, как следует, принимают (набросок 4.54 [1]).
По электродинамической стойкости (9.7)
По тепловой стойкости.
кА2с) определяется по (9.8)
.
Условие проверки на тепловую стойкость по (9.9)
.
Таковым образом, избранный вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/630 подступает по всем пт, принимаем его к установке совсем.
9.2 Выбор разъединителей
Условия выбор разъединителей.
По напряжению установки:
Uуст. Ј Uном. (9.14)
По току:
Iнорм. Ј Iном., Imax Ј Iном. (9.15)
По конструкции и роду установки.
По электродинамической стойкости:
iу < iпр.,с, (9.16)
где iпр.,с — предельный сквозной ток КЗ, кА.
По тепловой стойкости
, (9.17)
где Bк — термический импульс по расчёту, кА2 с;
Iт — предельный ток тепловой стойкости, кА;
tт — продолжительность протекания предельного тока тепловой стойкости, с.
Выбор разъединителей на стороне высочайшего напряжения
Напряжение установки Uуст.=220 кВ.
Наибольший рабочий ток, согласно (9.10)
Iраб.max=0,382 кА.
За ранее по таблице 7.2 [1] избираем разъединитель типа РДЗ 220/1000 с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=1 кА;
амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ iпр.с=100 кА;
ток тепловой стойкости Iт=40 кА;
время тепловой стойкости tт=3 с.
Проверка избранного разъединителя.
По возможности выдерживать ударный ток КЗ, согласно (9.16)
.
По тепловой стойкости, согласно (9.17)
.
Таковым образом, избранный разъединитель РДЗ-220/1000 подступает по всем пт. совсем принимаем этот разъединитель к установке.
Выбор разъединителей на стороне среднего напряжения
Напряжение установки Uуст.=110 кВ.
Наибольший рабочий ток, согласно (9.11)
Iраб.max=0,39 кА.
За ранее по таблице 7.2 [1] избираем разъединитель типа РДЗ 110/1000 с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=1 кА;
амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ iпр.с=80 кА;
ток тепловой стойкости Iт=31,5 кА;
время тепловой стойкости tт=3 с.
Проверка избранного разъединителя.
По возможности выдерживать ударный ток КЗ, согласно (9.16)
.
По тепловой стойкости, согласно (9.17)
.
Таковым образом, избранный разъединитель РДЗ-110/1000 подступает по всем пт. совсем принимаем этот разъединитель к установке.
Выбор разъединителей на стороне низкого напряжения
Напряжение установки Uуст.=10 кВ.
Наибольший рабочий ток, согласно (9.12)
Iраб.max=3,88 кА.
За ранее по таблице 7.2 [1] избираем разъединитель типа РВРЗ-10/4000 с номинальными параметрами:
номинальный рабочий ток Iном=4 кА;
амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ iпр.с=180 кА;
ток тепловой стойкости Iт=71 кА;
время тепловой стойкости tт=4 с.
Проверка избранного разъединителя.
По возможности выдерживать ударный ток КЗ, согласно (9.16)
.
По тепловой стойкости, согласно (9.17)
.
Таковым образом, избранный разъединитель РВРЗ-10/4000 подступает по всем пт. совсем принимаем этот разъединитель к установке.
9.3 Выбор шин
В РУ напряжением 35 кВ и выше с целью понижения утрат на корону следует использовать шины круглого сечения. В ОРУ следует использовать гибкие шинопроводы (сталеалюминевые провода). Провода линий электропередач напряжением наиболее 35 кВ, провода длинноватых связей трансформаторов с ОРУ выбираются по экономической плотности тока:
Выбор сечения шин делается по экономической плотности тока:
, (9.18)
где: F — обычное сечение шины, мм;
— экономически целесообразное сечение, мм;
— долгий рабочий ток обычного режима, А;
— финансовая плотность тока, А/мм.
Твердыми шинами именуются твердые неизолированные проводники. В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка производится твердыми дюралевыми шинами. Медные шины из-за их высочайшей цены используются лишь в брутальных средах. Форму и размеры поперечного сечения шин выбирают в согласовании с рабочим током, беря во внимание явление поверхностного эффекта, также требования тепловой и динамической стойкости при КЗ.
Потому что сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения. Избранные шины должны удовлетворять условию:
, (9.19)
где: — продолжительно допустимый рабочий ток для шин избранного сечения.
Для твердых шин с учетом поправки на температуру окружающей среды. Потому что расчетная температура окружающей среды принята +25оС, то при иной температуре окружающей среды следует вычислить продолжительно допустимый рабочий ток:
(9.20)
где: — допустимая температура шины (для дюралевых шин =70оС), оС;
— допустимый ток для шин избранного сечения при расчетной температуре +25 оС (справочная величина), А.
Проверка на тепловое действие тока КЗ для гибких шин не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка на тепловую стойкость твердых шин при токах КЗ:
В практических расчетах для определения малой величины допустимого сечения по тепловой стойкости (SТ), пользуются формулой
(мм2), (9.21)
где: — термический импульс тока КЗ, кА2с;
с — коэффициент, соответственный разности выделенного тепла в проводнике опосля КЗ и до него, (справочная величина).
Если расчетная величина малого сечения допустимого по тепловой стойкости ST меньше сечения проводника избранного по допустимому току S, то считается, что шины термически стойкие, т.е. соблюдается условие
. (9.22)
На электродинамическое действие тока КЗ (на схлестывание) не проверяются гибкие шины РУ при
. (9.23)
В твердых шинах принимаем, что швеллеры шин соединены агрессивно по всей длине сварным швом, по ПУЭ таковая система не просит проверки на электродинамическую стойкость.
Выбор шин на стороне высочайшего напряжения
Сечение сборных шин выбираются по условию прохождения допустимого тока при наибольшей перегрузке на шинах, согласно (9.10)
.
Принимаем провод марки АС 120/19, Iдоп=390 А (по таблице П 3,3 [1]).
]]>