Загрузка...
Учебная работа. Районная понизительная подстанция
ВВЕДЕНИЕ
Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно- промышленных комплексов приводит к росту электрических нагрузок, что вызывает необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая.
Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения.
одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей — недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием. часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.
Трансформаторные под станции (ТП) 35 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА. место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ. Рациональное проектирование ПС, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.
1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ
В данном проекте рассматривается электрическая подстанция, снабжающая электроснабжением южную часть Череповецкого района Вологодской области.
Рассматриваемая схема электроснабжения охватывает четыре совхоза: «Строитель», «Батранский «, «Мяксинский «, «Рабочий «. Сельское хозяйство района специализируется на мясомолочном животноводстве, льноводстве и зерноводстве, являющиеся основными товарными отраслями.
Наиболее крупными объектами сельскохозяйственного комплекса являются: свинокомплекс на 400 голов в п. Н. Домозерово.
Кроме сельскохозяйственных потребителей также питается поселок Н. Домозерово и находящиеся в нём промышленные объекты, такие как ПО «Сельхозтехника», приемный пункт молока, котельная, очистные сооружения.
Под станция 35/10 кВ Домозерово присоединяется к энергосистеме путем захода существующей ВЛ 35кВ Новые Углы — Батран. Длина захода составляет 0,74 км. Трасса проектируемой ВЛ 35 кВ имеет начало на существующей ВЛ 35 кВ Батран — Новые Углы, которая разрезается и выполняется заход-выход на ПС 35 кВ Домозерово. Подстанция Домозерово является двухтрансформаторной. Установлены два силовых трансформатора ТМН-2500/35Уl. Система шин 10 кВ — одиночная, секционированная выключателем.
По линиям 10 кВ осуществляется питание потребителей в основном второй и третей категории (деревни Горка, Жары, С. Домозерово, Н. Домозерово, Матурино, Лапач, Починок). Исключение составляют некоторые животноводческие комплексы, указанные выше.
Генеральный план подстанции представлен на чертеже 1.
2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ШИНАХ 10 кВ
силовой трансформатор короткий замыкание
2.1 Определение расчетной мощности подстанции
Данные для расчета по воздушным линиям ВЛ-l О кВ приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1 — Данные по воздушным линиям ВЛ-10 кВ
Наименование ВЛ-I0 кВ
Протяжённость по трассе, км.
Суммарный ток ТП, Iр, кА
Домозерово-l
1,5
0,02
Горка
8,5
0,017
Жары
5
0,016
Матурино
10
0,025
Лапач
6
0,022
Починок
7
0,018
Домозерово-2
3
0,02
Определяем активную и реактивную мощность по следующим формулам:
(2.1)
(2.2)
(2.3)
Определим расчетную нагрузку по формулам (2.1) — (2.3).
Приведем пример расчёта для фидера ВЛ-l О кВ Лапач:
кВА;
кВт;
кВар.
Аналогично рассчитываются остальные фидера, результаты расчёта представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 Расчёт электрических нагрузок для фидеров ВЛ-l О кВ
Потребители
сos y
Sp
Рр
Qp
кВ·А
кВт
кВар
Домозерово-l
0,8
0,341
0,273
0,205
Горка
0,8
0,289
0,231
0,173
Жары
0,8
0,279
0,223
0,167
Матурино
0,8
0,425
0,34
0,255
Лапач
0,8
0,373
0,298
0,224
Починок
0,8
0,304
0,243
0,182
Домозерово-2
0,8
0,341
0,273
0,205
Суммарная мощность равна:
кВА
Приведем перечень основных электроприемников собственных нужд для расчета полной мощности подстанции, данные сведем в таблицу 2.3
Талица 2.3 Основные электроприемники собственных нужд
Наименование электроприёмников
количество.
Uном кВ
Рном кВт
Число фаз
Освещение КРУН 35
16
0,231
0,96
1
Освещение КРУН 10
18
0,231
1,08
1
Освещение ОПУ
10
0,231
0,6
1
Наружное освещение
4
0,231
0,4
1
Обогрев КРУН — 35
16
0,381
16
3
Обогрев КРУН — 10
18
0,381
18
3
Обогрев ОПУ
11
0,381
11
3
РПН
2
0,381
2
3
Питание приводов разъединителей 35 кв
2
0,381
2
3
Питание связи
1
0,38
3
3
Завод пружин
2
0,38
1
3
Итого
—
56,04
9
Полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд (Sсоб н ) и коэффициента роста нагрузок за пять лет (Кр) определяется по формуле (2.4):
(2.4)
2.2 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика
На рис 2.1 представлен типовой график полной мощности ПС
Рисунок 2.1 Типовой график полной мощности ПС: 1 зимний период; 2 летний период
Произведем перевод типового графика в график нагрузки по формуле (2.5).
(2.5)
Приведем пример перевода типового графика в график нагрузки для ступени 1 (зимний график):
МВА.
На рис 2.2 представлен суточный график полной мощности ПС
Рисунок 2.2 Суточный график полной мощности ПС: 1 зимний период; 2 летний период
На рис 2.3 представлен годовой график полной мощности ПС
Рисунок 2.2 Годовой график полной мощности ПС
Потребляемая электроэнергия за год определяется по формуле (2.6):
(2.6)
где — мощность i-ой ступени графика, кВт;
— продолжительность ступени, час.
W = 3931183+3852183+3734183+35051098+3129915+
+24481830+2319182++2241182+2024728+1874364+
+1633546+15281456+1336910=20620000 кВтч.
Средняя нагрузка под станции за год определяется по формуле (2.7):
(2.7)
кВт.
Продолжительность использования максимальной нагрузки определяется по формуле (2.8):
(2.8)
ч.
время потерь определяется по формуле (2.9):
(2.9)
Коэффициент заполнения графика определяется по формуле:
3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов
Суммарная нагрузка внешних потребителей электроэнергии присоединенных к сборным шинам 10 кв составляет 2352 кВА. При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, нагрузка которых составляет 56,04 кВА. По данным перспективы развития Череповецких электрических сетей через 5 лет нагрузка узла возрастет на 30%.
Таким образом, полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд и коэффициента роста нагрузок за пять лет составляет 3130,45 кВА.
Покрытие этой нагрузки обеспечит один трансформатор 4000 кВА или два трансформатора 2500 кВА. Так как от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы имеется лишь со стороны ВН, то как правило, требуется установка не менее двух трансформаторов. В составе нагрузок узла имеется потребитель первой категории котельная обеспечивающая теплоэнергией поселок с пятиэтажными жилыми домами и производственно-ремонтными помещениями, в том числе свинокомплекса. Вариант с одним трансформатором не подходит. Принимаем два варианта трёхфазных двух обмоточных трансформаторов 35/10 кВ.
Для двух трансформаторной подстанции: .
Номинальная мощность трансформатора определяется по формуле (3.1)
(3.1)
кВА.
1 вариант 2хТМН — 2500/35/10;
2 вариант 2хТМН — 4000/35/10.
Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы:
1 вариант
2 вариант
Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы:
1 вариант
2 вариант
Технические данные трансформаторов представим в таблице 3.1 из [1].
Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов
№
Тип трансформанта
Sн
МВА
UНОМ, кВ
Рх,
кВт
Рк,
кВт
Uк,
%
Ixx,
%
Цена
т.р
ВН
НН
В-Н
Тl
ТМН-2500/35
2,5
35
11
4,1
23,5
6,5
1
1045
Т2
ТМН-4000/35
4
35
11
5,3
33,5
7,5
0,9
1177,8
3.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)
Приведенные затраты определяем по формуле (3.2):
(3.2)
где КТ — стоимость трансформатора, руб;
lH — нормативный коэффициент, lH = 0,12;
lА — коэффициент на амортизационные отчисления, lA =0,063;
lTP — коэффициент на текущий ремонт трансформатора, lА =0,01;
Стоимость потерь в трансформаторе при его работе определяем по формуле (3.3):
(3.3)
где С0 — цена 1 кВт/ч, С0 =1,02 руб;
W — потери электроэнергии при работе трансформатора, определяются по формуле (3.4)
(3.4)
где NTP количество трансформаторов;
МXX — потери холостого хода трансформатора;
Тr — время за год в часах, Тr =8760 ч;
кз — коэффициент загрузки;
РКЗ — потери при коротком замыкании трансформатора;
— время наибольших потерь, =3685 ч.
Рассмотрев два варианта трансформаторов, приходим к выводу что оба трансформатора подходят по коэффициенту загрузки; сравнивая трансформаторы по приведенным затратам выбираем ТМН-2500/35, как более экономичный.
3.3 Расчет теплового режима трансформатора при аварийной перегрузке
Аварийная перегрузка трансформатора возникает при выходе из строя параллельно включенного трансформатора.
Допустимая аварийная перегрузка определяется по предельно допустимым температурам обмотки и масла трансформатора.
Определение температуры обмотки и масла выполним с помощью ЭВМ, результат вычислений представлен на рис 3.3.
Рисунок. 3.1 График температуры масла и обмотки трансформатор
Из графика видно, что значения температур находятся в допустимых пределах, и соответствую ГОСТу 14209-97 [2].
160° ? 115° условие выполняется;
115° ? 70° условие выполняется.
4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
При выборе распределительных устройств необходимо учитывать несколько основных факторов:
— надёжность;
— возможность работы в аварийном режиме при отключении части РУ;
— ремонтопригодность;
— стоимость РУ.
В соответствии с задачами проектирования разработанная подстанция является проходной. Питание её может осуществляться с независимых друг от друга подстанций.
Выбор главной схемы подстанции определяется условиями места расположения подстанции. Задачами обеспечения электроэнергией потребителей разной категории, соображениями экономичности, существующей практикой проектирования подобных подстанций.
4.1 Схема РУ на стороне высшего напряжения
В соответствии с типовыми решениями, учитывая количество присоединений в проекте, рассмотрим два варианта схем распределительных устройств (РУ) [3]. Необходимо выбрать РУ, обеспечивающее высокую надёжность работы схемы.,
Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы.
Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, представленную на рис 4.1.
Рисунок. 4.1 Схема РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q 1 и Q3, и транзит мощности восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS 1 и QS2. Если в этом режиме произойдёт авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания.
Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, представленную на рис 4.2.
Рисунок. 4.2 Схема РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора
В нормальном режиме ремонтная перемычка с разъединителями QS 7 и QS8 отключена одним разъединителем QS7. Выключатель Q3 в мостике включен. При повреждении трансформатора Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ, отключается выключатель Q1, отключается разъединитель QS 1. Транзит мощности H~ прерывается. Ремонтная перемычка используется при ревизии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS1. Питание Т1 получает через ремонтную перемычку
Выбираем более надежную схему — схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, обеспечивающую транзит мощности через подстанцию.
Выбранная схема представляет собой:
35 кВ — «мостик» с выключателями в цепях трансформатора. На стороне 35 кВ также предусмотрено следующее оборудование:
— трансформаторы напряжения служащие для обеспечения работы системы релейной защиты и автоматики, а также подключения измерительных приборов.
— разрядники вентильные станционные устанавливаемые для ограничения атмосферных перенапряжений.
— заградитель, конденсатор с фильтром присоединения ФПМ для организации высокочастотной связи с диспетчерской службой сетей.
— трансформаторы тока приняты встроенные во вводы силового трансформатора служат для работы системы релейной защиты и автоматики, и измерительных приборов.
— разъединители и соответственно с 2 и 1 заземляющими ножами, служащие для видимого разрыва электрической цепи и обеспечивающие безопасность проведения ремонтных работ.
— выключатели масляные баковые необходимы для отключения и включения токов нагрузки и токов короткого замыкания.
4.2 Схема ру на стороне низшего напряжения
На подстанции на напряжении 10 кВ применяют схему РУ с одной системой шин, секционированной выключателями.
Трансформаторы Т1 и Т2 и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах. Достоинством такой схемы являются простота, наглядность, экономичность.
Выбранная схема представляет собой:
10 кВ одиночная, секционированная выключателем, система шин с семью отходящими линиями по которым передается электроэнергия сельскохозяйственным потребителям.
К каждой секции шин присоединены вводные ячейки трансформаторов. Кроме отходящих линий к секции шин 10 кв подключены:
— три резервных ячейки на случай увеличения нагрузок;
— две вводных ячейки (ввод трансформатора № 1, ввод трансформатора № 2);
— две ячейки трансформаторов напряжения с помощью которых производится измерение напряжения и контроль изоляции в системе 10 кВ;
— ячейка секционного выключателя и секционного разъединителя с помощью которых соединяются две секции шин.
Трансформаторы собственных нужд в количестве двух запитаны от силовых трансформаторов со стороны 10кВ до секции шин.
К вводам 10 кВ силовых трансформаторов присоединены ограничители перенапряжений, современные защитные устройства на окисно-цинковых варисторах, имеющих лучшие характеристики, чем вентильные разрядники.
Таким образом, выбранная схема подстанции 35/10 кВ проста, надежна и экономична. В нормальном режиме работают оба силовых трансформатора при включенном «мостике». Питание подстанции осуществляется по двум ВЛ-35 кВ. На стороне 10 кВ две секции шин работают раздельно.
5. ВЫБОР УСТРОЙСТВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ
5.1 Расчет электрических нагрузок собственных нужд
Для нормальной работы подстанции при любых погодных условиях, а также для питания цепи сигнализации и релейной защиты, для работы оперативного персонала на подстанции выполнена сеть собственных нужд (СН). Она включает в себя два трансформатора собственных нужд (ТСН) обогрев выключателей и шкафов аппаратуры, устройства для питания релейной аппаратуры и сигнализации, а также сеть обогрева и освещения общеподстанционного пункта управления (ОПУ), освещение территории подстанции и другие нужды
Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень электроприемников (см. таблицу 2.3) с указанием их номинальной мощности. На чертеже 3 представлены собственные нужды подстанции.
5.1.1 Расчет осветительных нагрузок
Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции.
Для освещения помещений ОПУ применяются лампы типа ЛХБ, тип светильника ОДР. Последние выполняются с компенсацией реактивной мощности, поэтому cos = 0,93, коэффициент пускорегулирующей аппаратуры Кпра = 1,3. Высота подвеса светильников 3-4 метра.
Расчет производится методом удельных мощностей. По [4] выбираем разряд зрительных работ и нормативное
(5.1)
где F — площадь помещения, м2 ;
Руд — удельная мощность, Вт/ м2.
Расчетная активная мощность определяется по формуле:
(5.2)
где кс — коэффициент спроса, кс = 0,85.
Расчетная реактивная мощность определяется:
(5.3)
Установленная мощность для аварийного освещения принимается не менее 5% от установленной мощности основного освещения.
Для примера приведём расчёт осветительной нагрузки помещения ОПУ ПС.
Из [4] выбираем разряд зрительных работ — VIII;
Нормативную освещённость Ен= 75 лк;
Удельную мощность Руд = 11,6 Вт/м2.
По формуле (5.1) находим установленную мощность
Вт.
Определяем расчётную активную мощность по формуле (5.2)
Вт.
Определяем мощность лампы Рл
Вт.
Выбираем 8 ламп типа ЛБ — 60.
Результаты расчётов сведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1 Расчет осветительных нагрузок
Наименование помещения
F, м2
Разр Зрит Раб.
ЕН,
лк
Руд,
Вт/м2
Руст,
Вт
Рр,
Вт
Qp,
вар
Ист.света тип, мощн.
КРУН-I0
54
VIII
75
19,9
1069,3
1080
18х НПО-60
КРУН-35
44
VIII
75
19,9
872,7
960
16х НПО-60
ОПУ
25.1
VIII
75
19.9
500
600
10х НПО-60
Наружное освещение
922,3
Х
10
0,48
442,7
487
2хОУ
ИТОГО
3007
Размещение освещения на подстанции представлено на чертеже 6.
5.1.2 Расчет силовых нагрузок
Для определения расчетных нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм представленном в [5].
Расчетная нагрузка принимается равной средней активной нагрузке группы электроприемников Рр:
(5.4)
Средняя активная нагрузка групп электроприемников:
(5.5)
где ки — коэффициент использования активной мощности группы электроприемников;
Руст — установленная мощность группы электроприемников, кВт.
Средняя реактивная нагрузка:
(5.6)
где — соответствует сове данной группы приемников.
Полная расчетная мощность:
(5.7)
Расчетная реактивная нагрузка определяется в зависимости от числа эффективных приемников nэф:
при (5.8)
при (5.9)
Под эффективным числом приемников nэф понимают такое число одинаковых по мощности и по режиму работы приемников электрической мощности, которые потребляют такую же мощность как и реальное количество различных по мощности и по режиму работы электроприемников.
Эффективное число приемников определяться по формуле:
(5.10)
где Рн,mах — номинальная мощность наиболее мощного приемника группы.
По nэф и ки из [5] определяют кр — коэффициент расчетной нагрузки.
Средний коэффициент использования активной мощности группы электроприемников определяется по формуле:
(5.11)
Расчетный ток для групп приемников находится по формуле:
(5.12)
Расчет силовой нагрузки сводим в таблицу (5.2).
Таблица 5.2 Силовая нагрузка собственных нужд
Исходные данные
Расчётные данные
Наим эл пр-в
Pn кВт
№ шт
Pn.cy м кВт
Спров-е данные
Рр кВт
Qp кВт
Кр
Рр кВт
Qp kВAp
Sp kВA
Ip, А
Кn
сos y/ tg y
Обогрев шкафов КРУН-10
18
1
18
1
0,95 / 0,33
18
5,94
1
18
5,94
18,95
28.8
Обогрев шкафов КРУН-35
16
1
16
1
0,95 / 0,33
16
5,28
1
16
5,28
16,8
25,5
Отопление ОПУ
11
1
11
0,65
0,95 / 0,33
11
3,63
1
11
3,63
11,58
17,6
Вентиляция ОПУ
2
0,2
0,4
0,65
0,8 / 0,75
0,26
0,2
1
0,26
0,2
0,33
0,49
Питание приводов разъеденителей 35 кВ
2
1
2
0,65
0,8 / 0,75
2
1,5
1
2
1,5
2,5
3,8
РПНТ, Т2
2
1
2
0,65
0,8 / 0,75
1,3
0,98
1
1,3
0,98
1,63
2,5
Итого
48,56
17,53
48,56
17,53
53,88
81,99
5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
Питание ТСН осуществляется от шин РУ 10 кВ, поэтому они располагаются в непосредственной близости от КРУН. На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два и боле ТСН, мощности которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (кз) при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Для электроприемников с преобладанием II категории надежности коэффициент загрузки принимается в пределах 0,7-0,85.
При двух и более ТСН эксплуатация их может осуществляться двумя способами:
— один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд, а второй находится в автоматическом резерве;
— оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50 …. 60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического резерва (АВР).
К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.
При выборе ТСН учитывают категорию надежности потребителей, перегрузочную способность трансформаторов, экономичную работу трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.
количество ТСН определяется по формуле:
(5.13)
Расчетная мощность нагрузки собственных нужд определяется по формуле:
(5.14)
,
где Sp — суммарная мощность;
SHOM.T — номинальная мощность трансформатора.
Рассмотрим возможность применения трансформаторов 63 и 100 кВА.
;
.
Коэффициента загрузки в нормальном режиме определяется по формуле:
(5.15)
Коэффициента загрузки в аварийном режиме определяется по формуле:
(5.15)
Оба варианта подходят по условию перегрузочной способности в аварийном режиме.
Технические данные трансформаторов представим в таблице 5.3
Таблица 5.3 Технические данные трансформатора
Тип трансформатора
SН.Т, кВА
Uк, %
Рхх
Ркз
Ix, %
Цена, тыс.руб.
ТМ-6311 0/0,4
63
4,7
0,22
1,28
2,8
49,038
ТМ-l 0011 0/0,4
100
4,7
0,33
2,27
2,6
63,138
Проведём технико-экономическое сравнение вариантов.
Приведённые годовые затраты по эксплуатации трансформаторов находим по формуле:
(5.17)
где ЕД — норма дисконта (20%);
р — норма отчислений на реновацию(3,5%);
ТР — норма отчислений на текущий ремонт (3%);
КР — норма отчислений на капитальный ремонт (2,9%);
К — сумма капиталовложений на оборудование выбранного варианта;
в — стоимость 1 кВт/ч, руб. (1 кВт/ч = 1 руб);
W — потери электроэнергии, кВт . ч.
(5.18)
где — потери холостого хода трансформатора, кВт;
— годовое число часов работы тр-ра (=8670 ч);
— потери короткого замыкания тр-ра, кВт;
кз — коэффициент загрузки;
— время максимальных потерь.
(5.19)
(5.20)
где — годовое число часов использования максимума нагрузки трансформаторов max = 5000 ч).
По первому варианту приведённые значения затрат меньше, поэтому выбираем данный вариант, т.е. ТМ — 63 кВА.
5.3 Выбор сечений и жил кабелей 0,4 кв
Согласно [6] выбор сечений жил кабелей до 1000 В про изводится по следующим условиям:
1) (5.21)
где — напряжение провода или кабеля;
2) (5.22)
где Ip — расчетный ток группы потребителей;
— допустимый длительный ток кабеля;
— коэффициент среды;
— коэффициент учитывающий вид прокладки кабеля;
3) (5.23)
где — потери напряжения в кабельной линии;
— расчетный ток нагрузки;
— длина кабеля;
, — соответственно активное и реактивное сопротивление кабеля.
Расчет кабелей сводим в таблицу 5.4. Таблица 5.4 представлена в приложении 1.
5.4 Расчет токов короткого замыкания собственных нужд подстанции
В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кв расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.
В расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, включая активные сопротивления контактов и контактных соединений, а также сопротивления электрической дуги. Для облегчения расчета используют для распределительных устройств на трансформаторной подстанции величину 15 мОм.
Расчетная схема собственных нужд представлена на рис. 5.1.
Рис. 5.1 Расчетная схема собственных нужд
R d Р’
:1:.
8’О» VJ
~ ~ р:
I—1
~:1:P:
8… ~ CJ1 р:
:1:
~
~
I~;
l~pO
…
о
о
«
«‘»
о
«
01
О
«
(1)
о
«
….*
о
«
00
о
«
:о
О
«
~
.
о
,
~
~
13
t>’
о
«
~
~
‘»
о
~
‘»
о
~
«‘»
о
~
01
О
~
(1)
о
«
~:::i
~
~
00
~
I~r-
I~r
~~
I~~
~
..* ,
~
I~~ «
8 ~—J~
~ :1: J
… «
се ф
-1
о
л;
~
..*
~-~Ge
-1
о
л;
«з
Представим схему замещения расчетной схемы на рис. 5.2.
Рисунок 5.2 Схема замещения расчетной схемы
Рассчитаем токи короткого замыкания.
Для примера произведем расчет точки кl и к2,остальные результаты сведем в таблицу.
Схема замещения участка сети представлена на рис 5.3.
Рисунок 5.3 Схема замещения участка цепи
Начальное. действующее
(5.24)
где — среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается кз, В;
— соответственно, суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления, цепи КЗ.
(5.25)
(5.26)
где — мощность потерь короткого замыкания в трансформаторе;
— номинальное напряжение обмотки низшего напряжения тр-ра кВ;
Uк — напряжение короткого замыкания в трансформаторе %;
— номинальная мощность трансформатора.
Активное и индуктивное сопротивление трансформатора:
мОм;
мОм.
Индуктивное сопротивление системы:
(5.27)
где — номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне ВН тр-ра, А:
мОм.
В связи с малым значением сопротивления системы в дальнейших расчётах не учитываем индуктивное сопротивление системы.
Общее сопротивление цепи до точки К.З.
(5.28)
(5.29)
где и — соответственно, активное и реактивное сопротивление кабеля W;
(5.30)
(5.31)
где и — соответственно, удельное активное и удельное реактивное сопротивление кабеля; l — длина кабеля, м.
Для примера рассчитаем сопротивления W1:
мОм;
мОм.
Общее сопротивление до точки КЗ:
мОм;
мОм.
ток трехфазного КЗ без учёта сопротивления дуги находим по формуле (5.24)
кА.
Рассчитаем ток КЗ с учётом ограничивающегося действия дуги .
Сопротивление дуги определяется так:
(5.32)
где — падение напряжения на дуге, В;
— ток КЗ в месте повреждения.
(5.33)
где — напряжённость в столбе дуги, В/мм, (при Iпо=1000 А согласно [5] принимается равным 1,6 В/мм);
— длина дуги, мм.
В зависимости от расстояния между фазами про водников в месте КЗ определяется .
Принимаем = 60 мм, тогда по (4.33)
В;
мОм.
ток с учётом сопротивления дуги:
(5.34)
кА.
Согласно [7] если меньше, чем 0,01 , то подпитку от двигателей не учитываем.
ток двухфазного КЗ определяется так:
(5.35)
кА;
кА.
Ударный ток КЗ определяется по формуле
(5.36)
где — начальное
— ударный коэффициент, зависящий в свою очередь от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
(5.37)
где ТА — постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ.
(5.38)
где и — соответственно результирующие индуктивное и активное сопротивление цепи КЗ.
Ударный ток КЗ определяем по формуле (5.35)
кА.
Однофазный ток КЗ рассчитываем согласно [7] . Ток однофазного КЗ в сетях напряжением до 1000 В, как правило, является минимальным. По величине этих токов проверяется чувствительность защитной аппаратуры.
Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется:
(5.39)
где — полное сопротивление трансформатора, мОм, с соединением обмоток , определяется:
(5.40)
где и индуктивные и активные сопротивления прямой, обратной и обратной последовательности трансформатора, мОм;
— полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, мОм.
(5.41)
— полное удельное сопротивление петли фаза-ноль, мОм [7].
При применении кабелей с медными жилами табличное
Пример расчёта однофазного КЗ приведём для точки К1.
Из [5] для трансформатора 63 кВА со схемой соединения Y/Yo формула (5.39) имеет вид:
(5.42)
мОм.
Из [5] для кабеля АВВГ 4х150 — = 0,54 .
мОм.
Тогда однофазный ток КЗ по формуле (5.38)
кА.
Найдём однофазный ток КЗ с учётом сопротивления дуги .
Длина дуги определяется в зависимости от расстояния «а» между фазами проводников в месте КЗ и определяется по выражению [7].
(5.43)
Для кабеля АВВГ 4 х l50 — а = 4 мм
мм;
В;
мОм.
Определяем сопротивление трансформатора с учётом
; (5.44)
мОм;
кА.
Далее приведём пример расчёта тока КЗ в точке К2.
Определим общие активное индуктивное сопротивление до точки КЗ К2.
(5.45)
где — активное сопротивление линии W3.
мОм;
мОм;
(5.46)
где — реактивное сопротивление линии W3.
;
мОм;
мОм.
ток трехфазного КЗ без учёта сопротивления дуги находим по формуле (5.34)
кА.
ток двухфазного КЗ находим по формуле (5.35)
кА.
ток однофазного КЗ находим по формуле
(5.47)
где — полное сопротивление тр-ра;
— полное сопротивление петли фаза-ноль от тр-ра до точки КЗ.
;
мОм;
кА.
Для остальных точек, токи КЗ рассчитываем аналогично. Результаты вычислений сводим в таблицу 5.5.
Таблица 5.5 Расчет токов КЗ в сети 0,4 кв
Точка
КЗ
,
мОм
,
мОм
,
кА
.
кА
,
кА
,
кА
,
кА
К1
54,51
108,7
1,89
1,637
1,526
0,495
2,685
К2
54,51
108,7
1,89
1,637
1,526
0,495
2,685
К3
148,11
111,41
1,246
1,08
0,451
К4
445,01
114,05
0,503
0,436
0,14
К5
812,5
116,24
0,281
0,243
0,08
К6
710,55
117,68
0,321
0,278
0,09
К7
445,01
114,05
0,503
0,436
0,14
К8
320,05
112,3
0,681
0,59
0,19
К9
195,25
111,14
1,028
0,89
0,36
К10
445,01
114,05
0,503
0,436
0,14
К11
812,5
116,24
0,281
0,243
—
0,08
—
К12
320,05
112,3
0,681
0,59
0,19
К13
195,25
111,14
1,028
0,89
0,36
К14
234,3
2,675
0,89
0,771
0,24
К15
195,25
111,14
1,028
0,89
0,36
К16
445,01
114,05
0,503
0,436
0,14
5.5 Выбор и проверка защитной аппаратуры
защиту кабельных линий выполняем автоматическими выключателями.
Автоматические выключатели согласно [4] выбираем по условиям:
(5.49)
(5.50)
(5.51)
где — ток срабатывания от перегрузки; коэффициент надежности отстройки;
(1,2 1,4) (5.52)
где — ток срабатывания от перегрузки;
Выбор времени срабатывания отсечки:
(5.53)
где — наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей от источника питания защиты; — ступень селективности принимается для выключателей А3700, ВА55, ВА57 равной 0,1 0,15 с.
Проверка по условию стойкости при КЗ.
(5.54)
(5.55)
7. Проверка на чувствительность отсечки
(5.56)
где — коэффициент разброса срабатывания отсечки; — коэффициент чувствительности отсечки.
Для примера произведем расчет автоматического выключателя QF1 (Ввод 1 сш СИ — 0,4 кВ):
Марка выключателя А3714 Б:
А.
660 В > 380 В;
100 А > 83,44 А;
А;
;
;
ПКС = 75 кА > кА;
.
Выбирается автоматический выключатель QF3 секционного соединения шин 0,4 кв СИ.
А.
Выбирается выключатель А3714 Б:
1. 660 В > 380 В;
2. 50А > 41,67 А;
3. А;
4. А;
5. с;
6. ПКС = 75 кА > кА;
7. .
защита остальных электроприёмников рассчитывается аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 5.6.
Таблица 5.6 Параметры автоматических выключателей 0,4 кв
Наименование
,А
Обознач. на схеме
Тип АВ
,А
ц, А
,
А
,
А
кА
Кч
при соединения
Ввод 0,4 кВ
83,34
QF1;QF2
А3714 Б
160
100
175,2
116,6
75
2,47
Обогрев шкафов КРУН-I0
28.8
QF4
ВА51-31
100
31,5
94,5
42,53
4,5
4,7
Обогревшкафов КРУН-351 с.ш.
12,75
QF5
ВА51-31
100
16
48
21,6
4,5
1,46
Обогрев шкафов КРУН-352 с.ш.
12,75
QF12
ВА51-31
100
16
48
21,6
4,5
1,46
Отопление ОПУ
17,6
QF15
ВА51-31
100
25
75
33,75
5
6,7
Вентиляция ОПУ
0,49
QF10
ВА51Г- 25
25
4
56
4,8
1,5
7,1
Питание приводов разъеденителе 1 с.ш.,2 с.ш 35 кВ
3,8
QF6, QFlЗ
ВА51-25
25
6,3
44,1
8,5
2
4,8
Регулирование напряж. Т1,
1,25
Q9
ВА51Г- 25
25
1,6
22,4
1,92
3
4
Регулирование напряж., Т2
1,25
QF14
ВА51Г- 25
25
1,6
22,4
1,92
3
4
Освещение КРУН-I0
1.64
QF16
ВА51Г- 25
25
6,3
88,2
7,56
1,5
7,6
Освещение КРУН-35 1 с.ш
0,73
QF8
ВА51Г- 25
25
1,6
22,4
1,92
3
4
Освещение КРУН-35 2с.ш
0,73
QF18
ВА51Г- 25
25
1,6
22,4
1,92
3
4
Освещение ОПУ
0.912
QF17
ВА51Г- 25
25
6,3
88,2
7,56
1,5
7,6
Наружное освещение
0.74
QF7
ВА51Г- 25
25
1,6
22,4
1,92
3
4
6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
6.1 Общие положения
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для быстрого восстановления нормального электроснабжения необходимо правильно рассчитать токи кз и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
В трехфазной сети различают : трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные короткие замыкания. Чаще всего происходит однофазные КЗ. В нашем случае сеть 35 и 10 кВ работает с изолированной нейтралью поэтому однофазные замыкания на землю и определяются ёмкостью сети присоединенной к шинам 35 или 10 кВ.
Трехфазное КЗ является расчетным для выбора или проверки параметров электрооборудования.
Для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение несимметричных токов КЗ. Расчет токов КЗ с учетом всех элементов системы сложен, поэтому для решения большинства практических задач вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:
— не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчетную схему;
— трехфазная сеть принимается симметричной;
— не учитываются токи нагрузки;
— не учитываются ёмкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельных сетях;
— не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети.
6.2 Составление расчётной схемы электроустановки
Расчетная схема подстанции представлена на рис 6.1
Рисунок 6.1. Расчетная схема подстанции
Схема замещения подстанции представлена на рис 6.2
Рисунок 6.2. Схема замещения подстанции
6.3 Определение параметров схемы замещения
Базисная мощность принимается произвольно МВА.
Напряжение основной ступени (UOCH) принимается равным напряжению ступени НН (UBH):
Кв.
Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжения:
(6.1)
(6.2)
где U6,i базисное напряжение i-ой ступени;
kT коэффициент трансформации, определяемый в направлении от основной ступени напряжения к той, которая подлежит приведению;
базисный ток i-ой ступени.
Определим параметров системы.
Для определения сопротивления системы воспользуемся значениями мощности трехфазного короткого замыкания в местах подключения подстанции:
(6.3)
ЭДС системы определим по формуле:
(6.4)
Определим параметры воздушных линий. Параметры линий находятся по формулам:
(6.5)
(6.6)
(6.7)
где ХУД, RУД удельное сопротивление линии, Ом/км;
L длина линии, км.
Параметры линии 35 кВ от ПС «БАТРАН»:
W1 ВЛ Батран — Домозерово выполнена из провода марки АС-95 длиной l = 20 км, провод АС-95 имеет удельное сопротивление ; Ом/км.
Параметры линии 35 кВ от ПС «НОВЫЕ УГЛЫ»:
W2 ВЛ Новые Углы — Домозерово выполнена из провода марки АС-95 длиной l2.1 = 26,1 км и марки АС-120 длиной l2.2 = 9,4 км, провод АС-120 имеет удельное сопротивление ; Ом/км.
Параметры линии 10 кВ:
W3 ВЛ Жары выполнена из провода марки АС-35 длиной l = 5 км, провод АС-35 имеет удельное сопротивление ; Ом/км
Параметры остальных воздушных линий 10 кВ рассчитываются аналогичным образом. Результаты расчёта представлены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 Параметры линий 10 кВ
Направление
Длина, км
х, Ом/км
R0, Ом/км
Х, о.е.
R, о.е.
Z, о.е.
Жары
5
0,4
0,91
1,814
4,127
4,508
Горка
8,5
0,4
0,91
3,084
7,016
7,664
Домозерово-1
1,5
0,4
0,91
0,544
1,238
1,352
Матурино
10
0,4
0,91
3,628
8,254
9,016
Лапач
6
0,4
0,91
2,177
4,952
5,409
Починок
7
0,4
0,91
2,54
5,778
6,312
Домозерово-2
3
0,4
0,91
1,088
2,467
2,696
Определим параметры двухобмоточных трансформаторов по формулам:
(6.8)
(6.9)
(6.10)
где напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, % ;
номинальное напряжение трансформатора, кВ;
базисное напряжение, к которому при водятся сопротивления обмоток высокого и низшего напряжения, кВ.
Т1 ,Т2 трансформатор двухобмоточный ТДН 2500/35/10
Тз ,Т4 трансформатор двухобмоточный ТДН 63/35/10
6.4 Расчет токов короткого замыкания
Расчет проводится для двух режимов: максимальный и минимальный. За минимальный режим принимается режим с нормально отключенным секционным выключателем. За максимальный режим принимается режим с включенным секционным выключателем.
Для расчета токов короткого замыкания схема замещения преобразуется к такому виду, чтобы между точкой КЗ и суммарной ЭДС было только одно сопротивление. Далее находится начальное
(6.11)
где Е суммарная ЭДС;
суммарное сопротивление до точки КЗ.
(6.12)
где базисный ток той ступени напряжения, где происходит КЗ.
Далее находится
(6.13)
Для минимального режима ударный ток не рассчитывается, т.к. выбор аппаратуры проверяется по ударному току в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находится ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:
(6.14)
6.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме
Схема замещения подстанции в максимальном режиме работы представлена на рис.6.3
Рисунок. 6.3 Схема замещения подстанции в максимальном режиме
работы и ее параметры
Расчет выполняется на ЭВМ при помощи программы УТК [8] , данные для расчета вводятся в относительных величинах, рассчитанных в пункте 6.3, результат расчета представлен в приложении А.
Расчет был произведен в относительных единицах, для перевода токов трехфазного замыкания и ударных токов в именованные единицы нужно полученные величины умножить на базисный ток соответствующей ступени по формуле:
(6.15)
Результаты пересчета сводятся в таблицы 6.2
Таблица 6.2 Пересчет токов короткого замыкания в точках
№ точки КЗ
, кА
, кА
, кА
, кА
1
7,95
21,26
12,4
33,16
10,738
1,56
2
8,848
23,8
13,803
37,13
11,953
1,56
3
1,866
2,937
2,911
4,582
2,521
1,56
4
0,324
0,68
1,782
3,74
1,543
5,5
5
0,324
0,68
1,782
3,74
1,543
5,5
6
0,132
0,249
0,726
1,369
0,629
5,5
7
0,093
0,172
0,511
0,946
0,443
5,5
8
0,226
0,448
1,243
2,464
1,076
5,5
9
0,021
0,036
0,116
0,198
0,1
5,5
10
0,083
0,15
0,457
0,825
0,396
5,5
11
0,118
0,221
0,649
1,216
0,562
5,5
12
0,107
0,198
0,588
1,089
0,509
5,5
13
0,174
0,334
0,957
1,837
0,829
5,5
14
0,021
0,036
0,116
0,198
0,1
5,5
6.4.2 Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания в минимальном режиме
Относительные сопротивления отдельных одноименных сопротивлений расчетной схемы остаются такими же, так как они вычисляются при одной и той же базисной мощности 100 МВ·А. В расчете изменится только
Рисунок 6.5 Схема замещения подстанции в минимальном режиме работы и ее параметры
Расчет выполняется на ЭВМ при помощи программы УТК, данные для расчета вводятся в относительных величинах, рассчитанных в пунктах 6.3, результат расчета представлен в приложении В .
Расчет был произведен в относительных единицах, для перевода токов трехфазного замыкания и ударных токов в именованные единицы нужно полученные величины умножить на базисный ток соответствующей ступени по формуле (6.15), результаты пересчета сведены в таблицу 6.3 .
Таблица 6.3 Пересчет токов короткого замыкания в точках
№ точки КЗ
, кА
, кА
, кА
, кА
1
7,576
21,36
11,819
33,32
10,235
1,56
2
0,702
1,01
1,095
1,576
0,948
1,56
3
0,255
0,491
1,403
2,7
1,215
5,5
4
0,119
0,218
0,655
1,119
0,567
5,5
5
0,086
0,157
0,473
0,863
0,41
5,5
6
0,189
0,357
1,04
1,963
0,901
5,5
7
0,02
0,035
0,11
0,193
0,095
5,5
8
0,077
0,14
0,423
0,77
0,366
5,5
9
0,107
0,196
0,588
1,078
0,509
5,5
10
0,098
0,178
0,539
0,979
0,467
5,5
11
0,151
0,28
0,83
1,54
0,719
5,5
12
0,02
0,035
0,11
0,193
0,095
5,5
6.5 Расчет токов замыканий на землю
Расчет токов замыканий на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов.
тока в нормальных режимах [9]:
— в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ — более 10 А;
— в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:
— более 20 А при напряжении 10 кВ;
При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов.
ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:
(4.16)
где напряжение фазы сети, кВ;
угловая частота напряжения сети;
емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;
длина электрически связанной сети данного напряжения, км.
Но в соответствии с [9], с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производится по формуле:
(4.17)
где номинальное напряжение сети, кВ;
Определяется ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В [6] говорится, что величина емкостного тока замыкания на землю рассматривается для нормального режима сети. линий 10 кВ 1 секции шин:
;
L = 15 км — длина электрически связанной сети 10 кВ I секции шин.
Для отходящих линий 10 кв II секции шин:
;
L = 26 км — длина электрически связанной сети 10 кВ II секции шин.
Токи замыкания на землю на стороне 10 кВ не превышают допустимых значений, и поэтому
7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННОЙ, ЗАЩИТНОЙ AПAPАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН
Применяемое в электроустановках электрооборудование должно соответствовать требованиям государственных стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке.
Продолжительный (длительный) режим работы электротехнического устройства это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.
Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.
Нормальный режим это такой режим работы электротехнического устройства, при котором значения его параметров не выходят за пределы, допустимые при заданных условиях эксплуатации.
В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок. ток нагрузки в этом режиме может меняться в зависимости от графика нагрузки. Для выбора аппаратов и токоведущих частей следует принимать наибольший ток нормального режима IРАБ,МАХ.
Ремонтный режим это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов.
В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка. При выборе аппаратов и токоведущих частей необходимо учитывать это повышение нагрузки до IРЕМ,МАХ .
Послеаварийный режим это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током IПАВ,МАХ .
Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший ток IМАХ .
Таким образом, расчетными токами длительного режима являются:
IРАБ,МАХ наибольший ток нормального режима; IМАХ наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.
7.1 Расчет токов длительных режимов
На шинах 35 кВ:
(7.1)
.
На шинах 10 кВ:
(7.2)
.
7.2 Выбор и проверка выключателей и разъединителей
Выключатели выбираются по номинальному значению тока IHОM и напряжения UHOM, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.
Выбор выключателей производится [7]:
— по напряжению
(7.3)
— по длительному току
(7.4)
— по отключающей способности
(7.5)
где действующее значение периодической слагающей тока КЗ, кА;
номинальный ток отключения выключателя, кА.
Проверка выключателей по включающей способности:
(7.6)
(7.7)
где ударный ток КЗ в цепи выключателя, кА;
наибольший пик тока выключателя, кА;
номинальный ток включения, кА.
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
(7.8)
(7.9)
где действительное
наибольший пик (ток электродинамической стойкости) [5], кА.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
(7.10)
где предельный ток термической стойкости;
нормативное время протекания предельного тока ;
тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА2·с.
(7.11)
где время действия тока КЗ, с;
(7.12)
где время действия основной релейной защиты, с;
полное время отключения выключателя, с.
7.2.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ
На стороне 35 кВ устанавливаем вакуумный выключатель серии ВБЭК-35.
Устанавливаем разъединители РГ-35/1000УХЛl с одним или двумя заземляющими ножами.
Выбор и проверку аппаратуры приводим в таблице 7.1
Таблица 7.1 Параметры аппаратуры 35 кВ
Условия выбора
Численные значения
Тип оборудования
ВБЭК-35-25/1600 УХЛl
РГП-35/1000 УХЛl
кВ
кВ
кВ
А
А
А
кА
кА
кА
кА
кА
кА2с
кА2с
кА2с
7.2.2 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ
В проекте предусмотрена установка вакуумных выключателей серии BB/TEL в ЗРУ-10.
Выбор и проверку аппаратуры при водим в таблице 7.2
Таблица 7.2 Параметры аппаратуры 10 кВ
Условия выбора
Численные значения
Тип оборудования BB/TEL-10-12,5/1000 У2
кВ
кВ
А
А
кА
кА
кА
кА
кА2с
кА2с
Так как выбранные выключатели (на стороне ВН и НН) проверялись по максимально возможному рабочему току (току на вводе), то секционные и линейные выключатели можно принять такими же.
7.3 Выбор и проверка трансформаторов тока
Выбор трансформаторов осуществляется:
— по напряжению установки ;
— по току .
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки при водит к увеличению погрешностей,
— по конструкции и классу точности;
— по электродинамической стойкости: н;
— по термической стойкости: .
7.3.1 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне 35 кВ
На стороне 35 кВ для силового трансформатора и выключателей выбираем ТЛК-35. Номинальный первичный ток 150 А, вторичный 5 А.
Обоснование выбора трансформаторов тока на стороне 35 кВ приведем в таблице 7.3. Трансформаторы тока ТЛК производятся на Свердловском заводе трансформаторов тока г. Екатеринбург.
Таблица 7.3 Трансформаторы тока 35 кв
Условия выбора
Численное
ТЛК-35-150/5
кВ
кВ
А
А
кА
кА
кА2с
кА2с
7.3.2 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне 10 кВ
На стороне 10 кВ для трансформатора собственных нужд и выключателей выбираем ТЛК-10, с различными коэффициентами трансформации. Обоснование выбора трансформаторов тока на стороне 10 кВ при ведем в таблице 7.4.
Таблица 7.4. Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ
Условия выбора
на вводе
Секционный
Численное
ТЛК-10 200/5
Численное
ТЛК-10 100/5
кВ
кВ
кВ
кВ
А
А
А
А
кА
кА
кА
кА
кА2с
кА2с
кА2с
кА2с
7.4 Выбор трансформаторов напряжения
Условие выбора трансформатора напряжения:
(7.13)
На стороне 35 кВ выбираются трансформаторы напряжения НАМИ-35, 2xHOM-35-66Уl на вводах питающих линий. На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НТАМИ-l0.
Выбор трансформаторов напряжения (ТН) представлен в таблице 7.5.
Таблица 7.5 Параметры трансформаторов напряжения
Тип ТН
кв
, В
, В
, ВА (0,5)
, ВА
НАМИ-35
35/З
100/З
100/З
150
1200
НОМ-35
35
100
150
1200
НТАМИ- 10
10
100
100/3
120
1000
Трансформаторы напряжения НТАМИ-10 У3 подключаются через предохранители:
— ПКТ-104-10-200-12,5У3: (кВ), (А), (кА).
7.5 Выбор ограничителей перенапряжения
Условие выбора ограничителей перенапряжения:
(7.14)
Параметры ОПН приведены в табл. 7.5.
Таблица 7.5 Ограничители перенапряжений
Тип ОПН
ОПН-У/ТЕL-35/38,5
ОПН-КС/ TEL-10/10,5
Класс напряжения сети
кВ
кВ
Наибольшее рабочее напряжение
кв
кв
Номинальный разрядный ток, при импульсе 8/20мкс
кА
кА
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10мкс
КА
кв
7.6 Выбор шин
На подстанции блочного типа применяется жесткая и гибкая ошиновка, рассчитанная заводом изготовителем.
Жесткая ошиновка изготовляется из труб алюминиевого сплава, отпайки и перемычки проводом марки АС.
ДЛЯ ошиновки KPY-35 кВ выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения. Сечение шины q = 126 мм2, наружный диаметр D = 22 мм, внутренний диаметр d = 20 мм, допустимый ток IДОП = 425 А.
Проверяем шины по допустимому току:
А, А,
т.е. .
Принимаем длину пролёта м, тогда частота собственных колебаний:
Гц,
Гц.
т.е. требуется механический расчёт. момент сопротивления шины.
Принимаем междуфазное расстояние а = 1 м, тогда напряжение в материале шины:
Мпа;
т.е. Мпа.
Таким образом, шины механически прочны.
Для соединения между собой и с контактными выводами высоковольтных аппаратов на шинах имеются специальные контактные пластины, а для отпаек и перемычек аппаратные зажимы.
Жесткие трубчатые шины имеют с одной стороны узел компенсации, конструкция которого позволяет перемещаться шине в пределах узла на ± 70 мм.
Сборные шины для КРУН 35 и 10 кВ выполним жесткими, алюминиевыми, прямоугольного сечения.
Выбор жестких шин производится по следующим условиям:
— по допустимому току (на нагрев) выбираются по формуле.
;
— на термическую стойкость выбираются по формуле
,
где S выбранное сечение шины;
,
где минимальное сечение по термической стойкости, мм ;
установившийся ток КЗ.
время прохождения тока кз.
С коэффициент, зависящий от материала шины.
Для алюминиевых шин принимается ;
— на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин) для алюминиевых шин:
(7.17)
где частота собственных колебаний шин, Гц;
длина провода между изоляторами, м;
S сечение шины, см»;
J момент инерции поперечного сечения шины, относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4.
Для прямоугольных двухполосных шин
(7.18)
где b толщина шины, см;
h ширина шины, см;
Изменяя длину пролета и форму сечения шины, добиваются того, чтобы механический резонанс был исключен, Т.е. fo > 200 Гц. Если fo < 200 Гц, то производится специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий, возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
]]>