Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Хакасский технический институт - филиал ФГАОУ ВО

«Сибирский федеральный университет»

Кафедра «Электроэнергетика, машиностроение и автомобильный транспорт»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Дисциплина Электрические станции и подстанции

Тема Проектирование электрической части подстанции

Абакан 2022



Содержание

напряжение нагрузка подстанция электрический

• Введение
• 1. Построение графиков нагрузки подстанции
• 1.1 Суточные графики нагрузок потребителей
• 1.2 Суммарный суточный график подстанции
• 1.3 Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок
• 1.4 Технико-экономические показатели нагрузки подстанции
• 1.5 График полной мощности подстанции
• 2. Выбор главной схемы подстанции
• 3. Выбор трансформаторов подстанции
• 4. Расчет питающих линий электропередач
• 5. Расчет токов короткого замыкания
• 6. Выбор и проверка электрического оборудования подстанции
• 6.1 Расчетные условия для проверки аппаратов и проводников по расчетному режиму
• 6.2 Выбор и проверка шин
• 6.2.1 Выбор и проверка шин высокой стороны
• 6.2.2 Выбор и проверка шин, отходящих от низкой стороны трансформатора
• 6.3 Выбор и проверка электрических аппаратов
• 6.3.1 Выбор и проверка электрических аппаратов высокого напряжения
• 6.3.2 Выбор и проверка электрических аппаратов низкого напряжения
• 6.4 Выбор контрольно-измерительной аппаратуры
• 6.4.1 Выбор трансформаторов тока
• 6.4.2 Выбор трансформаторов напряжения
• 6.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
• Заключение
• Список использованных источников


Введение

Основные цели проектирования электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем следующие: производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления; надёжная работа установок и энергосистем в целом; заданное качество электроэнергии; сокращение капитальных затрат на сооружение установок; снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Первая цель определяется техническим заданием на электроснабжение потребителей определенного народнохозяйственного комплекса или административно-экономического района. Вторая и третья - существующими техническими нормативами. Четвёртая и пятая выступают в качестве экономического критерия оптимальности. Оптимальность решения при проектировании означает, что заданный производственный эффект (располагаемая мощность, отпускаемая энергия уровень надёжности и качества) получается при минимально возможных затратах материальных и трудовых ресурсов.

В данном курсовом проекте проектируется главная понизительная подстанция (ГПП), так как данный проект является учебным, то принимается ряд допущений, позволяющих избежать чрезмерного увеличения объёма проекта и сосредоточить внимание на более существенных вопросах.

В данном курсовом проекте будут разрабатываться следующие вопросы: выбор основного оборудования проектируемой подстанции; выбор и обоснование главной схемы электрических соединений; расчёт токов короткого замыкания; выбор коммутационных аппаратов; выбор токоведущих частей и кабелей; выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы; выбор ограничителей перенапряжения.



1. Построение графиков нагрузки подстанции

1.1 Суточные графики нагрузок потребителей

Переводим типовой график в график нагрузки заданного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

где ордината соответствующей ступени типового графика (%); максимальная мощность согласно задания (МВт).

Для примера покажем расчет в первый час для предприятия химической промышленности в зимний период:

Дальнейший расчет производится аналогично. Результаты представлены в таблицах 1.1-1.5 и на рисунках 1.1-1.5.

Таблица 1.1

Зимний и летний суточный график нагрузки

(Предприятие химической промышленности)

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	3,2	3,2	3,2	3,2	3,2	3,2	4	4	4	4	4	4
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	4	4	4	4	4	4	3,4	3,4	3,4	3,4	3,4	3,4
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	3	3	2,6	2,6	2,6	2,6	2,4	2,4	3,6	3,6	3,6	3,6
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	3,6	3,6	3,4	3,4	3,2	3,2	3,2	3,2	2,6	2,6	2,6	2,6

Рисунок 1.1 График суточной нагрузки потребителя

(Предприятие химической промышленности)

Таблица 1.2

Зимний и летний суточный график нагрузки

(Обогатительная фабрика)

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	3,05	3,05	3,05	3,05	3,05	3,05	6,1	6,1	6,1	6,1	6,1	6,1
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	6,1	6,1	6,1	6,1	6,1	6,1	3,66	3,66	3,66	3,66	3,66	3,66
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	2,745	2,745	2,745	2,44	2,44	2,44	2,44	2,44	4,27	4,27	4,88	4,88
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	5,49	5,49	5,49	5,49	2,745	2,745	2,745	2,745	2,745	2,745	2,745	2,745



Рисунок 1.2 График суточной нагрузки потребителя

(Обогатительная фабрика)

Таблица 1.3

Зимний и летний суточный график нагрузки

(Машиностроительный завод)

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	1,8	1,8	1,8	1,8	0,45	0,45	4,5	4,5	4,5	4,5	3,15	3,15
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	4,5	4,5	4,05	4,05	4,05	4,05	2,25	4,05	4,05	4,05	1,8	1,8
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	1,575	1,575	1,35	1,35	0,225	0,225	0,225	0,225	4,05	4,05	2,25	2,25
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	3,825	3,825	3,6	3,6	3,375	3,375	1,35	1,35	3,6	3,6	1,575	1,575



Рисунок 1.3 График суточной нагрузки потребителя

(Машиностроительный завод)

Таблица 1.4

Зимний и летний суточный график нагрузки

(Населенный пункт)

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	1,2	1	0,7	0,7	0,9	1,1	1,4	1,6	1,7	1,4	1	0,9
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	0,8	0,8	1,2	1,4	1,6	1,8	2	2	1,9	1,7	1,6	1,4
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	1	0,7	0,5	0,5	0,5	0,7	0,9	1,3	1,4	1,3	0,9	0,9
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	0,7	0,7	0,9	1,1	1,1	1,2	1,4	1,6	1,7	1,7	1,5	1,2



Рисунок 1.4 График суточной нагрузки потребителя

(Населенный пункт)

Таблица 1.5

Зимний и летний суточный график нагрузки

(Сельскохозяйственный район)

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48	1,08	1,8	2,16	2,28	2,16
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	2,16	2,4	2,28	2,16	1,92	1,44	1,32	1,2	1,08	0,72	0,48	0,48
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	0,36	0,36	0,24	0,24	0,36	0,36	0,36	0,36	0,96	0,96	1,68	2,04
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	1,68	1,68	1,92	1,68	1,2	0,96	0,96	0,72	0,36	0,36	0,36	0,36



Рисунок 1.5 График суточной нагрузки потребителя

(Сельскохозяйственный район)

Рассчитаем данные для построения совмещенного суточного графика и занесем их в таблицу 1.6.

Таблица 1.6

Зимний и летний совмещенный суточный график нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	9,730	9,530	9,230	9,230	8,080	8,280	16,480	17,280	18,100	18,160	16,530	16,310
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	17,560	17,800	17,630	17,710	17,670	17,390	12,630	14,310	14,090	13,530	10,940	10,740
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	8,680	8,380	7,435	7,130	6,125	6,325	6,325	6,725	14,280	14,180	13,310	13,670
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	15,295	15,295	15,310	15,270	11,620	11,480	9,655	9,615	11,005	11,005	8,780	8,480

Построим совмещенный суточный график нагрузки всех потребителей (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 Совмещенный суточный график нагрузки всех потребителей

1.2 Суммарный суточный график подстанции

Суммарный суточный график подстанции определяется с учетом потерь мощности на подстанции.

Определим постоянные потери мощности:

где максимальное значение активной мощности совмещенного графика нагрузок потребителей подстанции (МВт).

Потери мощности на собственные нужды:

Переменные потери мощности вычисляются для каждой ступени по формуле:

где суммарная мощность всех предприятий i-той ступени из п.1.1 (МВт).

Для первой ступени графика (зима) получаем:

Для остальных ступеней графика для сезонов (зима, лето) расчет ведется аналогично.

Расчет суммарных суточных графиков (зима, лето) перенесем из таблицы 1.6 в таблицу 1.7.

Суммируя значение мощностей i-тых ступеней графиков нагрузки всех потребителей и потери мощности на подстанции для каждой ступени, получим суммарный график нагрузки подстанции для сезонов (зима, лето) согласно выражения:

Для примера покажем расчет первой ступени суммарного графика нагрузки подстанции (для сезона зима):



.

Для остальных ступеней расчет ведется аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Суммарные (зима, лето) суточные графики нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	10,524	10,303	9,972	9,972	8,712	8,93	18,248	19,197	20,176	20,248	18,307	18,047
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	19,53	19,817	19,614	19,71	19,662	19,328	13,781	15,71	15,456	14,81	11,871	11,648
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	9,367	9,039	8,012	7,682	6,604	6,818	6,818	7,246	15,675	15,56	14,558	14,971
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	16,856	16,856	16,873	16,826	12,636	12,478	10,441	10,396	11,944	11,944	9,477	9,148

По результатам конечной суммы каждой ступени построим графики нагрузки на шинах подстанции (рисунок 1.7).

Рисунок 1.7 Зимний и летний график нагрузки на шинах подстанции

1.3 Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок

Годовой график подстанции по продолжительности нагрузок показывает длительность работы установки в течении года с различными нагрузками.

Значение активной мощности i-той ступени графика по продолжительности определяется проекцией соответствующих ординат суммарных суточных графиков нагрузки зимнего и летнего периода на ось ординат искомого графика, а длительность этой ступени графика по продолжительности рассчитывается по формуле:



Таким образом, определим продолжительность первой ступени годового графика нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок ():

Для остальных ступеней графика продолжительность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов вносим в таблицу 1.8.

Таблица 1.8

Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузки

№					W, МВт.ч
1	2	3	4	5	6
1	20,248	1	0	200	4049,6
2	20,176	1	0	200	4035,2
3	19,817	1	0	200	3963,4
4	19,71	1	0	200	3942
5	19,662	1	0	200	3932,4
6	19,614	1	0	200	3922,8
7	19,53	1	0	200	3906
8	19,328	1	0	200	3865,6
9	19,197	1	0	200	3839,4
10	18,307	1	0	200	3661,4
11	18,248	1	0	200	3649,6
12	18,047	1	0	200	3609,4
13	16,873	0	1	165	2784,045
14	16,856	0	1	165	2781,24
15	16,856	0	1	165	2781,24
16	16,826	0	1	165	2776,29
17	15,71	1	0	200	3142
18	15,675	0	1	165	2586,375
19	15,56	0	1	165	2567,4
20	15,456	1	0	200	3091,2
21	14,971	0	1	165	2470,215
22	14,81	1	0	200	2962
23	14,558	0	1	165	2402,07
24	13,781	1	0	200	2756,2
25	12,636	0	1	165	2084,94
26	12,478	0	1	165	2058,87
27	11,944	0	1	165	1970,76
28	11,944	0	1	165	1970,76
29	11,871	1	0	200	2374,2
30	11,648	1	0	200	2329,6
31	10,524	1	0	200	2104,8
32	10,441	0	1	165	1722,765
33	10,396	0	1	165	1715,34
34	10,303	1	0	200	2060,6
35	9,972	1	0	200	1994,4
36	9,972	1	0	200	1994,4
37	9,477	0	1	165	1563,705
38	9,367	0	1	165	1545,555
39	9,148	0	1	165	1509,42
40	9,039	0	1	165	1491,435
41	8,93	1	0	200	1786
42	8,712	1	0	200	1742,4
43	8,012	0	1	165	1321,98
44	7,682	0	1	165	1267,53
45	7,246	0	1	165	1195,59
46	6,818	0	1	165	1124,97
47	6,818	0	1	165	1124,97
48	6,604	0	1	165	1089,66

Используя данную таблицу, строим график нагрузки подстанции по продолжительность нагрузок (рисунок 1.8).



Рисунок 1.8 Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок

1.4 Технико-экономические показатели нагрузки подстанции

Определим количество энергии, отпущенной с шин подстанции потребителям за рассматриваемы период (год):

где мощность i-той ступени графика (МВт); продолжительность i-той ступени (ч).

Определим среднюю нагрузку по графику за рассматриваемый период (год):

где длительность рассматриваемого периода (ч).

Используя коэффициент заполнения оценим степень неравномерности графика работы электроустановок:

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает во сколько раз отпущенное с шин количество электроэнергии за рассматриваемый период меньше того количества электроэнергии, которое было бы отпущено с шин подстанции за то же время, если бы нагрузка установки все время была бы максимальной.

Определим условную продолжительность использования максимальной нагрузки:

Эта величина показывает сколько часов за рассматриваемый период установка должна была бы работать с максимальной нагрузкой, чтобы отпустить с шин подстанции действительное количество электроэнергии за этот период времени.

1.5 График полной мощности подстанции

Рассчитаем средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки для каждой ступени графика нагрузки по формуле:

где величина активной мощности i-той ступени каждого потребителя (МВт); величина коэффициента мощности i-той ступени каждого потребителя.

Для примера покажем расчет за зимний период:

Последующие ступени рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.9.

Полная мощность подстанции каждой ступени графика определяется по формуле:

где величина суммарной активной мощности подстанции (МВт), рассчитанная по формуле 1.5.

Для первой ступени графика мощность подстанции будет равна:

Для остальных ступеней графика значения рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.9.



Таблица 1.9

Средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки, полная мощность подстанции каждой ступени графика

Зима
№ часа
01	3,2	3,05	1,8	1,2	0,48	0,796	10,524	13,221
02	3,2	3,05	1,8	1	0,48	0,796	10,303	12,943
03	3,2	3,05	1,8	0,7	0,48	0,795	9,972	12,543
04	3,2	3,05	1,8	0,7	0,48	0,795	9,972	12,543
05	3,2	3,05	0,45	0,9	0,48	0,8	8,712	10,89
06	3,2	3,05	0,45	1,1	0,48	0,8	8,93	11,163
07	4	6,1	4,5	1,4	0,48	0,787	18,248	23,187
08	4	6,1	4,5	1,6	1,08	0,79	19,197	24,3
09	4	6,1	4,5	1,7	1,8	0,794	20,176	25,411
10	4	6,1	4,5	1,4	2,16	0,795	20,248	25,469
11	4	6,1	3,15	1	2,28	0,798	18,307	22,941
12	4	6,1	3,15	0,9	2,16	0,797	18,047	22,644
13	4	6,1	4,5	0,8	2,16	0,795	19,53	24,566
14	4	6,1	4,5	0,8	2,4	0,796	19,817	24,896
15	4	6,1	4,05	1,2	2,28	0,796	19,614	24,641
16	4	6,1	4,05	1,4	2,16	0,796	19,71	24,761
17	4	6,1	4,05	1,6	1,92	0,795	19,662	24,732
18	4	6,1	4,05	1,8	1,44	0,793	19,328	24,373
19	3,4	3,66	2,25	2	1,32	0,8	13,781	17,226
20	3,4	3,66	4,05	2	1,2	0,795	15,71	19,761
21	3,4	3,66	4,05	1,9	1,08	0,794	15,456	19,466
22	3,4	3,66	4,05	1,7	0,72	0,792	14,81	18,699
23	3,4	3,66	1,8	1,6	0,48	0,795	11,871	14,932
24	3,4	3,66	1,8	1,4	0,48	0,794	11,648	14,67
Лето
№ часа
01	3	2,745	1,575	1	0,36	0,796	9,367	11,768
02	3	2,745	1,575	0,7	0,36	0,795	9,039	11,37
03	2,6	2,745	1,35	0,5	0,24	0,793	8,012	10,103
04	2,6	2,44	1,35	0,5	0,24	0,794	7,682	9,675
05	2,6	2,44	0,225	0,5	0,36	0,8	6,604	8,255
06	2,6	2,44	0,225	0,7	0,36	0,8	6,818	8,523
07	2,4	2,44	0,225	0,9	0,36	0,799	6,818	8,533
08	2,4	2,44	0,225	1,3	0,36	0,799	7,246	9,069
09	3,6	4,27	4,05	1,4	0,96	0,792	15,675	19,792
10	3,6	4,27	4,05	1,3	0,96	0,792	15,56	19,646
11	3,6	4,88	2,25	0,9	1,68	0,798	14,558	18,243
12	3,6	4,88	2,25	0,9	2,04	0,801	14,971	18,69
13	3,6	5,49	3,825	0,7	1,68	0,794	16,856	21,229
14	3,6	5,49	3,825	0,7	1,68	0,794	16,856	21,229
15	3,4	5,49	3,6	0,9	1,92	0,795	16,873	21,224
16	3,4	5,49	3,6	1,1	1,68	0,794	16,826	21,191
17	3,2	2,745	3,375	1,1	1,2	0,798	12,636	15,835
18	3,2	2,745	3,375	1,2	0,96	0,797	12,478	15,656
19	3,2	2,745	1,35	1,4	0,96	0,802	10,441	13,019
20	3,2	2,745	1,35	1,6	0,72	0,8	10,396	12,995
21	2,6	2,745	3,6	1,7	0,36	0,79	11,944	15,119
22	2,6	2,745	3,6	1,7	0,36	0,79	11,944	15,119
23	2,6	2,745	1,575	1,5	0,36	0,794	9,477	11,936
24	2,6	2,745	1,575	1,2	0,36	0,794	9,148	11,521

По полученным значениям мощности построим графики полной мощности подстанции за зимний и летний периоды (рисунок 1.9).

Рисунок 1.9 График полной мощности подстанции за зимний и летний периоды

2. Выбор главной схемы подстанции

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Схема электрических соединений проектируемой подстанции должна удовлетворять следующим требованиям: иметь достаточную надежность; быть простой, наглядной; быть экономичной; иметь возможность расширения.

В данном курсовом проектировании выбор схемы открытого распределительного устройства высокого напряжения (ОРУ ВН) производим, ориентируясь на характер связи подстанции с энергосистемой, типом подстанции, количеством трансформаторов на подстанции, надежностью электроснабжения потребителей.

По условию электроснабжение электрической подстанции осуществляется от одного центра питания по двухцепной линии (U = 110 кВ, L = 85 км), не имеется дополнительных присоединений.

Используя типовые схемы РУ высокого напряжения и указания области их применения, приведенные в стандарте организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5], выбираем схему 110-4Н (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). Данная схема применяется для РУ на напряжения 110-750 кВ двухтрансформаторных ПС. Выбранная схема предназначена для тупиковых двухтрансформаторных ПС питаемых по 2-м ВЛ.



Рисунок 2.1 Схема ОРУ ВН (110-4Н)



3. Выбор трансформаторов подстанции

Питание подстанции осуществляется от одного центра питания по двухцепной воздушной линии электропередачи. Целесообразна установка двух трансформаторов.

Для определения числа и мощности компенсирующих устройств необходимо рассчитать потребленную реактивную мощность компенсации.

(3.1)

где tgц₁ - средневзвешенное значение cosц до компенсации Q нагрузки.

0,763 (при = 0,795 при максимальной нагрузке S = , при которой = 20,248 МВт),

tgц₂ - базовое значение коэффициента реактивной мощности (при питании ПС на напряжении 110 кВ и выше принимается .

Зная расчётную потребную реактивную нагрузку по таблицам справочной литературы выбираем число и мощность компенсирующих устройств.

. (3.2)

Определим мощность и число компенсирующих устройств по формуле (3.1):

МВар.

Выбираем четыре установки ВАРНЕТ - А - 10 -1 Л 1350/150 - УЗ [2] номинальной мощностью 1350 кВар каждая для установки на каждую секцию 10 кВ ПС.

Таким образом, фактическая мощность комплектной конденсаторной установки:

МВар,

при этом условие (3.2) выполняется.

Питание подстанции осуществляется от двух центров питания по одноцепным воздушным линиям электропередачи. Целесообразна установка двух трансформаторов.

Определим номинальную мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной ПС

где номинальная мощность трансформатора (МВА ; максимальная полная мощность (МВА).

По формуле (3.4) находим .

По таблицам справочника [3] выбираем трансформатор:

ТРДН-25000/110.

Таблица 3.1

Параметры силового трансформатора

Тип	Sном, МВА	Uном обмоток, кВ	uк, %	ДPк, кВт	ДPх, кВт	Iх, %
		ВН	НН
ТРДН-25000 / 110	25	115	10,5?10,5	10,5	120	27	0,7



4. Расчет питающих линий электропередач

В высоковольтных воздушных линиях (ВЛ), как правило, используется провод марки АС.

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока [3].

Суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

где расчетный ток (А); нормированная плотность тока (A/мм²), определяем по таблице 4.1.

Таблица 4.1

Нормированные значения плотности тока для ВЛ

Т_max = ч. Неизолированные провода и шины будем изготавливать из алюминия. Из этого следует, что .

Значение расчетного тока определяется по выражению:

где ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме (А); коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ.

Ток линии на пятый год эксплуатации определяется по выражению:

где полная мощность питающей ВЛ в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации (ВА) (может быть оценена приближенно); номинальное напряжение ВЛ (В).

Полная мощность питающей ВЛ в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации находится по формуле:

Определяем ток линии на пятый год эксплуатации по формуле (4.3).

Значение Значение выбираем по таблице 4.2, при коэффициенте К_м = 1.



Таблица 4.2

Усредненные значения коэффициента

Определяем расчетный ток по формуле .

И наконец, определяем суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ по формуле (4.1).

По справочнику (ПУЭ таблица 1.3.29) выбираем ближайшее сечение проводника , длительно допустимый ток провода I_доп = 380 (А).

Рассчитываем максимальный ток послеаварийного или ремонтного режима по формуле (4.5).

Выбранное сечение провода удовлетворяет условию нагрева в послеаварийном режиме:



5. Расчет токов короткого замыкания

При расчете тока короткого замыкания на шинах высокого напряжения трансформаторной подстанции (точка К1 на рисунке 5.1) сопротивления элементов схемы определяем по нижеприведенным выражениям.

Определяем индуктивные сопротивления для одной электрической системы:

где базисная мощность (задается произвольно) (ВА); мощность короткого замыкания системы (ВА) (см. задание на курсовое проектирование).

а) б)

Рисунок 5.1 Расчетная схема (а) и схема замещения (б) для рассматриваемой подстанции

Индуктивные сопротивления линий электропередач высокого напряжения определим по формуле:

где удельное индуктивное сопротивление линии (), в расчете принимаем ; длина линии электропередачи (км) (см. задание), напряжение линии электропередач (В).

Найдем суммарное индуктивное сопротивление:

.

При расчете токов короткого замыкания на шинах низкого напряжения трансформаторной подстанции (точка К2, рис. 5.1) сопротивления элементов схемы определяем по нижеприведенным выражениям.

Индуктивное сопротивление трехфазного трансформатора определяем по выражению:

где напряжение короткого замыкания трансформатора (%); номинальная мощность трансформатора (ВА).

Для трансформатора с обмоткой низшего напряжения, разделенной на две ветви, сопротивление обмотки высшего напряжения принимается равной (для трехфазных трансформаторов коэффициент расщепления К_р = 3,5):

Сопротивления с учетом коэффициента расщепления К_р:

Сопротивление двух обмоток низшего напряжения трансформатора с расщепленными обмотками, работающими раздельно, с учетом сопротивления трансформатора на высокой стороне:

Преобразование схемы выполняем в направлении от источника питания к месту короткого замыкания.

Определяем результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К1:

Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К2 определим по формуле:

Рассчитаем базисные токи по формулам:

Далее рассчитываем токи трехфазного короткого замыкания.

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в точке К1 определяем по выражению:

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в точке К2 определяем по выражению:

Затем рассчитаем ударный ток трехфазного короткого замыкания.

Ударный ток определяем по формуле:

где ударный коэффициент, который при расчете токов к.з. в сетях напряжением выше 1000 В можно принять равным 1,8 [3].

Тогда ударный ток для короткого замыкания в точке К1:



Ударный ток для короткого замыкания в точке К2:



6. Выбор и проверка электрического оборудования подстанции

Все электрические аппараты и токоведущие части на электрических подстанциях выбираем, исходя из условий длительной работы с учетом проверки по условиям короткого замыкания.

При выборе аппаратов и проводников учитываем следующие факторы:

род установки (в помещении или на открытом воздухе);

температура окружающей среды;

влажность и загрязненность атмосферы и помещения;

габариты, вес аппарата и удобство его размещения в распределительном устройстве;

стоимость аппарата.

Изоляция электрических аппаратов и кабелей должна соответствовать номинальному напряжению установки , для чего должно быть выполнено условие:

где номинальное напряжение аппарата или кабеля.

6.1 Расчетные условия для проверки аппаратов и проводников по расчетному режиму

Рабочий режим делится на нормальный и утяжеленный. Под нормальным режимом установки понимают режим, предусмотренный планом эксплуатации. Утяжеленным режимом называется режим при вынужденном отключении части присоединений вследствие их повреждения или в связи с профилактическим ремонтом.

Расчет рабочих токов нормального и утяжеленного режимов необходимо произвести на всех участках схемы подстанции, где производится выбор аппаратов и проводников. Расчетные рабочие токи присоединений определяются по-разному для различных элементов системы.

Рассчитаем и для шины низкого напряжения, отходящих от трансформаторов.

По значению выбираем сечение шины и допустимый длительный ток из таблицы 1.3.31 «ПУЭ».

.

.

Дальнейший расчет токов потребителей производится аналогично по формулам (6.2) и (6.3). Результаты представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Параметры потребителей

№	Потребители				n
1	Предприятие химической промышленности	4	0,83	4,82	3	92,76	139,14
2	Обогатительная фабрика	6,1	0,76	8,03	4	115,9	154,53
3	Машиностроительный завод	4,5	0,77	5,84	3	112,39	168,59
4	Населенный пункт	2	0,8	2,5	2	72,17	144,34
5	Сельскохозяйственный район	2,4	0,88	2,73	2	78,81	157,62



6.2 Выбор и проверка шин

6.2.1 Выбор и проверка шин высокой стороны

Сечение гибкого проводника ОРУ ВН примем равным сечению провода линии высокого напряжения (см. п. 4). Согласно ПУЭ гибкие проводники проверяются на термическую стойкость и не проверяются на электродинамическую стойкость.

Таблица 6.2

Параметры шин высокой стороны

Сечение шины,	Допустимый длительный ток , А	Максимальный ток нормального рабочего режима шины
120	380	118,62

Проверка на термическую стойкость.

Проверка выбранного сечения шин на термическую стойкость при протекании тока КЗ осуществляется по условию:

где расчетная температура нагрева шины током короткого замыкания; допустимая температура нагрева шины при коротком замыкании (для алюминиевых гибких шин 200 С).

Для определения расчетной температуры проводника предварительно находится температура проводника до момента возникновения КЗ:

где температура окружающей среды (+35°С); длительно допустимая температура проводника (+70°С); номинальная температура воздуха (+25°С); максимальный ток утяжеленного рабочего режима шины (А) (см. раздел 4); длительно допустимый ток шины (А) (см. п. 4).

Рисунок 6.1 Кривая определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании

По кривой, представленной на рисунке 6.1, используя , определим сложную функцию температуры проводника (°С) до момента возникновения КЗ:

.

Сложная функция температуры проводника при протекании тока КЗ определяем по выражению:

где коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника (для алюминиевых шин и проводов - 1,054); импульс квадратичного тока КЗ ; сечение проводника .

Импульс квадратичного тока КЗ определим по выражению:

где начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в рассматриваемой точке схемы (кА) (см. п. 5); время отключения электроустановки, равное сумме времени действия основной релейной защиты и времени отключения выключателя (0,18 с); постоянная времени затухания тока короткого замыкания (с) (см. п. 5).

Тогда

По рисунку 6.1 определим конечное значение температуры проводника в режиме короткого замыкания:

В результате расчетов получаем:

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.

6.2.2 Выбор и проверка шин, отходящих от низкой стороны трансформатора

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими шинами. Выбор сечения жестких проводников производим по нагреву (по допустимому току) по справочнику (ПУЭ таблица 1.3.31), используя в качестве расчетных токи утяжеленного рабочего режима (см. раздел 6.1). Согласно ПУЭ, жесткие проводники проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Таблица 6.3

Допустимый продолжительный (длительный ток) для алюминиевых шин прямоугольного сечения

Размеры шины, мм	Количество полос на полюс или фазу	Длительно допустимый ток, А
	1	1625

Проверка на термическую стойкость.

В соответствии с формулами (6.4) - (6.7), по аналогии производим необходимую проверку.

где максимальный ток утяжеленного рабочего режима шины (А) (см. п. 6.1).

По кривой, представленной на рисунке 6.1, используя , определим сложную функцию температуры проводника (°С) до момента возникновения КЗ:

Импульс квадратичного тока КЗ определим по выражению:

Тогда

По рисунку 6.1 определим конечное значение температуры проводника в режиме короткого замыкания:

В результате расчетов получаем:

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.

Проверка на электродинамическую стойкость.

Жесткие шины, закрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействие электродинамических сил.

Наибольшее удельное усилие в однополосной шине при трехфазном КЗ определяется по выражению:

где ударный ток трехфазного КЗ (А); расстояние между фазами (м), в расчете принимаем .

Равномерно распределенная сила создает изгибающий момент (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах):

где длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции (м) (в расчете принимаем ).

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

где момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия ( (см. рисунок 6.2).

Рисунок 6.2 Момент сопротивления и инерции шины

Шины механически прочны, если выполняется условие:

где допустимое механическое напряжение в материале шин (МПа) (см. рисунок 6.3).

Т.е. выбранные алюминиевые шины марки АДО удовлетворяют условию проверки на электродинамическую стойкость.

Рисунок 6.3 Механические характеристики материала шин

6.3 Выбор и проверка электрических аппаратов

6.3.1 Выбор и проверка электрических аппаратов высокого напряжения

Выбор разъединителей.

Выбор разъединителей осуществляется по назначению и роду установки, конструктивному исполнению, номинальному напряжению и длительному току. Их проверяют по электродинамической и термической стойкости.

Результаты выбора разъединителя будем заносить в расчетную таблицу 6.5 (где напряжение сети в месте установки (кВ); номинальное напряжение аппарата (кВ); расчетный ток на данном участке схемы (А); номинальный ток аппарата (А); расчетный ударный ток трехфазного короткого замыкания на данном участке схемы (кА); i_прс -- номинальный ток электродинамической стойкости аппарата (кА), В_k -- расчетный тепловой импульс тока короткого замыкания на данном участке схемы (кА²· с), I_пр.ф -- предельный ток термической стойкости аппарата (кА), t_ф -- длительность протекания тока термической стойкости (с) (4 с при U_ном < 35 кВ; 3 с при U_ном > 35 кВ)).

Таблица 6.5

Расчетная таблица выбора разъединителей ВН [7]

Условие выбора	Тип разъединителя	Расчетные данные	Каталожные данные
	РДЗ- 110/630 ХЛ1

Выбор выключателей.

Выбор выключателей осуществляется по назначению и роду установки, конструктивному исполнению, номинальному напряжению, длительному току и отключающей способности. Выключатели проверяют по электродинамической и термической стойкости.

Результаты выбора выключателей заносятся в расчетную таблицу 6.5 (где I_п0 -- начальное значение периодической составляющей ток трехфазного короткого замыкания на данном участке схемы (кА), I_прс -- предельный сквозной ток аппарата (кА)).

Таблица 6.6

Расчетная таблица выбора выключателей ВН [8]

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Каталожные данные
	ВЭБ-110-630-20ХЛ1	=110 кВ	=110 кВ
		=118,62 А	=630 А
		=1,364 кА	=20 кА
		=3,472 кА	=52 кА
			=1200

Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) осуществляется по назначению и номинальному напряжению.

Результаты выбора ограничителей перенапряжения ПС заносятся в расчетную таблицу 6.7.

Таблица 6.7

Расчетная таблица выбора ОПН ВН [9]

Условия выбора	Тип ОПН	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=Uном	ОПН-110ХЛ1	=110 кВ	=110 кВ

6.3.2 Выбор и проверка электрических аппаратов низкого напряжения

Выбор выключателей

Результаты выбора выключателей заносятся в расчетную таблицу 6.8.

Таблица 6.8

Расчетная таблица выбора вводных выключателей НН [11]

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВВ-10-31,5/1600УЗ	=10 кВ	=10 кВ
		= А	=1600 А
		=4,758 кА	=31,5 кА
		=кА	=80 кА
		=	=3969

Таблица 6.9.1

Расчетная таблица выбора выключателей НН секционных [11]

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВВ-10-31,5/1000УЗ	=10 кВ	=10 кВ
		= А	=1000 А
		=4,758 кА	=31,5 кА
		=кА	=80 кА
		=	=3969

Выбор выключателей для отходящих присоединений, к которым подключены потребители, представлен в таблице 6.9.2.

Таблица 6.9.2

Расчетная таблица выбора выключателей НН для отходящих присоединений, к которым подключены потребители [11]

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Наименование потребителя	Каталожные данные
	ВВВ-10-31,5/320УЗ	=10 кВ		=10 кВ
		= 139,14 А	Предприятие химической промышленности	= 320 А
		= 154,53 А	Обогатительная фабрика	= 320 А
		= 168,59 А	Машиностроительный завод	= 320 А
		= 144,34 А	Населенный пункт	= 320 А
		= 157,62 А	Сельскохозяйственный район	= 320 А
		=4,758 кА		=31,5 кА
		=кА		=80 кА
		=		= =3969

Выбор ограничителей перенапряжения.

Результаты выбора ограничителей перенапряжения заносятся в расчетную таблицу 6.10.

Таблица 6.10

Расчетная таблица выбора ОПН НН [12]

Условие выбора	Тип ОПН	Расчетные данные	Каталожные данные
	ОПН-10 УХЛ1



6.4 Выбор контрольно-измерительной аппаратуры

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Количество электроизмерительной аппаратуры, устанавливаемой на подстанции, должно быть минимально возможным для облегчения обслуживания, упрощения и удешевления установки, но и достаточным для правильного ведения эксплуатации.

6.4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Таблица 6.11

Расчетная таблица выбора трансформатора тока ВН [13]

Условие выбора	Тип трансформатора тока	Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ 110-У1	110 кВ	=110 кВ
		= А	=100 А
		кА	=86 кА
		=	=

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пров и переходного сопротивления контактов r_к:

Сопротивление приборов определяется по выражению:

где S_приб-- мощность, потребляемая приборами (ВА); I_2ном -- вторичный номинальный ток прибора (А).

Сопротивления контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех измерительных приборах и 0,1 Ом - при большем количестве приборов.

Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

откуда можно найти допустимое сопротивление соединительных проводов:

Зная r_пр, можно определить необходимую площадь сечения соединительных проводов:

где -- удельное сопротивление провода (0,0283 Ом мм²/м); l_расч -- расчетная длина проводов. Схема соединения трансформаторов тока - полная звезда, тогда l_расч = l, где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) (м). Для цепи РУ 110 кВ l = 80 м.

Для стороны ВН выберем измерительные приборы: ваттметр, варметр, амперметр регистрирующий, счетчик активной энергии, ваттметр регистрирующий, ваттметр (щит турбины). Из таблицы 6.12 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Определим сопротивление приборов:

Определим сопротивление проводов:

Определим сечение проводов:

По таблице 1.3.5 «ПУЭ» выбираем сечение соединительных проводов

Таблица 6.12

Измерительные приборы ТТ для ВН

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		A	B	C
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И680	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СЭТ-3р	0,5	-	0,5
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	-	10
Итого		14	10	14

Пересчитаем для получения реального значения:

И наконец, определим сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:

6.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные приборы для ТН приведены в таблице 6.13.

Таблица 6.13

Измерительные приборы ТН для ВН

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр (сборные шины)	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Ввод 110 кВ от трансфор-матора	Д-335	1,5	3	1	0	1	4,5	-
Счетчик активный		И-674	3 Вт	3	0,38	0,925	1	9	14,5
Счетчик реактивный		И-673	3 Вт	3	0,38	0,925	1	9	14,5
Счетчик активный	Линии 110кВ	И-674	3 Вт	3	0,38	0,925	4	36	58
Счетчик реактивный		И-673	3 Вт	3	0,38	0,925	4	36	58
Итого		96,5	145

Результаты выбора ТН заносятся в расчетную таблицу 6.14.

Таблица 6.14

Расчетная таблица выбора трансформатора напряжения [14]

Условия выбора	Тип трансформатора напряжения	Расчетные данные	Каталожные данные
?	НКФ-110-58	110 кВ	=110 кВ
		(ВА)

Для линии ВН при выборе измерительного трансформатора напряжения необходимо произвести расчет вторичной нагрузки.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

(ВА). (6.18)

(ВА).

6.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для определения общей мощности потребителей собственных нужд ПС составляется таблица 6.15 электрических нагрузок собственных нужд ПС.

Общая электрическая нагрузка собственных нужд:

(кВА). (6.19)

Мощность трансформаторов собственных нужд:

Принимаем два трансформатора ТСН: ТМ 160/10 [3].



Таблица 6.15

Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	cos	tg	Нагрузка
	единицы, кВткол-во	всего, кВт			Pуст, кВт	Qуст, квар
Охлаждение ТРДН-25000/110	-	3	0,85	0,62	3	1,86
Подогрев выключателей	11,3x6	67,8	1	0	67,8	-
Подогрев КРУ	1x32	32	1	0	32	-
Отопление и освещение ОПУ	-	80	1	0	80	-
Освещение, вентиляция ЗРУ	-	7	1	0	7	-
Освещение ОРУ 110 кВ	-	5	1	0	5	-
Итого		191,8	1,86

Таблица 6.15

Параметры трансформатора собственных нужд

Тип тра-ра	кВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, Вт
		ВН	НН	PХХ	PКЗ
ТМ-160	160	10	0,4	460	2650	4,7	2,4



Заключение

При проектировании данной подстанции с одной двухцепной линией связи, соединенной с энергосистемой, было определено, что при выборе электрической схемы нужно исходить из соображений надежности, экономичности, безопасности и возможности расширение, т.е. установки дополнительного оборудования. Выбор схемы зависит от категории потребителей электрической энергии. Вследствие этого, а так же в следствии двухцепной связью с энергосистемой, было установлено два силовых трансформатора и два трансформатора собственных нужд. Исходя из этих условий был выбран наиболее рациональный вариант схемы, подходящий по всем вышеизложенным критериям оптимального расходования всех типов ресурсов.

Также в данном проекте было рассмотрено, как и по каким критериям выбирать электрооборудование. Оборудование выбрано современное, так как в настоящее время на новых энергообъектах России происходит постепенное обновление и совершенствование технической части подстанций, которое по всем параметрам превосходит старые образцы оборудования не только в плане технических возможностей, но и в плане большей ремонтопригодности и удобству монтажа. Новое оборудование позволяет увеличить срок службы подстанции, избежать критических аварийных ситуации в связи с износом старого оборудования.

По произведенному в полной мере расчету параметров всего оборудования подстанции, т.е. шин высокой, низкой и стороны потребителей, измерительного оборудования, трансформаторов и т.д., было установлено соответствие требуемых и полученных значений характеристик электроприборов. В результате проектирование подстанции были получены важнейшие навыки, позволяющие без особого труда, сохраняя время, т.е. основной ресурс, проводить разработку подстанций, а так же проводить качественную проверку используемого оборудования.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. СПб.: ДЕАН, 2009.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. 4-е изд., перераб. и доп. М.: ЭНАС, 2012. 376 с.

3. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. М.: Энергоатомиздат, 1987. 648 с.

4. Валь П.В. Электрические станции и подстанции. Методические указания по выполнению курсового проекта, 2014.

5. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС», Дата введения. 2007-12-20.

6. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат, 1989. 606 с.

7. Разъединитель РДЗ-110/1000 ХЛ1. Режим доступа: http://www.zaokurs.ru/downloads/pdf/raz_proshl_pok.pdf (дата обращения 30.11.2022).

8. Выключатель ВЭБ-110-630-20ХЛ1. Режим доступа: http://forca.ru/info/spravka/spravochnye-dannye-po-maslyanym-vyklyuchatelyam-naruzhnoi-ustanovki.html (дата обращения 30.11.2022).

9. Ограничитель перенапряжения ОПН-110ХЛ1. Режим доступа: http://www.razrad.sp.ru/opn110.html (дата обращения 30.11.2022).

10. Разъединитель РКВЗ-2-10/1600 У3. Режим доступа: http://www.zaokurs.ru/catalog.php?ids=32 (дата обращения 30.11.2022).

11. Выключатель ВВВ-10-31,5/1600УЗ. Режим доступа: http://forca.ru/spravka/spravka/tehnicheskie-harakteristiki-rossiyskih-vakuumnyh-vyklyuchateley-10-kv.html (дата обращения 30.11.2022).

12. Ограничитель перенапряжения ОПН-110ХЛ1. Режим доступа: http://www.razrad.sp.ru/opn110.html (дата обращения 30.11.2022).

13. Трансформатор тока ТФЗМ 110-У1. Режим доступа: http://www.tdtransformator.ru/catalog/izmeritelnye/toka/ot-110-kv/tfzm-110-tfzm-220-tfzm-500.htm (дата обращения 30.11.2022).

14. Трансформатор напряжения НКФ-110-58. Режим доступа: http://www.ielectro.ru/gelem90931.html (дата обращения 30.11.2022).

Размещено на Allbest.ru