Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ

Технико-экономический расчет числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор электрических соединений подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих частей. Релейная защита и автоматика. Заземление и освещение подстанции.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 24.06.2012
Размер файла 2,7 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1 ВВЕДЕНИЕ

В связи с повсеместным расширением производства, строительства новых предприятий, жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии. В данный момент многие подстанции очень сильно устарели или же их мощности не хватает для питания всех потребителей. Чтобы устранить эту проблему необходимо строить новые подстанции с возможностью их дальнейшего расширения, реконструировать и модернизировать уже имеющиеся подстанции. Все это должно происходить по новым требованиям экономичности и надежности.

2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектируемая районная понизительная подстанция служит для приема, преобразования и дальнейшей передачи электроэнергии потребителям.

Все установленное на подстанции оборудование должно быть не очень дорогим, иначе затраты, потраченные на строительство или реконструкцию подстанции будут большими вследствие чего она не окупится и станет не выгодной для эксплуатации.

Также все оборудование должно проходить проверку по разным критериям, чтобы во время эксплуатации возникало как можно меньше аварийных ситуаций и не создавалось угрозы для работы персонала.

На данной подстанции по ПУЭ устанавливается 2 трансформатора, это делается из-за того что на ней присутствуют потребители I и II категории. Перерыв в электроснабжение которых для I категории допускается лишь на время автоматического восстановления питания, а для II категории - на время, необходимое для включения резервного питания силами дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Перерыв же в электроснабжении потребителей III категории допускается на время не превышающего одних суток. Дабы избежать больших перерывов в электроснабжении схема подстанции на стороне высшего напряжения имеет неавтоматическую перемычку благодаря которой можно эксплуатировать оба имеющихся трансформатора через одну линию, или же наоборот, отключать один из трансформаторов. Со стороны низшего напряжения резервирование идет через секционный выключатель, который соединяет две секции шины.

Для обнаружения и предотвращения аварийных режимов на подстанции имеется релейная защита и автоматика. Задача релейной защиты заключается в том, чтобы найти неисправный участок, сообщить об этом персоналу и как можно быстрее подать сигнал на его отключение. К автоматике относятся АПВ и АРВ. АПВ устанавливается на линейных выключателях, а АПВ на секционном выключателе.

3 ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

По исходным данным графиков нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки и максимальной нагрузке на шинах высшего напряжения, строим зимний и летний суточные графики нагрузок.

Для начала, активную нагрузку, данную нам в процентах, переведем в МВт, по формуле:

где Pmax = 52 МВт, а затем приводим к полной мощности:

Таблица 3.1 - Суточный график нагрузки активной и полной мощности в именованных единицах

Время суток, часы

Активная нагрузка, МВт

Полная нагрузка, МВА

Потребители, подключенные к РУ НН

Потребители, подключенные к РУ НН

зимой

летом

зимой

летом

0-6

15,6

5,2

19,5

6,5

6--12

41,6

10,4

52

13

12--18

52

31,2

65

39

18--24

36,4

20,8

45,5

26

Рисунок 3.1 Суточный график нагрузки активной мощности в относительных единицах

Рисунок 3.2 Суточный график нагрузки активной мощности в именованных единицах

Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, а летнего - 182.

По зимнему суточному графику вычисляем коэффициент нагрузки:

Коэффициент нагрузки по летнему суточном графику вычисляем аналогично.

По полученным зимнему и летнему суточным графикам построим годовой график по продолжительности нагрузок:

Рисунок 3.3 Годовой график по продолжительности нагрузок

Количество электроэнергии, проходящей через проектируемую подстанцию за год:

Среднегодовая нагрузка РУ НН

Коэффициент заполнения графика

Продолжительность использования максимальной нагрузки подстанции

Время максимальных потерь подстанции

Таблица 3.2 - Результаты расчета по определению параметров , , , ,

Wгод, МВт*ч

Pcp,МВт

Кн

Тим

ф

234093,6

26,723

0,514

4501,8

2888,02

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПО ВЫБОРУ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:

где Smax - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

Кав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (Кав=1,4) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30 % (Кав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения ) по шкале ГОСТ 9680-77.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=1,4.

Ближайшее номинальное по шкале ГОСТ 9680-77Е значение: 40 МВА.

Для технико-экономического расчета выбираем тип трансформатора с учетом максимальной расчетной мощности при отключенных потребителях 3 категории по надежности электроснабжения.

S = 27,857 МВА - ТРДН - 40000/110;

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические данные трансформаторов

Тип

Sном, МВ•А

Пределы регулирования

Каталожные данные

Расчетные данные

Uном обмоток, кВ

ик, %

Рк, кВт

Рх, кВт

Iх, %

Rт, Ом

Xт, Ом

Qх, квар

ВН

НН

 

 

 

 

 

 

 

ТРДН-40000/110

40

±9x1,78%

115

10,5

10,5

172

36

0,65

1,4

34,7

260

Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку.

В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

,

где Sном - номинальная мощность трансформатора.

Smax ВН - максимальная нагрузка трансформатора

n - количество трансформаторов на подстанции

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Реактивные потери холостого хода трансформатора

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора

Приведенные потери холостого хода трансформатора:

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора

При этом принимают SНН,1 = SНН,2 = 0,5SН и Ркз,НН,1 = Ркз,НН,2 = 0,5Ркз,ВН-НН двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой, фВН = фНН1 = фНН2 = 2888 ч.

Проведем расчет трансформатора марки ТРДН 40000/110.

кВт;

кВт;

Р'кз,НН,1 = Р'кз,НН,2 = 0,5•701,2=350,6 кВт;

Расчет технико-экономических параметров выбранного варианта приведен ниже.

Технико-экономическое обоснование проекта

1. При определении капиталовложений в энергообъект были использованы справочные материалы [12].

2. Норма доходности рубля (норма дисконта) Е=10%=0,01 (рекомендации консультанта).

3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2012 по 2024 год (рекомендации консультанта).

4. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений [12].

5.Горизонт расчёта (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

6.Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год - 20%

2 год - 50%

3 год - 30%

7. Расчет капиталовложений в энергообъект.

При расчете капиталовложений на сооружение подстанции были использованы справочные материалы [12], где в табл.7.15 и 7.16 приведены УСП ПС 35 кВ и выше в ценах 2000 года без учета НДС.

УСП приведены для открытых ПС 35 кВ и выше и закрытых ПС 110-220 кВ с гибкой ошиновкой, выполненных по типовым схемам электрических соединений РУ и ориентированных на применение оборудования отечественного производства.

Базисные показатели стоимости ПС соответствуют средним условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения.

В показатели стоимости ПС включены также стационарные устройства для ревизии трансформаторов (500 кВ и выше) и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СО 153-34.47.37-2003).

Базисные показатели стоимости ПС необходимо корректировать с учетом НДС=18%, а также привести к ценам текущего года (2012г.), используя коэффициенты, представленные в межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом КО-ИНВЕСТ, раздел 1 - капитальные вложения. Коэффициент удорожания составляет 3,58.

Для получения полной стоимости ПС к показателям табл.7.15 и 7.16. добавляют затраты, среднее значение которых составляют:

1,0 - 1,5 % - благоустройство и временные здания и сооружения;

10,0 - 11,0 5 - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;

4,5 - 5,0 % - прочие работы и затраты.

Принимаем kблаг=1,175.

Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли, которая принимается с учетом расчетных значений площади земельного участка под ПС.

Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений, исполнения и компоновки ПС. При использовании типовых схем электрических соединений и оборудования отечественного производства примерно площадь постоянного отвода земли принимается по данным табл.7.17 [12].

где S,м2 - площадь постоянного отвода земли; для открытой ПС 110/10-10 согласно [12], табл.7.17, составляет 10000 м2;

200 р/м2 - рекомендации консультанта по экономической части проекта.

млн.р.

Таким образом, капиталовложения в реализацию варианта с двумя трансформаторами типа ТРДН-40000/110, с учетом всех рекомендаций, составят

,

где KКТП - стоимость открытой комплектной трансформаторной подстанции блочной на напряжение 110/10, согласно [12].

8. Расчет срока окупаемости инвестиций в проекте ведем с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

-интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

-индекс доходности (ИД);

-внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где Rt- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета;

Зt - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

Т- продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

Кд - сумма дисконтированных капиталовложений

Где Кt -капиталовложения на t-м шаге;

аt - коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта ЕВН, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, ЕВН (ВНД) является решением уравнения:

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции определяется по формуле:

где Пчист - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

- стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Т- период ввода объекта в эксплуатацию.

9. Пример расчета ЧДД за 2015 год для двухтрансформаторной подстанции с трансформаторами типа ТРДН-40000/110

1) В = СТ •W• Y =2,79• 234093,6•0,5 = 326560,6 тыс.руб

2) Капиталовложения в подстанцию распределим по годам строительства следующим образом:

2012 год - 20% от К = 56985,8 тыс.руб.

2013 год - 50% от К = 142464,6 тыс.руб.

2014 год - 30% от К = 85478,8 тыс.руб.

3) Ипот =CT••?W = 2,79•3342,17= 9324,66 тыс.руб,

4) Иобсл = 0,06•K =0,06•299820,2= 17095,8тыс.руб.

Иобсл - рассчитывается с 2015г по 2023 г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.

ПВАЛ = В - Ипот - Иобсл =326560,6 - 9324,66 -17095,8= 300140,2 тыс.руб

Н = 0,6•ПВАЛ = 0,6•300140,2 =180084,1 тыс.руб

Пчист = ПВАЛ - Н = 300140,2-180084,1 = 120056,1 тыс.руб

Удельная себестоимость трансформации электроэнергии

руб/кВт•ч

ЧДД2015 = ПЧИСТ 2015 - 0 =120056,1 - 0 = 120056,1 тыс.руб (так как в 2015 году не было инвестиций)

ЧДД = ЧД•б =120056,1 •1 =120056,1 тыс.руб

Эинт = -75791,2 + (-248173,3) + (-342200) + 120056,1 = -222143,9 тыс.руб, где

-222143,9 - ЧДД за 2012 год,

-109581,8- ЧДД за 2013 год,

-3517,8- ЧДД за 2014 год,

95393,2 - ЧДД за 2015 год.

Рентабельность продукции:

Средняя рентабельность рассчитывается после расчета вышеуказанных показателей по всем годам по формуле:

Индекс доходности:

руб/руб

Внутренняя норма доходности Евн = 0,4911

Результаты расчётов ожидаемых технико-экономических показателей по данному проекту представлены в таблицах 4.3, 4.4. Графическое определение срока окупаемости инвестиций представлено на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Расчеты технико-экономических показателей

Показатели

Обозначения

Ед. изм.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Выручка от реализации

В

тыс. руб.

 

 

 

326560,6

335924,3

346458,5

356992,7

367527,0

379231,6

389765,8

401470,5

413175,2

Капиталовложения

К

тыс. руб.

56985,8

142464,6

85478,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тариф на электроэнергию

Сэ

руб/кВт· час

2,55

2,63

2,71

2,79

2,87

2,96

3,05

3,14

3,24

3,33

3,43

3,53

Уд. Стоимость трансформации эл. Энергии

руб/кВт· час

 

 

 

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,31

0,31

0,31

0,31

Затраты на потери эл. Энергии в СЭС

Ипот

тыс. руб.

 

 

 

9324,66

9592,04

9892,83

10193,63

10494,42

10828,64

11129,43

11463,65

11797,87

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

Иобсл

тыс. руб.

 

 

 

17095,8

17095,8

17095,8

17095,8

17095,8

17095,8

17095,8

17095,8

17095,8

Валовая прибыль

П

тыс. руб.

 

 

 

300140,2

309236,5

319469,9

329703,4

339936,8

351307,2

361540,7

372911,1

384281,6

Налоги и сборы

Инал

тыс. руб.

 

 

 

180084,1

185541,9

191682,0

197822,0

203962,1

210784,3

216924,4

223746,7

230568,9

Чистая прибыль

Пчист

тыс. руб.

 

 

 

120056,1

123694,6

127788,0

131881,3

135974,7

140522,9

144616,3

149164,4

153712,6

Чистый доход(без дисконтирования)

ЧД

тыс. руб.

-56985,8

-142464,6

-85478,8

120056,1

123694,6

127788,0

131881,3

135974,7

140522,9

144616,3

149164,4

153712,6

Коэффициент дисконтирования

б

о.е.

1,33

1,21

1,10

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

Чистый дисконтированный доход

ЧДД

тыс. руб.

-75791,2

-172382,2

-94026,6

120056,1

112562,1

106064,0

98911,0

92462,8

87124,2

80985,1

76073,9

72244,9

Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом

Эинт

тыс. руб.

-75791,2

-248173,3

-342200,0

-222143,9

-109581,8

-3517,8

95393,2

187856,0

274980,2

355965,3

432039,2

504284,1

Рентабельность продукции

с

%

 

 

 

36,8

36,8

36,9

36,9

37,0

37,1

37,1

37,2

37,2

Таблица 4.4 - Технико-экономическое обоснование

Показатель

Единица измерения

Значение

Напряжение

кВ

110/10

Мощность

МВА

2Ч40

Число часов использования максимума

ч•год

4501,8

Капиталовложения

тыс. руб.

284929,19

Интегральный эффект

тыс. руб.

504 284,15

Индекс доходности

руб/руб

1,47

Срок окупаемости

лет

5

Рентабельность продукции

%

25,61

ВНД проекта

%

49,11

Рисунок 4.1 - Графическое определение сроков окупаемости проектов

Вывод:

На основании анализа экономической эффективности можно утверждать, что рассматриваемый проект является экономически выгодным, так как срок окупаемости составляет 5 лет, что меньше срока окупаемости инвестиций 8 лет, который является наиболее объективным для энергетики.

Кроме того, в проект стоит вкладывать средства, так как индекс доходности проекта больше единицы (ИД=1,47 руб./руб.).

ВНД проекта 49,11%. При расчете ожидаемых технико-экономических показателей энергетического объекта, задавались нормой доходности рубля 10%. Фактическое значение нормы доходности рубля гораздо выше. Окончательное решение за инвестором после того, как он сравнит ВНД проекта с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (40% от мощности).

Sав=65•0,6=39 МВА

Sдоп=Sном•Кав=40•1,4=56 МВА

Sдоп > Sав

56 >39

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.

5 ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

Так как подстанция является ответвительной, выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии на ВН и две, секционированные выключателем, системы шин на НН.

Работа схемы:

- в нормальном режиме выключатели Q1, Q2, Q3, Q4, Q5 и Q6 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 и QS2. Разъединители QS1, QS4, QS5, QS6, QS7, QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется по двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители, а затем через трансформаторы;

- при выводе в ремонт линии W1(W2) или ее повреждении отключаются выключатель Q1, Q3 и Q4 (Q2, Q5 и Q6) и трансформатор Т1 (Т2) на некоторое время остается без питания, при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР), будут включены секционные выключатели QB1 и QB2 и электроснабжение потребителей не нарушиться;

- при повреждении трансформатора Т1 (Т2) газовая защита, дифференциальная защита или максимально токовая защита отключает выключатели на низшей стороне Q3 и Q4 (Q5 и Q6) трансформатора и на высшей стороне Q1 (Q2). После этого на стороне низшего напряжения действием АВР будет включен секционный выключатель и электроснабжение потребителей не нарушиться.

Недостатком данной схемы является, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор.

Рисунок 5.1 - Главная схема электрических соединений ПС (упрощенная)

6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора (проверки) электрических аппаратов, шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ (реакторов), а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

В этом разделе будем проводить расчет токов симметричного КЗ для двух расчетных точек: на шинах ВН и НН проектируемой подстанции.

Определим исходные данные для расчета. Трансформаторы и генераторы выбираем по каталогу в соответствии с исходными данными.

Генераторы

Таблица 6.1- Исходные данные генераторов

Вид

Рн, МВт

UН, кВ

cos??

Sн,МВА

n, шт.

ТВФ-120-2

100

10,5

0,192

0,8

125

1

Трансформаторы

Таблица 6.2 - Исходные данные трансформаторов

Вид

n, шт.

Sн,МВА

Uквн-сн,%

Uквн-нн,%

Uксн-нн,%

АТДЦТН-63000/220/110 (Т5,Т6)

2

63

11

35,7

21,9

ТРДЦН-63000/110 (Т26,Т27)

2

63

-

10,5

-

ТДН-16000/110 (Т15,Т16)

2

16

-

10,5

-

Таблица 6.3 - Исходные данные ЛЭП

Обозначение

L, км

W3

140

W6

80

W8

55

W9

20

W10

10

W11

10

Система

Таблица 6.4 - Исходные данные системы

Uном, кВ

Sкз, МВА

220

3000

Расчет будем производить в относительных единицах с приближенным приведением. Принимаем следующие базисные условия:

Sб=1000 МВА,

Uб=Uср.ст.= Uосн.ст.=115 кВ

Составляем однолинейную расчетную схему замещения.

Рисунок 6.1 - Расчетная схема замещения

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Все расчеты далее производятся в относительных единицах, но для удобства написания знак * опускается (если величина в именованных единицах, ставится ее размерность).

Сопротивление системы:

где Sб - базисная мощность

Sс - мощность системы

Сопротивления линий:

где Xo - погонное реактивное сопротивление линии

l - длина линии

nц - количество цепей в линии

Uб.ст. - напряжение ступени, где расположена линия

Сопротивления обмоток двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН [9, c.101]:

где Uк вн - напряжение короткого замыкания для обмотки высшего напряжения

Uк нн - напряжение короткого замыкания для обмотки низшего напряжения

Sном - номинальная мощность трансформатора

nт - количество однотипных трансформаторов

Uк вн-нн - напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и НН.

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора

Сопротивление генераторов:

где Xd” - сверхпереходное сопротивление генератора

Рассчитаем токи КЗ при коротком замыкании на шинах ВН (точка К1). Преобразуем схему замещения в эквивалентную и определим результирующие сопротивления цепей генератора и системы. Сопротивления нагрузок не учитываем, так как они косвенно учтены в расчетных кривых.

Рисунок 6.2 - Эквивалентная схема замещения для К1

Рисунок 6.3 - Эквивалентная схема замещения для К1

Определяем результирующее сопротивление схемы (см. рисунок 6.3):

Находим коэффициенты токораспределения по ветвям. Полагаем С=1, тогда:

Расчетные сопротивления ветвей:

Для всех моментов времени:

По расчетным кривым определим периодические составляющие тока КЗ для ТЭЦ:

Для определения периодической составляющей токов КЗ в именованных единицах необходимо рассчитать суммарный номинальный ток источника, приведенный к ступени напряжения, где рассматривается КЗ.

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0 секунд:

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0,1 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0,1 секунд:

Определим ударный ток трехфазного КЗ в точке К1. Ударные коэффициенты ку и постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та взяты из [9, с 25]: ку=1,8, Та=0,042с.

Определим апериодическую составляющую тока трехфазного КЗ в точке К1 для момента времени ф=tсв+0,01 с (0,01 с - минимальное время срабатывания релейной защиты). На стороне ВН предполагается устанавливается высоковольтный выключатель, среднее время срабатывания которого равно tсв=0,05 с (ф=0,06 с).

Расчет тока КЗ при коротком замыкании на шинах НН (точка К2) производится аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 6.5

Таблица 6.5 - Сводная таблица токов КЗ в расчетных точках.

Точка КЗ

Iпk(0), кА

Iпk(0,1), кА

iу, кА

iа,ф, кА

На шинах ВН

3,494

3,393

8,867

1,484

На шинах НН

1,666

1,666

4,229

0,708

Таким образом, расчет показал, что токи, возникающие при КЗ на проектируемой подстанции, малы и современные выключатели вполне способны отключить их. Следовательно, ограничения токов КЗ не требуется.

7 ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

7.1 Выбор и проверка сборных шин на стороне НН

На стороне 10 кВ ПС применяются жесткие шины прямоугольного сечения. Выбор сборных шин проводится по максимальному длительному току нагрузки. Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле:

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения из сплава алюминия АД331Т1 1008 мм с площадью поперечного сечения 797 мм2 и допустимым длительным током Iдоп.= 1625 А [2]. Шины на изоляторах располагаем плашмя.

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

где Та=0,042 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах НН;

tотк=tрз+tо.в.=0,06 с - расчетное время отключения КЗ, включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя tо.в.=0,05 с, минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=0,01 с.

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:

где с - функция, зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас1/2/мм2 [9. табл. 3.16].

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Определяем пролет l

, [3, стр. 220],

где f0, Гц - собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;

l, м, длинна пролета между изоляторами;

J, см4, момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы;

q, см2, поперечное сечение шины;

, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4

где b - высота шины,см

h - ширина шины,см

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,58 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, равно:

где а - расстояние между осями соседних фаз (определяется габаритными размерами ячейки КРУН), примем а=0,22 м;

iу - ударный ток трехфазного КЗ на шинах НН, А

Напряжение в материале однополосной шины:

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см3. Для шины, расположенной плашмя:

где l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.

Шины будут динамически стойкими, если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого доп.расч..Выбираем в качестве материала для шин алюминий.

Таблица 7.1 - выбор сборных шин на низшем напряжении

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uуст =10 кВ

Uном =10 кВ

Uуст = Uном

Iраб max НН = 1618,497 А

Iдоп = 1625 А

Iраб max НН < Iдоп

qmin = 6,07 мм2

qст = 797 мм2

qmin < qст

у расч = 0,095 МПа

у доп = 137,2 МПа

у расч < у доп

7.2 Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН

Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые И16-80 УХЛЗ с Uном,из=10 кВ (Uном,изUном,уст.) [7. табл. 5.7], Fразр=16000 Н, h=130 мм.

Проверка на допустимые нагрузки.

где кзап - коэффициент запаса прочности, принимаем кзап=0,6

где Кh=2,85 - поправочный коэффициент на высоту шины, расположенной плашмя.

Условие Fрасч < Fдоп. (34,46 Н < 9600 Н) выполнено, значит, опорные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/2000-12,5 УХЛ 1 [2], U=10 кВ, Iном = 2000А, Fmin изг =12500 Н, h = 640 мм.

Проверка на максимально допустимый ток.

I раб max = 1618,497 А

Iном = 2000 А

Условие I раб max < Iном выполняется.

Проверка по допустимой нагрузке.

где- расстояние от торца головки проходного изолятора до оси ближайшего опорного изолятора шины той же фазы, см

, Н;

Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н.

Условие Fрасч < Fдоп. (Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н) выполнено, значит, проходные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор и проверка шин между трансформатором и КРУ (НН)

Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле 7.1:

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения из сплава алюминия АД331Т1 1008 мм с площадью поперечного сечения 797 мм2 и допустимым длительным током Iдоп.= 1625 А [2]. Шины на изоляторах располагаем плашмя.

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле 7.2:

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле 7.3:

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Электродинамическая стойкость.

Определяем пролет l

, [3, стр. 220], где

f0, Гц, собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;

l, м, длинна пролета между изоляторами;

J, см4, момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы;

q, см2, поперечное сечение шины;

, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4;

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,42 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, определим по формуле 7.4:

Напряжение в материале однополосной шины определим по формуле 7.5:

Шины будут динамически стойкими, если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого доп.расч..Выбираем в качестве материала для шин алюминий.

Таблица 7.2 - выбор сборных шин на низшем напряжении между трансформатором и КРУ (НН)

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uуст =10 кВ

Uном =10 кВ

Uуст = Uном

Iраб max НН = 1618,497 А

Iдоп = 1625 А

Iраб max НН < Iдоп

qmin = 6,07 мм2

qст = 797 мм2

qmin < qст

у расч = 0,095 МПа

у доп = 137,2 МПа

у расч < у доп

7.3 Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН между трансформатором и КРУ (НН)

Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые И16-80 УХЛЗ с Uном,из=10 кВ (Uном,изUном,уст.) [7. табл. 5.7], Fразр=16000 Н, h=130 мм.

Проверка на допустимые нагрузки.

Условие Fрасч < Fдоп. (34,46 Н < 9600 Н) выполнено, значит, опорные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/2000-12,5 УХЛ 1 [2], U=10 кВ, Iном = 2000А, Fmin изг =12500 Н, h = 640 мм.

Проверка на максимально допустимый ток.

I раб max = 1618,497 А

Iном = 2000 А

Условие I раб max < Iном выполняется.

Проверка по допустимой нагрузке.

, Н;

- расстояние от торца головки проходного изолятора до оси ближайшего опорного изолятора шины той же фазы, см

, Н;

Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н.

Условие Fрасч < Fдоп. (Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н) выполнено, значит, проходные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор и проверка кабелей на отходящих линиях

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

На линиях, отходящих к потребителям, выберем силовые кабели типа ААШв, так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью, без блуждающих токов. Сечение жил будем выбирать по экономической плотности тока по формуле 7.11. Для кабелей jЭК = 1,2 А/мм2.

где n - число отходящих фидеров

Выбираем алюминиевые кабели на 10 кВ 3х жильные, прокладка в земле со средней коррозийной активностью без блуждающих токов с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке [7. табл. 4.7].

Марка кабеля ААШв 3х150, Iдоп = 275 А [7. табл. 7.10]

Найдем рабочий максимальный ток кабеля:

где kи - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, он равен 1 [4,стр. 409]

kн - поправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей, он равен 1 [7, стр. 408]

kа.п - коэффициент, учитывающий дополнительную аварийную перегрузку кабелей, он равен 1 [4, стр. 410]

Условие Iдоп > Iраб max (275 А > 269 А) выполняется.

Проверка на термическую стойкость.

Проверим выбранных кабелей на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле 7.2:

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле 7.3:

Условие qmin < qст выполняется (5,526 мм2 < 150 мм2).

Таблица 7.3 - Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uуст=10 кВ

Uном=10 кВ

Uуст= Uном

Iраб max =269,75 А

Iдоп = 180 А

Iдоп > Iраб max

qmin = 5,526 мм2

qкаб = 50 мм2

qmin < qст

Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН

Ошиновку открытых РУ 110 кВ выполняем гибкой. Применяем сталеалюминевые провода марки АС. Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока. Найдем рабочий ток на стороне ВН по формуле:

Экономическое сечение рассчитывается по формуле 7.11:

Согласно ПУЭ, условию проверки на коронирование при напряжении 110 кВ удовлетворяют провода с минимально допустимым сечением 70 мм2. Выбираем провод АС-240/29 с Iдоп.= 610 А.

Проверим провод на максимальный длительный ток нагрузки. Максимальный рабочий ток на стороне ВН определяется по формуле:

Условие Iдоп. Imax.раб.ВН выполнено (610 А > 294,272 А).

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие qqmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле 7.2:

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле 7.3:

Условие qmin < qст выполняется (0,486 мм2 < 610 мм2).

На электродинамическую стойкость не проводим ввиду больших расстояний между фазами.

Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. по ПУЭ для напряжения 110 кВ этому условию удовлетворяют все провода, сечения которых больше 70 мм2.

Выбор изоляторов на стороне высшего напряжения

На стороне 110 кВ выбираем опорные подвесные изоляторы типа ПС - 70 Е в количестве 8 шт. на фазу.

7.4 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка выключателей на стороне ВН

На стороне высшего напряжения выбираем выключатель вакуумный ВБЭ-110-20/1250 У3 предназначен для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 110кВ и номинальной частоте 50 Гц [2].

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (110 кВ = 110 кВ)

2. По номинальному току:

Imax.раб.ВН ? Iном выкл (210,19 А ? 1250 А)

3. Проверка по отключающей способности:

3.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 20 кА ? Iпk = 3,497 кА

3.2 Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

57,884 кА ? 6,41 кА

4. Проверка на термическую стойкость:

1200 кА2·с ? 1,956 кА2·с

5. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.

Таблица 7.4 - Выбор и проверка выключателя на стороне ВН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

ВБЭ-110-20/1250 У3

Uном уст = 110 кВ

Uном выкл = 110 кВ

Uном уст ? Uном выкл

Imax.раб.ВН =210,19А

Iном выкл = 1250 А

Iном выкл ? Imax.раб.ВН

Iпk = 3,494 кА

Iном откл = 20 кА

Iном откл ? Iпk

=

=6,41 кА

=

=57,884 кА

Iпk = 3,494 кА

I пр скв = 125 кА

I пр скв ? Iпk

К выключателю выбираем электромагнитный привод типа ШПЭ-44П.

7.5 Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Выбираем КРУН К 59-У1 м. Для этого КРУН предусматривается установка вакуумного выключателя ВВЭ-М-10 [2]. Вакуумные выключатели серии ВВЭ-М-10 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ.

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

2. По номинальному току:

Imax.раб.НН ? Iном выкл (1618,497 А ? 2000 А)

3. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения

4. Проверка по отключающей способности:

4.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ? Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

57,4108 кА ? 2,349 кА

6. Проверка на термическую стойкость:

7500 кА2·с ? 0,278кА2·с

7. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 100 А, отключения - 2,5 А.

Таблица 7.5 - Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

ВВЭ-М-10

Uном уст = 10 кВ

Uном выкл = 10 кВ

Uном уст ? Uном выкл

Imax.раб.НН= =1618,497 А

Iном выкл = 2000 А

Iном выкл ? Imax.раб.НН

Iпk = 1,666 кА

Iном откл = 40 кА

Iном откл ? Iпk

= =2,349 кА

iуд(3) = 4,229 кА

iпр скв = 128 кА

iпр скв ? iуд(3)

Iпk = 1,666 кА

I пр скв = 40 кА

I пр скв ? Iпk

7.5 Выбор и проверка выключателей на отходящих фидерах

Выбираем КРУН К 59-У1 м. Для этого КРУН предусматривается установка вакуумного выключателя ВВЭ-М-10 [2]. Вакуумные выключатели серии ВВЭ-М-10 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ.

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

2. По номинальному току:

Imax.раб.НН ? Iном выкл (1618,497 А ? 2000 А)

3. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения

4. Проверка по отключающей способности:

4.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ? Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

57,4108 кА ? 2,349 кА

5. Проверка на термическую стойкость:

7500 кА2·с ? 0,278кА2·с

6. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 100 А, отключения - 2,5 А.

Таблица 7.5 - Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

ВВЭ-М-10

Uном уст = 10 кВ

Uном выкл = 10 кВ

Uном уст ? Uном выкл

Imax.раб.НН = =1618,497 А

Iном выкл = 2000 А

Iном выкл ? Imax.раб.НН

Iпk = 1,666 кА

Iном откл = 40 кА

Iном откл ? Iпk

= =2,349 кА

iуд(3) = 4,229 кА

iпр скв = 128 кА

iпр скв ? iуд(3)

Iпk = 1,666 кА

I пр скв = 40 кА

I пр скв ? Iпk

Выбор и проверка разъединителей

Выбор разъединителей производится по номинальному напряжению, номинальному току, по конструкции и роду установки. Выполняется проверка на электродинамическую и на термическую стойкость. Выбор также проведем в табличной форме. К каждому аппарату по каталогу выбирается привод.

Выбираем разъединители для наружной установки РДЗ-110/1000Н.УХЛ1 со встроенным приводом ПР-2Б-УХЛ1 [2]

Тип

Uном, кВ

Iном, А

Iдин, кА

Iтер, кА

tтер, с

Тип привода

РДЗ-110/1000Н.УХЛ1

110

1000

63

25

3

ПР-2Б-УХЛ1

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном раз (110 кВ = 110 кВ)

2. По номинальному току:

Imax раб ВН ? Iном раз (210,19 А ? 1000 А)

3. Наружная установка, двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами

4. Проверка на динамическую стойкость:

Iдин стойк = 80 кА ? Iпk = 3,494 кА

5. проверка на термическую стойкость

5.1. главных ножей:

1875 кА2·с ?1,96 кА2·с

5.2. заземляющих ножей:

625 кА2·с ? 1,96 А2·с

Таблица 7.6 - Выбор и проверка коммутационных аппаратов на стороне ВН

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

РДЗ-110/1000Н.УХЛ1

Uном уст =110 кВ

Uном раз =110 кВ

Uном уст = Uном раз

Imax раб ВН = 210,19 А

Iном раз = 1250 А

Iном раз ? Imax раб ВН

Iпk = 3,494 кА

Iдин стойк = 80 кА

Iдин стойк ? Iпk

Главные ножи: =1875 кА2·с

Заземляющие ножи: =625 кА2·с

7.6 Выбор контрольно-измерительных приборов

Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы

Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-5000/5 с параметрами:

Iном 1=5000А, Iном 2=5А, Uном=10 кВ [4,табл. 5.11].

Iраб max НН = 1618,497 < Iном 1=5000А.

Выбираем трансформатор типа ТВТ 110-I-1000/5 с параметрами Iном 1=300А,

Iном 2=5А, Uном=110 кВ [4, табл. 5.11].

Iраб max ВН =210,19 < Iном 1=150А

Данные трансформаторы используются для продольной дифференциальной защиты трансформатора.

Выбор трансформатора тока, расположенного на РУ ВН

Выбираем трансформатор типа ТФЗМ-110Б-1 У1 с параметрами Iном 1 = 150-300 А,

Iном 2=5А, Uном=110 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max ВН =210,19 < Iном 1=300А

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,05 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.7.

Таблица 7.7 - Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1 [3,стр.635]

Название прибора

Тип

Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА

Класс точности

Амперметр

ЩП02М

5,5

0,5

Сечение проводов во вторичной цепи:

где с - удельное сопротивление провода, с = 0,0283 Ом·мм2/м

lрасч - расчетная длина провода, lрасч = Кск·l

Кск=1, т.к. на стороне ВН установлено 3 ТТ, соединенных в полную звездую [9. стр. 321].

lрасч=1·80=80 м.

Электродинамическая стойкость

Iдин = 30 кА > iуд(3) = 4,383 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.8

Таблица 7.8 - Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uном РУВН=110 кВ

Uном ТТ=110 кВ

Uном РУВН = Uном ТТ

Iраб max ВН =117,709 А

Iном 1=150 А

Iраб max ВН < Iном 1

iуд(3) = 4,383 кА

Iдин = 30 кА

Iдин > iуд(3)

Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 10 кВ

Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10-1-1с параметрами Iном 1=2000А,

Iном 2=5А, Uном=10 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max НН = 1618,5< Iном 1=2000А.

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,1 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.9 [4, стр.387 ; 3,стр.635]

Таблица 7.9 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора

Тип

Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА

Класс точности

Амперметр

ЩП02М

5,5

0,5

Счётчик ватт-часов

СЭБ-2А.05

10

1

Счётчик вольт-ампер - часов реактивный

СР4-И689

2,5

1,5

Ваттметр

Ц301МЦ

3

0,5

Применим схему соединения трансформаторов тока в полную звезду, т.к. эта схема применяется для включения защиты от всех видов однофазных и междуфазных КЗ. В схеме применяется 3 трансформатора тока.

Сечение во вторичной цепи:

Электродинамическая стойкость

Iдин = 212 кА > iуд(3) = 4,23 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.8.

Таблица 7.10- Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uном РУНН=10 кВ

Uном ТТ=10 кВ

Uном РУНН = Uном ТТ

Iраб max НН = 1618,5 А

Iном 1=2000 А

Iраб max НН < Iном 1

Выбор трансформаторов тока, расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения

Выбираем трансформатор типа ТШЛП-10 с параметрами Iном 1=2000А,

Iном 2=5А, Uном=10 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max НН =1618,5 < Iном 1=2000А.

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,05 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.10.

Таблица 7.10 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора

Тип

Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА

Класс точности

Амперметр

ЩП02М

5,5

0,5

Счётчик ватт-часов

СЭБ-2А.05

10

1

Счётчик вольт-ампер - часов реактивный

СР4-И689

2,5

1,5

Ваттметр

Ц301МЦ

3

0,5

Сечение проводов во вторичной цепи:

Электродинамическая стойкость

Iдин = 30 кА > iуд(3) = 4,383 кА

Термическая стойкость

Сечение проводов во вторичной цепи:

lрасч=1·80=80 м.

Электродинамическая стойкость

Iдин = 100 кА > iуд(3) = 4,23 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.11.

Таблица 7.11 - Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uном РУНН=10 кВ

Uном ТТ=10 кВ

Uном РУНН = Uном ТТ

Iраб max НН = 1618,5 А

Iном 1=2000 А

Iраб max НН < Iном 1

Выбор трансформаторов тока, расположенных на отходящих линиях

Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10 с параметрами Iном 1=300 А,

Iном 2=5А, Uном=10 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max НН = А < Iном 1=300 А.

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,05 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.12

Таблица 7.12 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора

Тип

Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА

Класс точности

Амперметр

ЩП02М

5,5

0,5

Счётчик ватт-часов

СЭБ-2А.05

10

1

Счётчик вольт-ампер - часов реактивный

СР4-И689

2,5

1,5

Ваттметр

Ц301МЦ

3

0,5

Применим схему соединения трансформаторов тока в полную звезду, т.к. эта схема применяется для включения защиты от всех видов однофазных и междуфазных КЗ. В схеме применяется 3 трансформатора тока.

Сечение во вторичной цепи:

Электродинамическая стойкость

Iдин = 212 кА > iуд(3) = 4,23 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.13.

Таблица 7.13 - Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uном РУНН=10 кВ

Uном ТТ=10 кВ

Uном РУНН = Uном ТТ

Iраб max НН = 269,75 А

Iном 1=300 А

Iраб max НН < Iном 1

Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ

Трансформаторы напряжения на ПС выбирают по номинальному напряжению, роду установки, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке. Определим вторичную нагрузку ТН на РУ НН. Она не должна превышать номинальную мощность ТН S2ном в принятом классе точности (0,5). Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [9, табл. 4.11].

Таблица 7.14 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Место

установки

Наименование

прибора

Тип

Потребляемая мощность катушки, ВА

Число катушек

cos

sin

Число приборов

Потребляемая мощность

Р,

Вт

Q,

вар

Сборные шины

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения

Э335

2

1

1

0

1

2

0

Вольтметр для измерения трех фазных

напряжений

Э335

2

1

1

0

1

2

0

Ввод 10 кВ

Ваттметр

Д335

1,5

2

1

0

1

3

0

Счетчик активной

энергии

И674

3 Вт

2

0,38

0,92

1

6

14,5

Счетчик реактивной энергии

И689

3 Вт

2

0,38

0,92

1

6

14,5

Отходящие

линии

Счетчик активной

энергии

И674

3 Вт

2

0,38

0,92

6

36

87,2

Счетчик реактивной

энергии

И689

3 Вт

2

0,38

0,92

6

36

87,2

Итого

91

203,4

Полная нагрузка равна:

Предполагая, что на стороне 10 кВ применено комплектное РУ наружной установки, выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ.09-10У2, Uном = 10 кВ, S2 ном = 75 ВА в классе точности 0,5.

Три трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность 3·75=225 ВА, что больше S2?.

Сечение соединительных проводов от ТН до измерительных приборов определяется по условию допустимых потерь напряжения по формуле:

где Р2 - активная нагрузка ТН, Р2=91 Вт;

l - длина проводов вторичной цепи, l=100 м;

U2ном - вторичное номинальное напряжение ТН, U2ном=100 В;

- удельная проводимость материала провода, Al=32 м/Ом·мм2;

Uдоп - допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН. При наличии во вторичной цепи ТН счетчиков Uдоп не должна превышать 0,5% от U2ном.

Выбираем кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2.

Выбор предохранителей

Плавкие предохранители применяются для защиты цепей с малыми токами. На проектируемой ПС предусматривается установка предохранителей в первичных и вторичных цепях трансформаторов напряжения. Выбор предохранителей производится по номинальному напряжению, номинальному длительному току плавкой вставки, роду установки и предельному отключаемому току.

В первичной цепи ТН - 10 кВ:

Для защиты ТН - 10 кВ используем предохранитель ПКТ101-10-2-12,5У3 [4 табл. 5.4].

Во вторичной цепи ТН - 10 кВ:

Выбираем предохранитель ПН2 с предельным током отключения 100 кА Условие Iотк.пр>Iпk выполняется (100 кА > 1,666 кА).

Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне низшего напряжения выбираем: ОПН-10/12-10/250(I) [9]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.

На стороне высшего напряжения выбираем ОПН 110/80-10/900(III) [4]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.

В нейтрали силового трансформатора выбираем ОПН на ступень ниже 110 кВ, т.е напряжением 35 кВ: ОПН-35/38-10/900(III) [4]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.

Таблица 7.15 - Характеристики выбранных ОПН

Наименование параметра

ОПН-10/12-10/250(I)

ОПН-35/38-10/900(III)

ОПН 110/80-10/900(III)

Класс напряжения сети, кВ

10

35

110

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ

12

38

102

Остающееся напряжение на ОПН, не более, кВ, при импульсе тока:

250 А 30/60 мкс


Подобные документы

  • Разработка схемы электрических соединений районной понизительной подстанции; графики нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и токоведущих частей, релейная защита и автоматика.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.02.2016

  • Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.

    курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012

  • Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014

  • Определение расчетной нагрузки района. Выбор мощности и схем тупиковой подстанции. Изучение схемы электроснабжения района. Подбор линий электропередач и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015

  • Расчет электрических нагрузок главной понижающей подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Расчет питающих линии электропередач, токов короткого замыкания. Выбор оборудования и конструктивное выполнение подстанции. Релейная защита и сетевая автоматика.

    курсовая работа [917,1 K], добавлен 04.12.2013

  • Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок. Выбор трансформаторов, расчет токов короткого замыкания. Выбор типов релейных защит, электрической автоматики, аппаратов и токоведущих частей. Меры по технике безопасности и противопожарной технике.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 24.10.2012

  • Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.