ebal ya v rot etot kursa4


Содержание
Введение………………………………………………………………………….
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………………….
1.1 Краткая технология производства………………………………………….
1.2 Характеристика потребителей электроэнергии……………………………
1.3 Разработка структурных схем подстанции………………………………...
1.4 Разработка главной схемы электрических соединений подстанции……..
1.5 Контрольно-измерительные приборы на подстанции…………………….
1.6 Собственные нужды электрических подстанций……………………..…...
2 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………...……..
2.1 Выбор типа и расчёт мощности трансформаторов……………..……….…
2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов…………………………….
2.3 Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей …………...………………………………………………...
2.4 Расчётные условия для выбора аппаратов на первичном напряжении…..
2.5 Расчётные условия для выбора аппаратов на вторичном напряжении…………………………………………………………………...…..
2.6 Расчёт и выбор токоведущих частей электрических подстанций…….......
2.7 Выбор типов релейной защиты………….…………………..……….…......
2.8 Выбор измерительных трансформаторов…….…………………….……....
2.9 Выбор конструкции и описание распределительных устройств….….…..
3 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ………………………………………………..……...
Литература……………………………………………………………….……..... Введение
Электрическая станция - совокупность установок, оборудования и аппаратуры, используемых непосредственно для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания.
В названии каждой электрической станции указан вид используемой первичной энергии или первичного двигателя: тепловая электростанция (далее ТЭС), гидравлическая (далее ГЭС), атомная (далее АЭС) и др. Передача электрической энергии осуществляется не на генераторном напряжении, а на более высоком. Для передачи электрической энергии от электростанций сооружают линии электропередач высокого напряжения, по которым электрическая энергия подается на трансформаторные подстанции. Преобразование электрической энергии переменного тока одного напряжения в электрическую энергию переменного тока другого напряжения, производится с помощью трансформаторных подстанций. Целью данного курсового проекта является получение практических навыков в его разработке экономичной, гибкой и надежной электрической схемы подстанций, а также расчет и выбор электрического оборудования для подстанций, которое будет обеспечивать бесперебойную работу и приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.
Перед энергетиками, поставлена задача максимально сократить стоимость оборудования и повысить надежность на всех электрических подстанциях. Электрическая энергия обладает большими преимуществами по сравнению с другими видами вторичной энергии: легко может быть произведена в больших количествах промышленными способами, передана на большие расстояния и распределена между потребителями. С достаточно малыми потерями ее можно преобразовать в месте потребления в другие виды энергии.
Передача электроэнергии от электростанции к потребителям - одна из важнейших задач энергетики. Электроэнергия передаётся преимущественно по воздушным линиям электропередачи (далее ЛЭП) переменного тока. Необходимость передача электроэнергии на расстояние обусловлена тем, что электроэнергия вырабатывается крупными электростанциями, а потребляется сравнительно маломощными электроприёмниками (далее ЭП), распределёнными на значительной территории. Транспортировку электроэнергии производят при высоком напряжении, что уменьшает потери электроэнергии в ЛЭП и позволяет, уменьшить ее стоимость для потребителя. Непосредственно в районе ее потребления строят понизительные подстанции (далее ПП).
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая технология производства
Электрические станции предназначены для преобразования различных видов энергии в электрическую энергию. По роду первичной энергии, преобразуемой специальными агрегатами в электрическую, станции подразделяются на тепловые, гидравлические и атомные.
На ТЭС химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в паровом котле в энергию водяного пара, приводящего в движение паровую турбину, соединенную с генератором. Механическая энергия вращения турбины преобразуется генератором в электрическую. Отработанный пар поступает в конденсатор и превращается в воду. Далее с помощью насоса вода подается в паровой котел и цикл повторяется. Тепловую энергию, необходимую для работы парового котла, получают в результате сжигания природного газа, твердого и жидкого топлива. Большинство ТЭС оборудовано паровыми турбинами.
К тепловым относятся также АЭС. Они представляют собой сложные электрические установки. На них используется тепловая энергия распада атомного ядра изотопа урана или тория. Чтобы получить тепловую энергию распада атомного ядра длительно, а не в виде взрыва, и управлять ею, применяют специальные атомные котлы, называемые реакторами, со специальными замедлителями. По существу атомная электростанция является тепловой, т.к. тепловая энергия распада атомного ядра через специальные теплоносители передается воде, преобразуемой в пар, который приводит в движение турбогенератор. Однако вследствие интенсивного радиоактивного излучения требуется сооружение специальных средств защиты от излучения. Коэффициент полезного действия (далее КПД) АЭС составляет не более 35 %.
ГЭС преобразовывают энергию потока воды в электрическую энергию. Она состоит из различных гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора. Из энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды, в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую.ГЭС, по сравнению с электростанциями других типов, имеют ряд преимуществ: легко поддаются автоматизации, обладают быстрым запуском, малыми эксплуатационными расходами, а значит, и низкой себестоимостью. КПД ГЭС составляет около 85-95% из-за того что топливом является природная энергия.
Тепловые электрические станции также подразделяют на конденсаторные (далее КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектростанции, производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара.
Принцип работы КЭС, работающей на угле, заключается в следующем. Уголь подается в топливный бункер, а из него в дробильную установку, где превращается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла), имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питьевой. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400 – 6500С и под давлением 3 – 24 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину. Параметры пара зависят от мощности агрегатов.
Полученную электрическую энергию генераторного напряжения, повышают до более высокого. Делается это для того, что бы избежать потерь энергии при транспортировке ее к потребителю. Непосредственно в месте ее потребления сооружаются ПП, которые распределяют энергию на более низком напряжении потребляемую маломощными ЭП.
В данном курсовом проекте будет рассматриваться понизительная подстанция 35/6 кВ.Электрическая подстанция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.
По назначению трансформаторные подстанции (далее ТП) разделяются на главные понизительные подстанции, центральные распределительные подстанции, распределительные пункты, цеховые трансформаторные подстанции или трансформаторные пункты и специальные подстанции, например, преобразовательные. Подстанции потребляют электроэнергию от электростанции или энергосистемы и, понижая напряжение, распределяют ее по территории предприятия или района.
ТП надежно защищены от таких проблем как: короткое замыкание, перегрузки, и других неприятностей, благодаря ограничителям напряжения, разрядникам, а так же предохранителям и выключателям.

1.2 Характеристика потребителей электроэнергии
Все ЭП с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.
Электроприемники I категории – это ЭП, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, пожарам и взрывам, расстройство сложного технического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Электроприемники I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв в электроснабжении допускается лишь на время автоматического восстановления питания.
Электроприемники II категории – это ЭП, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти ЭП рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание ЭП II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток.
Электроприемники III категории – это все остальные ЭП, не подходящие под определение I и II категорий. Для этих ЭП электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сутки. Исходя из данных курсового проекта, потребители проектируемой подстанции относятся к трем категориям: к первой – 45%, ко второй – 35%, к третьей – 20%. Следовательно, для питания данной схемы необходимо принять два независимых источника питания, проектируется двух трансформаторная подстанция.

1.3 Разработка структурных схем
При проектировании подстанции до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электрической энергии, на которой показываются основные функциональные части электроустановки: трансформаторы, распределительные устройства (далее РУ) и связи между ними.
Структурная схема выдачи электрической энергии зависит от типа и мощности подстанции, состава электрического оборудования и распределения нагрузки между РУ разного напряжения.
Функционирование данной структурной схемы выдачи электроэнергии подстанции следующее: электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ высокого напряжения подстанции, далее через силовые трансформаторы в РУ низкого напряжения и распределяется между потребителями.
Так как для питания ЭП необходимо два независимых источника, то в структурной схеме предусмотрена установка двух силовых трансформаторов, что позволяет обеспечить бесперебойное питание потребителей первой и второй категории.
При выходе из строя одного трансформатора, потребители будут питаться от второго трансформатора.

Рисунок 1 Структурная схема выдачи энергии двух трансформаторной подстанции.
1.4 Разработка главной схемы электрическихсоединений подстанций
Главная схема электрических соединений подстанции разрабатывается после разработки структурной схемы. Она представляет собой совокупность основного электрического оборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.
От выбора главной схемы зависит состав элементов и связей между ними. При ее проектировании определяется категория подстанции, ее назначение, тип присоединения, способ защиты трансформаторов подстанции.
При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы, положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей, категории потребителей по степени надежности электроснабжения, перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и прилегающего участка сети.
Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:
Надежность электроснабжения потребителей;
Приспособленность к проведению ремонтных работ;
Оперативная гибкость электрической схемы;
Экономическая целесообразность.
Трансформаторы приняты двух обмоточные, защита трансформаторов выполняется с помощью выключателей. «Мостик» расположен со стороны трансформатора. Схема с выключателем в перемычке обеспечивает при повреждении на линии и отключении одного трансформатора возможность подключить его ко второй линии. Выключатель в перемычке в нормальном режиме работы подстанции должен быть включен, чтобы при коротком замыкании (далее К.З.), была возможность быстрого отключения поврежденного участка схемы и восстановления с помощью автоматического ввода резерва (далее АВР) питания потребителей подстанции. Ремонтная перемычка из разъединителей позволяет вводить в ремонт выключатель, без нарушения режима питания.

Рисунок 2. При повреждении линии Л1 отключается выключатель В1, однако трансформаторы Т1 и Т2 остаются в рабочем состоянии, а связь с энергосистемой осуществляется по линии Л2. При повреждении в трансформаторе Т1 включается секционный выключатель СВ далее отключаются выключатели В4 со стороны 6 кВ и выключатели В1 и включается выключатель В3 в перемычке.
На рисунке 2 изображена главная схема проектируемой подстанции.
1.5 Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Измерительные приборы устанавливаются на понижающих трансформаторах и трансформаторах собственных нужд, синхронных компенсаторах, сборных шинах, линиях, дугогасительных реакторах, секционных, шиносоединительных и обходных выключателях.
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Место и объем контроля установки контрольно-измерительной аппаратуры зависит от характера объекта и структуры его управления, количество присоединяемых приборов зависит от особенностей режима работы и способа присоединения.
На проектируемой подстанции применяют следующие измерительные приборы, они представлены в таблице №1: амперметр, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии.
Таблица №1 контрольно-измерительные приборы на подстанции
№ п/п цепь Перечень приборов Тип Класс точн. Потребляемая мощность, ВА
Понижающего двухобмоточного трансформатора Амперметр ЩП 120 1 3
1 счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT. 0,5 В цепи тока-1 в цепи напряжения-2
счетчик реактивной энергии Меркурий 230 АRT. 0,5 В цепи тока-1 в цепи напряжения-2
2 Сборные шины
6кВ Вольтметр для измерения междуфазного напряжения PZ194U-2S1T
0,5 4
вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений PZ194U-2S4T 0,5 4
3 Секционного выключателя 6кВ амперметр ЩП 120 0,5 3
4 Линии 6 кВамперметр ЩП 120 0,5 3
счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT. 0,5 В цепи тока-1 в цепи напряжения-2
счетчик реактивной энергии Меркурий 230 АRT. 0,5 В цепи тока-1 в цепи напряжения-2
5 Трансформатора собственных нужд на низком напряжении Амперметр ЩП 120 0,5 3
расчетный счетчик активной энергии Меркурий 230 АRT. 0,5 В цепи тока-1 в цепи напряжения-2
6 Дугогасительного реактора Амперметр Н-344 0,5 10
1.6 Собственные нужды электрических подстанций
К категории собственных нужд подстанций относится потребление электроэнергии токоприемниками, обеспечивающими необходимые условия функционирования оборудования подстанций в технологическом процессе преобразования и распределения электрической энергии.
Состав потребителей собственных нужд (далее С.Н.) подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов, шкафов КРУ, а также освещение подстанции.
На подстанциях с выключателями высокого напряжения дополнительными потребителями являются компрессорные установки, а при оперативном постоянном токе – зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки подшипников, насосы системы охлаждения.
Наиболее естественными потребителями собственных нужд подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной установки.
Мощность потребителей собственных нужд не велика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.
В данном курсовом проекте на подстанции с оперативным переменным током трансформаторы С.Н. Т1, Т2 присоединяются отпайкой к выводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 6 – 10кВ при полной потере напряжения на шинах 6 -10кВ.
2. Расчетная часть
2.1 Выбор типа и расчет мощности трансформаторов
На электростанциях и подстанциях устанавливаются трехфазные и однофазные, двухобмоточные и трехобмоточные силовые трансформаторы и автотрансформаторы, а также силовые однофазные и трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения.
При выборе типа и числа трансформаторов подстанции необходимо исходить как из надежности электроснабжения потребителей, так и из экономической целесообразности данного выбора. Необходимо также учитывать перспективу увеличения нагрузок в будущем.
Как правило, на подстанциях 35 кВ устанавливается два трансформатора, это обеспечивает надежность электроснабжения потребителей, возможность вывода в ремонт одного из трансформаторов или обеспечить электроснабжение потребителей в случае выхода из строя одного из трансформаторов.
Выбор трансформатора для двух трансформаторной подстанции.
Определяем мощность трансформатора:
Sтр=SрN*β(1)
Где: Sтр – мощность трансформатора;
Sр – расчетная мощность трансформатора, МВА;
N- количество трансформаторов;
β- коэффициент загрузки трансформатора.
Sтр=137802*0,7=9842,9 кВАПринимаем трансформатор ТДНС – 10000/35.
Рассчитываем действительный коэффициент загрузки по формуле:
β=SрN*Sном(2)
Где: Sном- номинальная мощность трансформатора, МВА.
β=137802*10000=0,689Проверяем трансформатор при аварийном режиме работы по формуле:
1,4*Sном≥I+II*Sр(3)
Где: I и II – категории электроприемников = 0,8;
1,4 – коэффициент перегрузки.
1,4*10000≥0,8*1378014000>11024Трансформатор выдерживает аварийные перегрузки.
Выбор трансформатора собственных нужд подстанции.
S*=0,04*Sр(4)
Где: Sр- расчетная мощность трансформатора, кВА.
S*=0,04*13780=551,2 кВААналогично производим расчет мощности трансформатора собственных нужд по формуле (1):
Sтр=551,22*0,7=393,7 кВАПринимаем трансформатор собственных нужд ТМГ-400/6.
Производим проверку на экономичный режим и режим перегрузки трансформатора собственных нужд.
По формуле (2) определяем коэффициент загрузки трансформатора:
β=551,22*400=0,69Технические характеристики трансформаторов сведены в таблицу №2.
Таблица №2. Технические характеристики трансформаторов.
Тип трансформатора Мощность трансформатора, кВАПотери Ix.x.%Uк.з.%∆Px.x. кВт ∆Pк.з кВт ТДНС – 10000/35 10000 13,5 65 0,8 8
ТМ – 6300/35 6300 9 46,5 0,8 6,5
ТМГ – 400/6 400 0,83 5,4 0,8 4,5
2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов
При разработке главной схемы электрических соединений подстанции возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сопоставлению по технико- экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономического варианта мощности трансформаторов, выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем. Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей, которые должны быть определены для каждого варианта: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов, потери мощности в отходящих линиях при различных аварийных и ремонтных режимах, капитальные затраты, потеря энергии и приведённые затраты.
Приведённые затраты рассчитываются по формуле:
З=Рн*К+И+У(5)
Где: Рн- нормативный коэффициент равный 0,12;
К – капиталовложения, тыс. руб;
И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб;
У – ущерб от недоотпуска электрической энергии (в учебных расчётах не учитывается), тыс. руб.
Годовые эксплуатационные издержки рассчитываем по формуле:
И=Ра+Ро*К+С*∆W'*10-5(6)
Где: Ра+Ро- отчисления на амортизацию и обслуживание (0,093);
С – стоимость 1кВт потерь электрической энергии (965 руб./1кВт*ч);
∆W'- потери электроэнергии, кВт*ч.
Расчет потерь электроэнергии осуществляется по формуле:
∆W=∆Px.x.*T+∆Рк.з.*Smax2*Sном2*τ(7)
Где: ∆Px.x.- потери Х.Х. кВт;
∆Рк.з.- потери К.З. кВт;
Т - продолжительность работы трансформатора (8760), ч;
τ – продолжительность максимальных потерь, ч.;
Smax- Расчетная нагрузка трансформатора, МВА;
Sном- номинальная мощность трансформатора, МВА.
Годовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле:
∆W'=∆W*N(8)
Где: ∆W- годовые потери в одном трансформаторе, кВт*ч;
N- Число трансформаторов на подстанции.
Продолжительность максимальных потерь рассчитывается по формуле:
τ=0,124+Тmax100002*8760(9)
Где: Тmax— число часов использования максимума нагрузки, ч.
Таблица №3. Капитальные затраты
Оборудование Стоимость единицы
Тыс. Вариант
Первый Второй
Кол-во Цена тыс. Кол-во Цена тыс.
ТДНС – 10000/35 500000 2 1000000 - -
ТМ – 6300/35 450000 - - 3 1350000
Итого: 1000000 1350000
Производим расчет экономических показателей для первого варианта.
По формуле (9) рассчитываем продолжительность максимальных потерь:
τ=0,124+6600100002*8760=5384,4 чРасчет потерь электроэнергии производим по формуле (7):
∆W=13,5*8760+65*137802*100002*5384,4=284405,7 кВт*чГодовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле(8):
∆W'=284405,7*2=568811,4 кВт*чРасчет годовых эксплуатационных издержек производим по формуле (6):
И=0,093*1000000+965*568811,4*10-5=98489 тыс. руб.
Приведенные затраты рассчитываем по формуле (5):
З=0,12*1000000+98489=218489 тыс. руб.Производим расчет экономических показателей для второго варианта.
По формуле (9) рассчитываем продолжительность максимальных потерь:
τ=0,124+6600100002*8760=5384,4 чРасчет потерь электроэнергии производим по формуле (7):
∆W=9*8760+46,5*137803*63002*5384,4=211936 кВт*чГодовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле(8):
∆W'=211936*2=423876 кВт*чРасчет годовых эксплуатационных издержек производим по формуле (6):
И=0,093*1350000+965*423876*10-5=129640,4 тыс. руб.
Приведенные затраты рассчитываем по формуле (5):
З=0,12*1350000+129640,4=291640,4 тыс. руб.Из полученных данных по технико-экономическому сравнению выбираем трансформатор масляный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием первичного напряжения под нагрузкой, ТДНС – 10000/35.
2.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Причинами К.З. обычно являются нарушение изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на линии электропередачи, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.д.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждением электроустановок являются неправильные действия рабочего персонала.
Расчеты токов К.З. производим для выбора и проверки параметров электрооборудования. Для этого по расчетной схеме составляем схему замещения в виде активных и индуктивных сопротивлений. С учетом того, что активное сопротивление мало относительно индуктивного, то в установках напряжением выше 1кВ его не учитывают.
Схему замещения, путем постепенного преобразования приводим к одному эквивалентному сопротивлению, а затем определяем ток короткого замыкания в начальный период и ударный ток.
Токи короткого замыкания в установках выше 1000В рассчитываем методом относительных единиц. Относительные величины при расчете короткого замыкания приводим к базисному напряжению и их базисной мощности.

Рисунок 3. Расчетная схема подстанции.
Исходя из расчетной схемы подстанции, составляем схему замещения для нахождения токов К.З.

Рисунок 4. Схема замещения
Производим расчёт сопротивлений.
При системе неограниченной мощности, сопротивление системы равно:
Xc=0Индуктивное сопротивление воздушной и кабельной линии определяем по формуле:
XL=X0*l*SбUср2 (10)
Где: X0- сопротивлении линии;
l- длинна линии, км;
Sб- базисная мощность, МВА;
Uср- среднее номинальное значение напряжения, кВт.
Сопротивление трансформатора в относительных единицах определяем по формуле:
Xтр=Uк.з.100*SбSном.тр(11)
Где: Uк.з.- напряжение короткого замыкания трансформатора, %;Sном.тр- номинальная мощность трансформатора, МВА.
Сопротивление трехобмоточного трансформатора определяется по формуле:
XВ=0,5100*Uквн-нн+Uквн-сн-Uксн-нн*SбSнтр(12)
XН=0,5100*Uквн-нн+Uксн-нн-Uквн-сн*SбSнтр(13)
XС=0,5100*Uквн-сн+Uксн-нн-Uквн-нн*SбSнтр(14)
Где: Uквн-нн- напряжение К.З. м/у обмотками высокого и низкого напряжения, %;
Uквн-сн- напряжение К.З. м/у обмотками высокого и среднего напряжения, %;
Uксн-нн- напряжение К.З. м/у обмотками среднего и низкого напряжения, %.
Сопротивление генератора определяем через сверхпроводимое сопротивление генератора, базисную мощность и номинальную мощность генератора по формуле:
Xг=X"*SбSном (15)
Sном=Pcosφ (16)
Где: X"- сверхпроводимое сопротивление генератора;
Sном- номинальная мощность генератора, МВА;
P- мощность источника, МВт;
cosφ- коэффициент мощности.
Эквивалентное ЭДС для двух источников определим по формуле:
Eэкв=Ec*Xг+Eг*XсХг+Хс(17)
Где: Ec и Eг- ЭДС системы и генератора соответственно;
Хг и Хc- Сопротивление генератора и системы соответственно.
Базисный ток определяем по формуле:
Iб=Sб3*Uср(18)
Где: Uср-средне номинальное напряжение сети, кВ.
Периодическая составляющая тока К.З. в начальный момент времени определяется по формуле:
Iп.о.=Iб*EэквXрез(19)
Ударный ток К.З. определяем по формуле:
iуд=2*Ку*Iп.о.(20)
Где: Ку- коэффициент, учитывающий соотношение между активным и индуктивным сопротивлением короткозамкнутой цепи и принимается по табличным данным, в зависимости от места короткого замыкания.
Исходные данные:
Sc=∞; L1=90 км; Uквн-нн=17,5%Хc=0; L2=L3=50 км; Uквн-сн=10,5%P1=P2=20МВт; Tmax=6600 ч; Uксн-нн=7%Sр=13780 кВА; cosφ=0,8Ec=1S*=0,04*Sp; X"=0,12Eг=1,08Расчет сопротивлений, для нахождения токов К.З. ведем в относительных единицах. Для этого задаемся базовой мощностью равной мощности в энергосистеме при расчете в относительных единицах.
Sб=2000 МВАПроизводим расчет тока К.З. для первой точки подстанции.
Сопротивление линии вычисляем по формуле (10):
X1=0,4*90*20001152=5,444Вычисляем сопротивление трехобмоточного трансформатора по формулам (12, 13, 14):
X2=0,5100*17,5+10,5-7*200063=3,333X3=0,5100*17,5+7-10,5*200063=2,222X6=0,5100*10,5+7-17,5*200063=0Вычисляем номинальную мощность источников по формуле (16):
Sном=200,8=25 МВАСопротивление источника P1 = P2 вычисляем по формуле (15):
X4=X5=0,12*200025=9,6Сопротивление линии L1 = L2 вычисляем по формуле (10):
X7=X8=0,4*50*2000372=29,218Упрощаем схему замещения рисунок 5-7:

Рисунок 5
X12=X1+X2=5,444+3,333=8,777X45=X4*X5X4+X5=9,6*9,69,6+9,6=4,8X345=X3+X45=2,222+4,8=7,022
Рисунок 6
X12345=X12*X345X12+X345=8,777*7,0228,777+7,022=3,901X123456=X12345+X6=3,901+0=3,901X78=X7*X8X7+X8=29,218*29,21829,218+29,218=14,609Определяем результирующее сопротивление для первой точки К.З.

Рисунок 7
Xрез1=X123456+X78=3,901+14,609=18,51Вычисляем эквивалентное ЭДС двух источников по формуле (17):
Eэкв=Ec*X345+Eг*X12X345+X12=1*7,022+1,08*8,7777,022+8,777=1,044Базисный ток определяем по формуле (18):
Iб=20003*37=31,208 кАТок периодической составляющей вычисляем по формуле (19):
Iп.о.=31,208*1,04418,51=1,76 кАУдарный то К.З. вычисляем по формуле (20):
iуд=2*1,61*1,76=4,007 кАПроизводим аналогичный расчет тока К.З. для второй точки подстанции.
Сопротивление трансформатора Т1 = Т2 в относительных единицах вычисляем по формуле (11):
X9=X10=8100*200010=16Определяем результирующее сопротивление для второй точки К.З.
Преобразовываем схему замещения:

Рисунок 8
Xрез2=Xрез1+X10=18,51+16=34,51Базисный ток определяем по формуле (18):
Iб=20003*6,3=183,286 кАТок периодической составляющей вычисляем по формуле (19):
Iп.о.=183,286*1,04434,51=5,545 кАУдарный то К.З. вычисляем по формуле (20):
iуд=2*1,8*5,545=14,115 кАЗначения токов К.З. для двух точек приведены в таблице №4
Таблица № 4. Результаты расчетов токов К.З.
Точка К.З. Iп.о. кА iуд кА
К11,76 4,007
К25,545 14,115
2.4 Расчетные условия и выбор аппаратов на первичном напряжении
Для защиты трансформатора и линии применяем защиту выключателями. Также устанавливаем выключатель в перемычке. При выводе в ремонт трансформатора, выключателей, линии для создания видимого разрыва предусмотрены разъединители. Для надежной работы этих аппаратов они должны соответствовать следующим условиям:
А) соответствовать условиям окружающей их среды или роду установки.
Б) иметь такие номинальные параметры, чтобы удовлетворять условиям работы, как в нормальном режиме, так и при К.З.
В) отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.
Выбор высоковольтных выключателей.
Выключатели выбираются по следующим параметрам:
По напряжению:
Uном≥Uсет.номПо длительному току:
Iном≥Iнорм.расчIном≥Iутяж   Проверку выключателей следует производить по следующим параметрам:
По отключающей способности:
На симметричный ток отключения:
Iоткл.ном≥Iп.τОтключение апериодической составляющей тока К.З:
iа.ном=2*Iоткл.ном*βнорм100≥2*Iп.τ+iа.τ Где: iа.ном- номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключенном токе, кА для времени τ;
βном- номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаем токе, %;
iа.τ- апериодическая составляющая тока К.З. кА в момент расхождения контактов τ.
По включающей способности:
Iвкл≥Iп.0iвкл≥iу Где: Iвкл- номинальный ток включения, кА;
iвкл- наибольший пик тока включения кА, рассчитываемый по формуле:
iвкл.ном=2*Ку*Iоткл.номГде: Ку- ударный коэффициент, нормированный для выключателя 1,8.
На электродинамическую стойкость:
iд≥iуГде: iд- ток электродинамической стойкости выключателя, кА.
На термическую стойкость:
Iтерм2∙tтерм≥βк
Где: Iтер.- ток термической стойкости, кА;
tтер- QUOTE tтер- длительность протекания тока термической стойкости, с;
Bк- QUOTE Bк- тепловой импульс тока короткого замыкания (Bк=Iп.02tоткл+Та).
Если: tоткл≤tтер, то:
Iтерм2∙tоткл≥βкГде: tоткл=τ.
Тепловой импульс тока К.З. определяем по формуле:
βк=Iпо2∙(tоткл+Tа)
Где: Tа- периодическая составляющая, с.
τ=tоткл=tс.откл+tр.зГде: tс.откл- собственное время отключения выключателя, с;
tр.з- время срабатывания релейной защиты, 0,01с;
Принимаем элегазовый выключатель типа ВГБЭ - 35. Его технические характеристики приведены в таблице №5.
Таблица №5.
Тип Uн, кВIн, А iд, кА Iтерм, кА tтерм, с tоткл, с
BГБЭ-35 35 630 35 12,5 3 0,04
Выключатель удовлетворяет все условиям. Определяем ток нормального режима и ток утяжеления:
Iнорм=β*Sном3*Uном Iнорм=0,689*100003*35=113,7 АIутяж=1,4*Sр3*Uном Iутяж=1,4*100003*35=230,9 А(21)
(22)
Определяем периодическую и апериодическую момента времени.
По формуле (23) определяем расчетное время отключения:
τ=tоткл=tс.откл+tр.з (23)
τ=tоткл=0,04+0,01=0,05 с ia.τ=2*Iп.о.*е-τ/Та (24)
Iп.τ.=Iп.о.=1,76 кА (25)
Принимаем по [1] Та =0,02 с.
ia.0,05=2*1,76*е-0,050,02=0,204 кАia.ном=2*Iоткл*βнорм100(26)
ia.ном=2*12,5*32100=5,7 кА iвкл.ном=2*Ку*Iоткл (27)
iвкл.ном=2*1,8*12,5=31,8 кА
tоткл=0,05 с<tтерм=3 сβк=1,762*0,05+0,02=0,217 кА2сIтерм2*tоткл=12,52*0,05=7,81 кА2Данные выбора и проверки выключателя сводим в таблицу №6.
Выбор разъединителей.
При выборе типа разъединителя нужно обращать внимание на необходимое количество заземляющих ножей и место их установки. В схеме должно быть предусмотрено такое количество заземляющих ножей, чтобы исключить необходимость использования переносных заземляющих ножей. Разъединитель выбирают по тем же параметрам, что и выключатель.
Принимаем по [6] разъединитель РЛНД - 1-35-600 и РЛНД - 2-35-600
Iтерм2*tоткл=12,52*0,05=7,81 кА2Данные выбора и проверки разъединителя сводим в таблицу №6.
Таблица №6. Данные о выборе и проверке аппаратов.
Расчетные
данные Каталожные данные
Выключатель Разъединитель
Uуст = 35 кВUном= 35 кВ Uном= 35 кВ
Iутяж = 230,9 А Iном = 630 А Iном = 1000 А
Iп0,05 = 1,76 кА Iвкл=Iоткл= 12,5 кА iа0,05 = 0,204 кА iа.ном = 5,7 кА iу = 4,007 кА iд = 35 кА iд = 40 кА
= 0,217 кА2с Iтер2*tоткл= 7,81 кА2с Iтер2*tоткл= 7,81 кА2с
Выбор ограничителей перенапряжения.
Ограничители перенапряжений нелинейные предназначены для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений электрооборудования электрических сетей переменного тока промышленной частоты.
Выбор ОПН производится по номинальному напряжению:
Uуст≥UномПринимаем по [6] ограничитель перенапряжения ОПН - 35 УХЛ - 1
Технические характеристики ОПН - 35 УХЛ - 1 приведены в таблице №7.
Таблица №7. Технические характеристики ОПН.
Тип UномОПН-35 УХЛ135 кВВыбранные аппараты удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.
2.5 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении
Комплектное распределительное устройство (далее КРУ) состоит из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, совместно с их несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.
КРУ состоит из: вводного шкафа, шкафа с трансформатором собственных нужд, линейных шкафов, шкафа с секционным выключателем, шкафа с измерительными трансформаторами и с заземлением сборных шин, с аппаратами защиты от перенапряжений.
КРУ выбирается по максимальному и нормальному току, по формуле (22):
Iутяж=1,4*100003*6=1347По формуле (21) рассчитываем ток нормального режима:
Iнорм=0,689*100003*6=663Принимаем КРУ серии РУ ЕС 01-6-20/1600
Таблица №8. Номинальные данные комплектного распредустройства.
Тип Uн, кВIн, А Iд, кА
КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600 6 1600 51
Выбор вводного выключателя.
Выбираем выключатель ВВЭ-М-6-20 [4] и его номинальные данные сводим в таблицу №9.
Таблица №9 Номинальные данные вводного выключателя.
Тип Uн, кВIн, А Iоткл, кА tоткл, с iд, кА It, кА tt, с
ВВЭ-М-6-20 6 1600 20 0,02 51 20 3
По формулам (23-27) выбираем выключатель:
τ=0,02+0,01=0,03 с Iп.τ.=5,545 кА
Принимаем по [1] Та =0,03 с.
ia.0,03=2*5,545*е-0,030,03=2,89 кАia.ном=2*20*30100=8,5 кАiвкл.ном=2*1,85*20=52,3 кА
tоткл=0,03 с<tтерм=3 сβк=5,5452*0,03+0,03=1,85 кА2сIтерм2*tоткл=202*0,03=12 кА2сВыбор выключателя на отходящих линиях и количества отходящих линий и линейных шкафов.
Выбор отходящих линий производится по условию:
nлэп=Sp3*0,3÷0,4*Uном(28)
Где: 0,3÷0,4 – номинальный ток, кА.
Подставляем значения в формулу (28):
nлэп=10,7*137803*0,3*6=6Принимаем 6 линий.
Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя на отводящих линиях сводим в таблицу№10.
Таблица №10 Номинальные данные выключателя.
Тип Uн, кВIн, А Iоткл, кА tоткл, с iд, кА It, кА tt, с
ВВЭ-М-6-20 6 630 20 0,02 51 20 3
Проверка выключателя на отходящую линию аналогична вводному выключателю, только вместо Iутяж и Iнорм берётся Iр:
Iр=Sр3*Uн*nлэп(29)
Подставляем значения в формулу (29):
Iр=Sр3*Uн*nлэп=0,221=221 АВыбор секционного выключателя.
Секционный выключатель выбираем по току:
0,8·Imax =0,8·1347=1078 АВыбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу№11.
Таблица №11 Номинальные данные секционного выключателя.
Тип Uн, кВIн, А Iоткл, кА tоткл, с iд, кА It, кА tt, с
ВВЭ-М-6-20 6 1250 20 0,02 51 20 3
Проверка секционного выключателя аналогична вводному выключателю, расчетные и номинальные данные выключателей сводим в таблицу№12:
Таблица №12. Данные выключателей.
Расчетные данные Каталожные данные. Вводной
ВВЭ-М-6-20 Каталожные данные. Секционный
ВВЭ-М-6-20 Каталожные данные. Линейный
ВВЭ-М-6-20
Uуст = 6 кВUном = 6 кВUном = 6 кВUном = 6 кВIнорм = 663 А
Iутяж = 1078A
Iутяж = 1347 А
Iр = 221 А Iном = 1600 А Iном = 1250 А Iном = 630 А
Таблица №12. Продолжение.
Iп0,03 = 5,545 кА
iа0,03 = 2,89 кА Iоткл..ном =20 кА
iа. ном = 14,14 кА Iоткл..ном = 20 кА
iа. ном = 14,14 кА Iоткл..ном = 20 кА
iа. ном = 14,14 кА
Iп.о. = 5,545 кА
iуд = 14,115 кА Iвкл..ном = 20 кА
iвкл..ном = 50,9 кА Iвкл..ном = 20 кА
iвкл..ном = 50,9 кА Iвкл..ном = 20 кА
iвкл..ном = 50,9 кА
iуд = 14,115кА iд = 51 кА iд = 51 кА iд = 51 кА
Bк = 1,85 кА2с I2термtоткл = 12 кА2с I2термtоткл = 12 кА2с I2термtоткл = 12 кА2с
Выбранные выключатели удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.
Выбор предохранителя для трансформатора собственных нужд.
Номинальные токи плавких вставок предохранителей следует выбирать таким образом, чтобы было обеспечено надежное отключение тока короткого замыкания.
Предохранитель выбирают по следующим условиям:
Uном ≥ UустIном ≥ IутяжIоткл ≥ Iп.о.
Выбираем предохранитель ПКН У3, его номинальные данные приведены в таблице №13.
Таблица №13 Номинальные данные секционного выключателя.
Тип UномIномIотклПКЕ У№ 6 кВ75 А20 кА
По формуле (22) находим ток утяжеления трансформатора собственных нужд:
Iутяж=1,4*4003*6=53,9 АПроверяем по условиям:
6 кВ = 6 кВ75 А > 53,9 А
20 кА > 5.545 кА
Выбор предохранителя для трансформатора напряжения.
Выбираем предохранитель ПКН 001-6 У3, его номинальные данные представлины в таблице №14.
Таблица №14. Данные предохранителя.
Тип UномПКН 001-6 У3 6 кВПроверяем по условию:
Uном ≥ Uуст6 кВ = 6 кВПринимаем по [1] ОПН ОПН-6 УХЛ1, его технические характеристики представлены в таблице №15.
Таблица №15. Технические характеристики ОПН ОПН-6 УХЛ1.
Тип Uном
ОПН-6 УХЛ16 кВ2.6 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции
Гибкие токопроводы применяются для соединения электрических аппаратов в РУ. В РУ 35кВ и выше она выполняется неизолированными проводами марки АС. Для соединения генератора и трансформатора с РУ 6-10кВ гибкий токопровод выполняется пучком проводов. Два провода из пучка сталеалюминевые, они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода алюминиевые и являются только токоведущими, их сечение рекомендуется выбирать большими, так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.
Выбор гибкого токопровода на напряжение 35кВ.
Выбираем сечение по экономической плотности тока:
Fэк=IнJэк(30)
Где: Jэк- экономическая плотность тока [5], в зависимости от характеристики и часов использования максимума нагрузки, принимаем равным 1 А/мм2.
Сечение должно быть не менее чем:
Fэк=113,71=113,7 мм2Принимаем по [1] сталеалюминевый провод АС-120/19 с радиусом 0,76 см, Iдоп = 390 А;
Проверяем по допустимому току:
Iдоп I утяжIдоп> 10000*1,43*35=230,9Проверяем на термическую устойчивость:
Fmin=BkC(31)
Где: C – коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [1] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равным 91.
По формуле (31) определяем минимальное сечение:
Fmin=21700091=91 мм2Провод термически устойчив:
120 мм2 > 91 мм2
Принимаем к установке гибкий токопровод АС- 120.
Проверяем провода на коронирование:
1,07Е<0,9*E0(32)
Где: Е- напряженность электрического поля у проводника;
E0- максимальное значение начальной критической напряженности.
E=0,345*Ur0*LgDсрr0(33)
Где: U – линейное напряжение, кВ;
r0- радиус провода, см;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.
r0=D2(34)
Dср=1.26D(35)
Где: D – расстояние между соседними должно быть не менее 100cм, т.к U = 35 кВ.
E0=30,3*m*1+0,299r0(36)
Где: m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для однопроволочных проводов m=1).
По формуле (34) находим радиус провода:
r0=13,52=6,75=0,675 смПо формуле (35) находим среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:
Dср=1,26*100=126 смПо формуле (33) находим напряженность электрического поля у проводника:
E=0,345*350,675*Lg1260,675=26,11 кВ/смПо формуле (36) находим максимальное значение начальной критической напряженности:
E0=30,3*1*1+0,2990,675=41,3 кВ/смПроверяем провода на коронирование:
1,07*26,11 < 0,9*41,3
27,9 < 37,17
Таким образом, провод АС-120 по условия короны проходит.
Выбор гибкого токопровода для напряжения 6 кВ.По формуле (30) рассчитываем сечение токопровода. j = 1А/мм2, т.к. Tmax > 6600ч:
Fэк=6631=663 мм2Принимаем два сталеалюминевых провода АС 350/39 с Iдоп = 710 А и диаметром 24 мм2.
Проверяем провода на термическую устойчивость:
По формуле (31) определяем минимальное сечение:
Fmin=185000091=14.94 мм2Провод термически устойчив:
Fст>Fmin24*2 мм2>14,94 мм2Проверяем гибкий токопровод по допустимому рабочему току.
Iутяж≤Iдоп1347 < 710*2
1347 А < 1420 А
Выбор жестких сборных шин на напряжение 6кВ.
Принимаем по [1] жесткую однополосную алюминиевую шину для комплектного РУ, принимаем марку шины АД31Т с допустимым механическим напряжением Gдоп = 90 Мпа.
Сечение шины принимаем в соответствии с условием (35):
1347 А < 1480 А
Принимаем сечение шины 80×10 и Iдоп =1480А. Проверяем её по термической стойкости:
800 мм2 > 14,94 мм2
Шина термически устойчива.
Проверяем шину на динамическую устойчиваость. Для этого определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном К.З. по формуле:
f=3*Кф*iу2а*10-1(37)
Где: Кф- коэффициент формы шин, принимается в зависимости от соотношения размеров шины, Кф = 1;
а- расстояние между шинами, а = 200 мм = 0,2 м, [1].
f=3*1*14,11520,2*10-1=172,5 н/мМомент сопротивления при расположении шины плашмя, м3:
W=b*h26(38)
Где: b- ширина шины, м;
h- высота шины, м.
W=80*102*10*10-36=10,6*10-6 м3Момент инерции поперечного сечения шины, см4:
J=b*h312(39)
J=1*8312=42,6 см4Изгибающий момент определяется по формуле:
M=f*L210(40)
Где: L – принятая к расчету длина пролета, определяемая по формуле:
L=173,2*Jqf0(41)
L=173,2*42,68200=1,41 мM=82,6*1,41210=16,42 Н*мНапряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:
σрасч=MW(42)
σрасч=16,4210,6*10-6=1,5 МПаШины механически прочны, если:
σрасч≤ σдоп1,5 МПа≤ 90 МПаВыбранная шина удовлетворяет всем условиям.
Выбор изоляторов.
В РУ шины устанавливаются на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины устанавливаются на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:
1. по номинальному напряжению:
Uуст≤ Uном2. по допустимой нагрузке:
Fрасч≤ FдопГде: Fрасч – сила действующая на изолятор, Н;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н.
Fдоп=0,6*Fразр(43)
Где: Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб, кг*с;
Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:
Fрасч=3*iу2а*L*Кn*10-1(44)
Где: Кn – поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена плашмя, Кn = 1.
Выбираем по [6] опорный изолятор ИОР-6-3,75. Данные сводим в таблицу№16.
Таблица №16. Номинальные данные изолятора.
Тип изолятора Uн, кВFизг, кН Высота, ммМасса, кгИОР-6-3,75 6 3,75 100 1,1
Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (43):
Fдоп=0,6*3750=2250 ННаходим силу, действующую на изолятор по формуле (44):
Fрасч=3*14,11520,2*1,41*1*10-1=243,3 Н243,3 Н < 2250 Н
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке опорный изолятор ИОР-6-3,75.
Проходной изолятор выбирается по тем же условиям что и опорный, а также по максимальному рабочему току:
Iутяж≤ IнСила, действующая на изолятор, определяется по формуле:
Fрасч=0,5*3*iу2а*L*10-1(45)
Выбираем по [6] проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5. Данные сводим в таблицу № 17.
Таблица № 17 Номинальные данные изолятора.
Тип изолятора Uн, кВPизг, кН
ИПУ-10/1600- УХЛ210 12,5
Находим силу, действующую на изолятор по формуле (45):
Fрасч=0,5*3*14,11520,2*1,41*10-1=121,6 НОпределяем допустимую нагрузку на головку изолятора:
Fдоп=0,6*12500=7500 НСводим в таблицу №18 расчетные и номинальные данные изолятора.
Таблица №18. Данные проходного изолятора.
Расчётные данные Uуст, кВ6 Fрасч, Н
121,6 Iутяж, А
1347
Каталожные данные Uн, кВ10 Fдоп, Н
12500 Iн, А
1600
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5.
Выбор кабелей.
Кабели выбирают по:
1. По напряжению установки:
Uуст≤ Uном2. По конструкции:
3. По экономической плотности тока Fэк:
Fэк=IнJэкГде: Jэк = 1,6 А\мм2 [1 ].
4. По допустимому току:
Iутяж ≤ IдопГде: Iдоп – длительно допустимый ток, А, с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей К1 (принимается равным 1) и на температуру окружающей среды К2 (принимается равным 1), с учетом коэффициента перегрузки в послеаварийном режиме Кав (принимается равным 1,23).
Iдоп=К1*К2*Кав*Iдоп.ном(46)
5. По термической стойкости:
Fmin FcтПроизводим выбор кабеля:
Выбираем для всех отходящих линий кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Проверяем по напряжению:
10 кВ > 6 кВПроизводим расчет сечения кабеля по формуле (30):
Fэк=2211,6=138,1 мм2Выбираем по [6] кабель трёхжильный алюминиевый с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение U = 10кВ, сечением F = 120 мм2, Iдоп.ном = 271 А для прокладки в земле типа АПвП.
Проверяем по допустимому току (46):
Iдоп=271*1*1*1,23=333,3 А221 А <333,3 АПо формуле (31) определяем минимальное сечение:
Fmin=185000065=20,9 мм2По термической стойкости:
20,9 мм2 < 120 мм2
Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.
2.7 Выбор типов релейной защиты
Выбор типов релейной защиты осуществляется в соответствии с ТКП.
Должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов
Повреждений ненормальных режимов:
Для трансформаторов собственных нужд:
От многофазных замыканий в обмотках и на вводах – продольная дифференциальная токовая защита трансформаторов без выдержки времени.
От токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
От токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ – максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.
ОТ замыкании внутри бака и понижения уровня масла – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла.
Для трансформаторов:
Многофазных замыканий в обмотках и на выводах – продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени.
Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоеденённых к сети с глухозаземлённой нейтралью.
В витковых замыканиях в обмотках – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.
Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал
Для сборных шин 6 кВ:
Для секционных шин 6-10 кВ подстанций предусмотрено двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению, а вторая – в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.
2.8 Выбор измерительных трансформаторов
Трансформаторы тока выбирают по следующим данным:
1. По напряжению;
2. По длительному току;
3. По классу точности: 0,5; 1;
4. По электродинамической стойкости;
5. По термической стойкости;
6. По вторичной нагрузке:
r2н≥rпр+rпров+rк(47)
Где: rк – сопротивление переходных процессов равное:
0,05Ом – если подключено ко второй обмотке 2-3 прибора,
0,1Ом – более 3 приборов.
rпр – сопротивление приборов, принимаем по справочным материалам, или по формуле:
rпр=SпрIн22(48)
rпров – сопротивление проводов. Для того чтобы выбрать сопротивление проводов требуется рассчитать сечение провода:
rпров=r2н-rпр-rк(49)
Рассчитываем сечение по формуле:
F=ρ*Lрасчrпров(50)
Где: Lрасч – расчётная длинна, принимаемая в зависимости от действительной длинны и от схемы соединения измерительных трансформаторов тока, м.
При соединении в неполную звезду:
Lрасч=3*L(51)
При соединении в полную звезду:
Lрасч=L(52)
Действительное сопротивление провода рассчитываем по формуле:
F=ρ*LрасчFст(53)
Выбираем трансформатор тока на первичном напряжении подстанции.
Принимаем к установке встроенный трансформатор тока ТВ-110, [4]. Данные сводим в таблицу № 19.
Таблица №19. Номинальные данные трансформатора тока.
Тип Uн1, кВIн1, А It, кА tt, с Класс точности
TB 35-II 35 300 25 3 1
Проверяем термическую стойкость по формуле (25):
βк=1,762*0,05+0,02=0,217 кА2сIтерм2*tоткл=252*0,05=31,25 кА2с31,25 кА2с > 0,217 кА2сВыбираем трансформаторы тока на вторичном напряжении подстанции. Шкафы КРУ серии РУ ЕС 01-10-20/1600 комплектуются измерительными трансформаторами тока типа Т0Л-10- IМ 2, [5].
Выбираем трансформатор тока для вводного шкафа. Согласно требуемым значениям принимаем трансформатор тока ТОЛ-10-IМ 2. Технические характеристики сводим в таблицу № 20
Таблица №20. Номинальные данные трансформатора тока.
Тип Uн1, кВIн1, А Itiд, кА tt, с Класс точности
ТОЛ-10-IМ 2 10 2000 40 102 1 0,2
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице №1. Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные сводим в таблицу №21.
Таблица №21 Вторичная нагрузка трансформатора тока в вводном шкафу
Прибор Фаза
A B C
Амперметр ЩП-120 3 3 3
Счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT. 1 1
Счетчики реактивной энергии Меркурий 230 АRT. 1 1
Регистрирующий амперметр Н-344 10 10 10
Итого 15 13 15
Проверяем по вторичной нагрузке:
Определяем номинальную мощность всех приборов:
Sном = 15 ВА
Определяем общее сопротивление приборов по формуле (48):
rпр=1552 Омrк = 0,1 т.к. количество приборов больше 3 шт;
r2н = 1,2 Ом.
Определяем сопротивление проводов по формуле (49):
rпров=1,2-0,6-0,1=0,5 ОмВыбираем сечение F
Lрасч = 5м для линии 6 кВLрасч=3*5=9 мρ для алюминия равно 0,0283
Определяем сечение провода по формуле (50):
F=0,0283*90,9=0,5 мм2По справочным материалам выбираем ближайшее, стандартное сечение
Fст = 2,5 мм2Производим проверку по формуле (53):
rпров=0,0283*92,5=0,1 ОмПроизводим проверку:
r'2ном≥0,1+0,1+0,61,2≥0,8
Выбор трансформаторов для секционного шкафа и линейного шкафа аналогичен. Данные о выборе и проверке трансформаторов тока сведены в таблицу №22
Таблица №22 Данные о выборе и проверке трансформаторов тока
Расчётные данные Данные трансформаторов тока
В вводном шкафу
ТОЛ-10-IМ 2 В линейном шкафу ТОЛ-10-IМ 2 В секционном шкафу ТОЛ-10-IМ 2
Uуст = 6кВ Uном = 10 кВUном = 10 кВUном = 10 кВВ вводном шкафу
Iном = 663 АIутяж = 1347 АIном = 2000А
В линейном шкафу
Iутеж = 221 АIном = 200 А
В секционном шкафу
Iутеж = 1078 АIном = 2000 А
iу = 14,115 кА iд = 102 кА iд = 102 кА iд = 102 кА
Bк = 18,5 кА2с 96 кА2с 96 кА2с 96 кА2с
В вводном шкафу
r2 = 1,19 Ом rном =1,2 Ом В линейном шкафу
r2 = 1,09 Ом rном =1,2 Ом В секционном шкафу
r2 = 0,9 Ом rном =1,2 Ом
Данный тип трансформатора полностью удовлетворяет условиям выбора.
Измерительный трансформатор напряжения выбираем по условиям (15), (50) и классу точности.
Принимаем по [6] трансформатор напряжения НАМИ-10-95. Технические характеристики сводим в таблицу № 23
Таблица №23. Номинальные данные измерительного трансформатора напряжения.
Тип Uн1, кВUн2, В Sном2, ВА
НАМИ-10-2 УХЛ210 100 200
Для проверки измерительного трансформатора напряжения по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице №1. Определяем суммарную нагрузку. Данные сводим в таблицу №19.
Таблица №24. Вторичная нагрузка измерительного трансформатора напряжения
Прибор Мощность одной обмотки, ВА Число обмоток cosφsinφЧисло приборов Общая потребляемая мощность
Р, Вт Q, Вар
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения PZ194U-2S1T
4 1 1 0 1 4 0
Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений PZ194U-2S4T 4 1 1 0 1 4 0
Счетчики активной и реактивной энергии Меркурий 230 АRT. 2 2 1 0 2 8 0
Итого 16 0
S2=Pприб2+Qприб2S2=162+02=16S2=16<Sном=200 ВАВыбранный измерительный трансформатор напряжения соответствуют всем условиям.
2.9 Выбор конструкций и описание распределительных устройств
Наиболее распространенным РУ высшего напряжения на 35кВ является открытое распределительное устройство (далее ОРУ). ОРУ имеет следующие преимущества перед РУ закрытого типа:
меньший объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;
легче выполняются расширения и реконструкция;
все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время ОРУ имеют следующие недостатки:
менее удобные в обслуживании при низких температурах и в ненастье;
занимают большую площадь, чем ЗРУ;
аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.
В качестве РУ на 6 кВ применяем КРУ. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройство релейной защиты и автоматики, измерительные приборы.
Оно обладает следующими преимуществами:
монтаж КРУ проводится быстрее, чем ОРУ;
КРУ более безопасны в обслуживании, просты и надежны;
менее подвержены запылению, увлажнению и колебаниям температуры.
возможность быстрой замены неисправностей выключателя при использовании шкафов с выкатными тележками.
Недостатки:
повышенная стоимость по сравнению с ОРУ.
Для проектируемой подстанции принято для напряжения 35кВ ОРУ, а для напряжения 6кВ КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600, [5]. Виды основных шкафов: с элегазовыми выключателями, с разъемными контактными соединениями, с трансформаторами напряжения, с силовыми предохранителями, с силовыми трансформаторами собственных нужд.
3 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
В настоящее время энергосбережение - одна из приоритетных задач. Это связано с дефицитом основных энергоресурсов, возрастающей стоимостью их добычи, а также с глобальными экологическими проблемами. Экономия энергии - это эффективное использование энергоресурсов за счет применения инновационных решений, которые осуществимы технически, обоснованы экономически, приемлемы с экологической и социальной точек зрения.В разрабатываемой подстанции фактор энергосбережения осуществлялся за счёт экономического выбора трансформаторов, аппаратов и токоведущих частей.
Выбор трансформаторов производился по технико-экономическому показателю в который входили: потери электроэнергии(∆W) и приведённые затраты(З). В трансформаторе ТДНС – 10000/35, потери электроэнергии составили 284405,7 кВт*ч, а в ТМ – 6300/35 эти потери составили 211936 кВт*ч, однако приведённые затраты второго трансформатора оказались больше первого 218489 тыс.руб < 291640,4 тыс.руб. После всех расчётов был выбран трансформатор с наименьшими приведёнными затратами.
Токоведущие части также выбирались по экономическому показателю, сечения и количество жил проводов выбирались как можно ближе к расчётным данным дабы избежать лишних затрат. Был выбран кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена типа АПвП который обладает рядом преимуществ, а именно: удобная прокладка кабеля – сшитый полиэтилен серьезно снижает массу и габариты кабеля в сравнении с аналогичных характеристик бумажной оболочкой, упрощается прокладка в грунт и трассах с разностью уровней; ниже диэлектрические потери, более высокие электроизоляционные характеристики; повышенная термоустойчивость следовательно больший ток протекания и меньше сечение, а значит меньшие затраты.
Для защиты трансформатора и линии были выбран высоковольтный элегазовый выключатель ВГБ-35 который имеет ряд преимуществ перед баковым, а именно: относительно малые габариты и масса, пожаро- и взрывобезопасность, быстрота действия, высокая отключающая способность.
Для защиты шкафов КРУ был выбран вакуумный выключатель серии ВВЭ-М-6-20, который имеет ряд достоинств перед маломасляным. Таким образом выбранные выключатели обладают лучшими характеристиками по сравнению с баковыми и воздушными, а значит их выбор целесообразен.
Проектируемая подстанция является экономически целесообразной.
Литература
1. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций/Л.Д.Рожкова,Л.К.Корнеева,Т.В.Чиркова.Москва:Академия,2004
2. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения/ Г.Н. Ополева.Москва: ИД «ФОРУМ»:ИНФРА-М,2008.
3. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б.Н. Неклепаев. Москва:Энергоатомиздат,1986
4. Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок/ Ю.Н.Балаков, М.Ш.Мисриханов, А.В.Шунтов.Москва:Издательский дом МЭИ,2006.
5. Каталог «КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600»
6. Интернет сайты: www.energorostov.ru, forca.ru, www.kontakt-saratov.ru

Приложенные файлы

  • docx 17540842
    Размер файла: 256 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий