4 ТДЦН - Р50000/220

2 1000 4ТВВ-200

U_{баз P=32МВт}

cos=0,87

1 10 6 Р=130МВт

cosц=0,9

7

9 8 5

P=16,9МВт

3 cosц=0.9

Р=125МВт

cosц=0,9

Рис.1.1 Карта-схема района электроснабжения.

График нагрузки характерного зимнего дня

График нагрузки характерного летнего дня

Таблица 1.1 График нагрузки характерного летнего и зимнего дня

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

2.1 Разработка вариантов развития сети

На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития электрической сети решаются две основные задачи - определение рационального класса напряжения сети и выбор конфигурации сети.

Определение рационального класса напряжения зависит от района, в котором ведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их удалённости от источников электроэнергии.

Анализ карты-схемы сети (рис.1.1) , расположение и параметры и параметры присоединяемой подстанции №10 однозначно определяют класс напряжения сети 110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И использование другого класса напряжения требует дополнительной ступени трансформации и является нерациональным.

Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением подстанции 10 к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных принципов выбора конфигурации сети:

ѕ сеть должна быть как можно короче географически;

ѕ электрический путь от источников к потребителю должен быть как можно короче;

ѕ существующая сеть должна быть короче;

ѕ каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям надёжности;

ѕ потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны получать питание от двух независимых источников (по двум или более линиям);

ѕ в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции) проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).

С учётом указанных требований были разработаны варианты присоединения подстанции №10 к энергосистеме.

Вариант I (рис.2.1) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 20км).

Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединение подстанции №10 в кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 45км).

Вариант III (рис.2.3) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 50км).

Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двух линий 110кВ общей длинной 60км)

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85 16.9/0.9 7

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.1 Развитие сети по варианту I

 32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

60/0,85 16.9/0.9

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.2 Развитие сети по варианту II

32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

60/0.85 16.9/0.9

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.3 Развитие сети по варианту III

 32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9 60/0.85

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV

2.2 Выбор сечений линий электропередач

Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могут сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов сечений.

Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи находятся в климатической зоне Урала, относящийся к I району по гололёду. Для строительства линий электропередач используются стальные опоры. Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12 [2]. Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитаны токи нагрузки узлов в максимальном режиме.

Токи нагрузки узлов рассчитываются по формуле:

(2.1)

где Р - мощность подстанции в максимальном режиме

U- номинальное напряжение сети.

Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 Результаты расчёта токов узлов.

Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по эквивалентным длинам.

Потокораспределение в системообразующей сети остаётся постоянным для всех вариантах присоединения проектируемой подстанции 10 и не зависит от варианта её присоединения. Поэтому по системообразующей сети потокораспределение рассчитывается один раз и в дальнейшем анализе учитываться не будет.

Токораспределение системообразующей сети приведено в таблице 2.2.

Токораспределение распределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5 соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7, 8-9 -существующие, сечение линий АС-240.

Таблица 2.2 Токораспределение системообразующей сети

Таблица 2.3 Токораспределение распределительной сети (Вариант I)

Таблица 2.4 Токораспределение распределительной сети (Вариант II)

Таблица 2.5 Токораспределение распределительной сети (Вариант III)

Таблица 2.6 Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)

Таблица 2.7 Выбор сечений линий электропередач

Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых аварийных режимов, в качестве которых использованы:

Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;

Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.

Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV.

Таблица 2.8 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I)

Таблица 2.9 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II)

Таблица 2.10 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III)

Таблица 2.11 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV)

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит линия 5-8 в варианте III.

Необходимо добавить к существующим линиям третью.

 32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

60/0.85 16.9/0.9

Существующая сеть

Проектируемая сеть

Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был выполнен в программе RASTR.

2.3 Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети

Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития электрической сети в общем случае является многокритериальным. При сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический, критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии и с выполнением социальных требований.

Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке вариантов развития сети, критерий качество - при анализе электрических режимов для наиболее экономичных вариантов.

В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и подстанций.

руб./год,

где

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в расчётах принимается;

- капитальные вложения в линии и подстанции

-соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий и подстанций , - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и , где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций (табл. 2.12).

- определяется на основе стоимости сооружения 1 км линии определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии , количество линий

- включает стоимость подстанции без учёта оборудования одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов можно принять как

, где

- число ячеек выключателей 110кВ

- стоимость одной ячейки (табл.2.12).

, где

-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме, определённые для каждой линии

по всем линиям сети

- число часов максимальных потерь в год

- удельная стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемом режиме ()

Для годового числа использования максимума нагрузки

ч.

- суммарные потери х.х. трансформатора.

Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.

Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13

Таблица 2.12 Экономическое сравнение вариантов развития сети

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.1 Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I)

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок износ изоляции - 0.0003 о.е.; недоотпуск электроэнергии - 0.00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок износ изоляции - 1,7827 о.е.; недоотпуск электроэнергии - 0,00 МВт*ч/сут.;

Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям был минимальным.

Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.

Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора

График нагрузки характерного летнего дня

Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

ѕ износ изоляции - 0,0007 о.е.;

ѕ недоотпуск электроэнергии - 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

ѕ износ изоляции - 0,1385 о.е.;

ѕ недоотпуск электроэнергии - 0,00 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения - 131 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь - 13 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.

З(I) = 41тыс. руб.

3.2 Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II)

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

ѕ износ изоляции - 0,0189 о.е.;

ѕ недоотпуск электроэнергии - 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

ѕ износ изоляции - 212.1621 о.е.;

ѕ недоотпуск электроэнергии - 50.02 МВт*ч/сут.;

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

ѕ износ изоляции - 0,0087 о.е.;

ѕ недоотпуск электроэнергии - 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

ѕ износ изоляции - 170.4378 о.е.;

ѕ недоотпуск электроэнергии - 17.29 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения - 96 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь - 15 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле:

=0,6 руб/кВт*ч - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям

- вероятная длительность простоя трансформатора

=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;

=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;

- количество трансформаторов.

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.

час/год

час/год

час/год

= 26,20 тыс.руб/год.

Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.

3.3 Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов

Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты варианта II за единицу:

Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 Результаты технико-экономического сравнения вариантов

4. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям.

Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.

Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя.

Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет:

ѕ в нормальных режимах - 5%

ѕ в аварийных - 10%

ѕ в нормальных режимах - (9,5-10,5)кВ;

ѕ в аврийных режимах - (9-11)кВ.

В проектируемой электрической сети предусмотрены средства регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют допустимым значениям на ГРЭС и приведены в табл. 4.1

Таблица 4.1 Допустимые значения реактивной мощности ГРЭС.

Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования составляют в нейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с помощью вычислительного комплекса RASTR коэффициенты трансформации вычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей и поэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформации ТРДН-25000/110 приведены в табл.4.2.

Таблица 4.2 Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110

Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих ниже вариантах.

Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)

При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки
напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в
норме - 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле 5 - номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации равны:

Узел 8 - 0,093 (№ отпайки -0);

Узел 7 - 0,095 (№ отпайки -1);

Узел 9 - 0,095 (№ отпайки -1);

Узел 10 - 0,098 (№ отпайки -1).

Аварийный режим максимальных нагрузок - отключение одного из автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:

Узел 8 - 0,1 (№ отпайки -2);

Узел 7 - 0,1 (№ отпайки -4);

Узел 9 - 0,1 (№ отпайки -5);

Узел 10 - 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузок - отключение линии 5-1000. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:

Узел 8 - 0,1 (№ отпайки -5);

Узел 7 - 0,1 (№ отпайки -4);

Узел 9 - 0,1 (№ отпайки -4);

Узел 10 - 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузок - отключение одного из трансформаторов узла 10. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:

Узел 8 - 0,095 (№ отпайки -2);

Узел 7 - 0,095 (№ отпайки -2);

Узел 9 - 0,095 (№ отпайки -2);

Узел 10 - 0,109 (№ отпайки -9).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3.

Таким образом, анализ установившихся режимов наилучшего варианта развития сети позволяет сделать вывод о том, что качество электроэнергии в выбранном варианте соответствует ГОСТ и дополнительных средств регулирования напряжения не требуется.

5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчёт токов короткого замыкания (ТКЗ) выполняется для обоснования выбора оборудования подстанций и средств релейной защиты и автоматики.

При расчёте ТКЗ обычно используются следующие допущения:

ѕ Не учитываются токи нагрузок, токи намагничивания трансформаторов, ёмкостные токи линий электропередач;

ѕ Не учитываются активные сопротивления генераторов;

ѕ Трёхфазная сеть рассматривается, как строго симметричная.

Схема замещения для расчёта ТКЗ составляется по расчётной схеме электрической сети. Все элементы сети замещаются соответствующим сопротивлением и указываются ЭДС источников питания. Затем схема сети сворачивается относительно точки КЗ, источники питания объединяются и находится эквивалентная ЭДС схемы Еэкв и результирующее сопротивление сети от источников питания до точки КЗ Zэкв. По найденным результирующим ЭДС и сопротивлению находится периодическая составляющая суммарного тока короткого замыкания:

(5.1)

Ударный ток короткого замыкания определяется как

(5.2),

где - ударный коэффициент, который составляет (табл.5.1).

Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены сверхпереходными ЭДС и сопротивлением (для блоков 200МВт равным 0,19о.е. и приведёнными к номинальному генераторному напряжению 15,75кВ). Параметры трансформаторов в расчётной схеме приведены к номинальному высшему напряжению, параметры линий электропередач определены по удельным сопротивлениям соответствующих сетей.

Определение периодической составляющей суммарного тока КЗ выполняется с использованием комплекса программы «TKZ3000» . Основные результаты расчёта токов приведены в таблице 5.1 и в приложении I-2.

Таблица 5.1 Токи трёхфазного короткого замыкания

6. ГЛАВНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

6.1 Основные требования к главным схемам распределительных устройств

Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта - это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между собой.

В общем случае элементы главной схемы электрических соединений можно разделить на две части:

Внешние присоединения (далее присоединения);

Генераторы, блоки генератор-трансформатор, линия электропередач, шунтирующие реакторы;

Внутренние элементы, которые в свою очередь можно разделить на:

Схемообразующие - элементы, образующие структуру схемы (коммутационная аппаратура - выключатели, разъединители, отделители и т.д., и токоведущие части - сборные шины, участки токопроводов, токоограничивающие реакторы);

Вспомогательные - элементы, предназначенные для обеспечения нормальной работы ГС (трансформаторы тока, напряжения, разрядники и т.д.).

Тенденция концентрации мощности на энергетических объектах остро ставит задачу проблемы надёжности и экономичности электрических систем (ЭЭС) в целом и в частности, проблему создания надёжных и экономичных главных схем электрических соединений энергообъектов и их распределительных устройств (РУ).

Благодаря уникальности объектов и значительной неопределённости исходных данных процесс выбора главной схемы - всегда результат технико-экономического сравнения конкурентно способных вариантов, цель которого - выявить наиболее предпочтительный из них с точки зрения удовлетворения заданного набора качественных и количественных условий. Учёт экономических, технических и социальных последствий, связанных с различной степенью надёжности ГС, представляет в настоящее время наибольшую сложность этапа технико-экономического сравнения схем. Это связано, в первую очередь, с недостаточностью исходных данных (особенно статистических характеристик надёжности), сложностью формулирования и определения показателей надёжности ГС в целом и ущербов от недоотпуска электроэнергии и от нарушений устойчивости параллельной работы ЭЭС.

Основные назначения схем электрических соединений энергообъектов заключается в обеспечении связи присоединений между собой в различных режимах работы. Именно это определяет следующие основные требования к ГС:

Надёжность - повреждение в каком-либо Присоединении или внутреннем элементе, по возможности, не должны приводить к потере питания исправных присоединений;

Ремонтопригодность - вывод в ремонт, какого либо Присоединения или внутреннего элемента не должны, по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижению надёжности их питания;

Гибкость - возможность быстрого восстановления питания исправных присоединений;

Возможность расширения - возможность подключения к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части;

Простота и наглядность - для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала;

Экономичность - минимальная стоимость, при условии выполнения выше перечисленных требований.

Анализ надёжности схем электрических соединений осуществляется путём оценки последствий различных аварийных ситуаций, которые могут возникнуть на присоединениях и элементах ГС. Условно аварийные ситуации в ГС можно разбить на три группы:

ѕ аварийные ситуации типа «отказ» - отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС, возникающий при нормально работающей ГС;

ѕ аварийные ситуации типа «ремонт» - ремонт какого-либо Присоединения или элемента ГС;

ѕ аварийные ситуации типа «ремонт+отказ» - отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС, возникающий в период проведения ремонтов элементов ГС.

Все известные в настоящее время ГС основаны на следующих принципах подключения присоединений:

ѕ присоединение коммутируется одним выключателем;

ѕ присоединение коммутируется двумя выключателями;

ѕ присоединение коммутируется тремя и более выключателями;

В настоящее время разработано минимальное количество типовых схем РУ, охватывающих большинство встречающихся в практике случаев проектирования ПС и переключательных пунктов и позволяющих при этом достичь наиболее экономичных унифицированных решений. Для разработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части ПС.

Применение типовых схем является обязательным при проектировании ПС. Применение нетиповых схем допускается при наличии соответствующих технико-экономических обоснований.

Проектирование схем РУ ПС сводится к выбору схемы из числа типовых в соответствии с правилами их применения.

6.2 Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения (РУВН)

К РУВН проектируемой подстанции подключаются две ВЛ и два трансформатора.

Подстанция относится к классу тупиковых подстанций. Для данного класса напряжения, набора внешних присоединений и мощности трансформаторов, с учётом того, что применение отделителей в условиях холодного климата не рекомендуется, принимаем к установке на проектируемой подстанции схему два блока линия трансформатор с неавтоматической перемычкой. (рис.6.1).

В нормальном режиме все коммутационное оборудование включено, за исключением разъединителей QS7 в ремонтной перемычке. ВЛ W1, W2 - линии, связывающие проектируемую подстанцию с энергосистемой.

Рассмотрим последствия аварийных ситуаций в данной схеме:

Отказ одного из трансформаторов (предположим Т1). При КЗ в Т1 происходит отключение выключателя Q1, питание потребителей подстанции осуществляется через Т2 с учётом его перегрузочной способностью.

Отказ одной линии связи с электростанцией (W1). При КЗ на W1 происходит отключение выключателя Q1, трансформатор Т1 теряет питание. После отключения W1 оперативный персонал отключает повреждённую линию линейным разъединителем, после этого замыкается ранее отключенный QS7, происходит включение Q1 иТ1 и восстанавливает питание.

Отказ одного из выключателей (Q1). При КЗ в Q1 отключается головной выключатель и W1. Питание всех потребителей подстанции осуществляется от W2 и Т2.

Таким образом, из приведённого анализа следует, что в выбранной схеме отсутствует простая (одиночная) аварийная ситуация, приводящая к отключению потребителей проектируемой подстанции.

Наиболее тяжёлой аварийной ситуацией является отказ одной питающих линий (W1) в период ремонта одного из трансформаторов (Т2), но и в этом случае имеется возможность обеспечить питание потребителей проектируемой подстанции от W2 через ремонтную перемычку QS7-QS8 и трансформатор Т1.

6.3 Выбор оборудования РУВН

В распределительных устройствах ПС содержится большое количество электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор аппаратов и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников - важнейший этап проектирования ПС, от которого в значительной степени зависит надёжность её работы.

Выбор выключателей на стороне ВН.

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатели предварительно выбираются по условиям работы: внутренняя или наружная установка, морозостойкость или тропическое исполнение, частота коммутаций, требуемые циклы АПВ (однократные, многократные, быстродействующие), степень быстродействия. Кроме того, решается вопрос о применении масляных или воздушных выключателей.

Согласно нормам технологического проектирования ПС в РУ 220кВ и ниже в большинстве случаев устанавливаются баковые маслообъёмные выключатели.

Выбор выключателей выполняется по следующим параметрам:

ѕ номинальное напряжение аппарата должно быть больше или равно напряжению установки;

ѕ номинальный ток аппарата должен быть больше или равен току максимальному нагрузки;;

ѕ ток отключения должен быть больше или равен току расчётному ;

ѕ ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше или равен ударному току;

ѕ термическая стойкость аппарата должна быть выше или равна термической стойкости, рассчитанной для точки короткого замыкания, где - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчёту; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу; -длительность протекания тока термической стойкости по каталогу.

Рассчитаем максимальный ток нагрузки:

(6.1)

где - максимальная нагрузка подстанции, МВ*А

-номинальное напряжение с высокой стороны трансформатора, кВ

Ток короткого замыкания:

Iк.з. = 4,152кА из табл.5.1

Ударный ток короткого замыкания определяется как

(6.2)

где - ударный коэффициент, который составляет (табл. 5.1).

Тепловой импульс в точке короткого замыкания:

(6.3)

где

- время действия релейной защиты, с

- время отключения выключателя, с

- постоянная затухания апериодической составляющей тока К.З., зависящая от соотношения между X и R цепи.

Из справочника [1] выбираем масляный выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 и проверим его параметры с расчётными величинами.

Таблица 6.1 Выбор выключателей на стороне 110кВ

Выбор разъединителей на стороне ВН.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединители позволяют производство следующих операций:

ѕ отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

ѕ зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

ѕ нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже. К разъединителям предъявляются следующие требования:

ѕ создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

ѕ электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;

ѕ исключение самопроизвольных отключений;

ѕ чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер).

Выбор разъединителей выполняется:

ѕ по напряжению установки: ;

ѕ по току: ;

ѕ по конструкции;

ѕ по электродинамической стойкости:;

ѕ по термической стойкости:.

Из справочника [1] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1 и проверяем его параметры с расчётными величинами.

Таблица 6.2 Выбор разъединителей

Выбор трансформатора тока.

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

Трансформатор тока выбирают:

ѕ по напряжению установки ;

ѕ по току , ;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

ѕ по конструкции и классу точности;

ѕ по электродинамической стойкости:

;

где - ударный ток КЗ по расчёту;

- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- номинальный первичный ток трансформатора тока;

- ток электродинамической стойкости.

ѕ по термической стойкости

;

где - тепловой импульс по расчёту;

- кратность термической стойкости по каталогу;

- время термической стойкости по каталогу;

- ток термической стойкости;

ѕ по вторичной нагрузке ,

где -вторичная нагрузка трансформатора; - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых невелико, поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

(6.4)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(6.5)

где - мощность потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора

Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

,(6.6)

откуда (6.7)

Сечение соединительных проводов определяем по формуле:

(6.8)

где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока.

Таблица 6.3 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:

Ом

Для ТФЗМ 110-У1 Ом

Допустимое сопротивление провода: Ом

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м, трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому , тогда

мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2

Ом

Таким образом, вторичная нагрузка составляет:

Ом

Таблица 6.4 Расчёт трансформатора тока 110кВ

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 300/5А, класс точности 0,5Р,10Р/10Р.

Выбор трансформатора напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

ѕ по напряжению установки ;

ѕ по конструкции и схеме соединения обмоток;

ѕ по классу точности;

ѕ по вторичной нагрузке ,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, принимается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенная мощность одного трансформатора;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА.

Нагрузка приборов определяется по формуле:

(6.9)

Таблица 6.5 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ВА.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами

=110кВ

ѕ номинальное напряжение обмотки:

ѕ первичной -110000/v3В;

ѕ основной вторичной - 100/v3В;

ѕ дополнительной вторичной - 100В;

ѕ номинальная мощность в классе точности 0,5 =400ВА.

ѕ предельная мощность 2000ВА.

Выбор токоведущих частей. Токоведущие части со стороны 110кВ выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.

[1] при Тmax=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия.

(6.10)

где- ток нормального режима, без перегрузок;

- нормированная плотность тока, А/мм2

(6.11)

мм2

Принимаем сечение АС-185/24,

Проверяем провод по допустимому току

229А<520А

Проверка на схлёстывание не выполняется, так как <50кА.

Проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка на коронирование.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см

(6.12)

где - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82).

- радиус провода

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:

(6.13)

где - линейное напряжение,кВ

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз ,

где - расстояние между соседними фазами, см.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более .

Таким образом, условие образования короны можно записать в виде:

кВ/см

кВ/см

17,63<29,22

Таким образом провод АС-185/24 по условиям короны проходит.

6.4 Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения (РУНН)

В РУ 10кВ в основном применяется схема с одной секционированной системой шин. Как правило, число секций соответствует числу источников питания. Для облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий, для снижения сечения кабелей за счёт ограничения ТКЗ, и для обеспечения надёжной работы релейной защиты на ПС применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций. Если для ограничения ТКЗ устанавливаются трансформаторы с расщеплёнными обмотками, то применяются две одиночные, секционированные выключателем, системы шин.

В проектируемой схеме для ограничения ТКЗ принимаем следующие мероприятия:

ѕ используем расщепление обмоток НН;

ѕ используем две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин;

ѕ отключим секционные выключатели.

Выбираем схему РУ 10кВ - две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин, с раздельной работой двух трансформаторов и используем расщепление обмоток на НН.

6.5 Выбор оборудования РУ НН

Выбор выключателей на стороне НН.

Рассчитаем максимальный ток нагрузки, который будет протекать через вводные и секционные выключатели при отключенном трансформаторе и включенных секционных выключателях.

При равномерном распределении нагрузки между расщеплёнными обмотками трансформатора максимальный рабочий ток для цепей ввода и секционных выключателей