Главная Коллекция "Otherreferats" Физика и энергетика Проектирование подстанции

Проектирование подстанции

Определение величин и координат центров электрических нагрузок, числа и мощности трансформаторов. Разработка и структура электрической схемы главной понизительной подстанции. Определение сечения воздушных линий 110 Кв, выбор и обоснование оборудования.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 14.05.2015
Размер файла 340,7 K

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор исходных данных для проектирования

электрический трансформатор подстанция

Таблица 1. Распределение нагрузок (%) по категориям надежности электроснабжения

№ корпуса

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1 категория

5

0

0

0

0

0

0

5

0

30

17

0

2 категория

80

10

5

85

90

90

100

95

80

55

75

100

3 категория

15

90

95

15

10

10

0

0

20

15

10

0

Таблица 2. Установленные мощности электроприёмников (ЭП) корпусов (вариант 9)

№ корпуса

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Руст, кВт

5400

840

1600

7600

11600

11000

1400

1560

10600

6600

13500

500

Таблица 3. Коэффициенты использования по корпусам предприятия (вариант 9)

№ корпуса

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

kи

0,49

0,38

0,4

0,5

0,49

0,44

0,43

0,53

0,59

0,57

0,41

0,65

Таблица 4. Коэффициенты реактивной мощности () по корпусам предприятия (вариант 9)

№ корпуса

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

tg

0,88

0,48

0,49

0,59

0,61

0,75

0,58

0,88

0,95

0,75

0,59

0,67

Таблица 5. Максимально допустимая энергоснабжающей организацией реактивная нагрузка Qmax на вводах 10 кВ ГПП в часы максимума

Вариант

9

Qmax, Mвар

15,5

Для всех корпусов эффективное число электроприемников (ЭП) принять nэ > 50. По площади корпусов вся нагрузка распределена равномерно. Число часов использования максимума нагрузки предприятия Тм = 3800 ч/год.

Источник питания - шины 110 кВ районной подстанции.

Таблица 6. Мощность КЗ SКЗ на шинах 110 кВ районной подстанции

Вариант

0

SКЗ, МВА

800

Таблица 7. Длина трассы ВЛ-110 кВ от районной подстанции до предприятия

Вариант

0

Длина трассы L, км

8

Внешнее электроснабжение выполнить двухцепной ВЛ-110 кВ.

Таблица 8. Расположение районной подстанции относительно предприятия

Вариант

0

Расположение

Справа

Таблица 9. Ситуационный план (см. рис.1) предприятия (расположение корпусов)

Вариант

0

Ситуационный план

Рис.1,б

Рис. 1. Ситуационный план предприятия (расположение корпусов)

2. Определение величин и координат центров электрических нагрузок

2.1 Определение средних нагрузок корпусов за максимально загруженные смены

Pсм i = kи i · Руст i (1)

Qсм i = tg цi · Pсм i (2)

где: Pсм i и Qсм i - средние нагрузки за максимально загруженные смены;

i = 1 … 12.

Ниже приведен расчет для 1-го цеха, для остальных цехов расчет производим идентично. Полученные данные расчетов заносим в табл. 10.

Pсм i = ku1 Руст i = 0,49 · 5400 = 2646 кВт

Qсм i = tg ц1 · Pсм i = 0,88 · 1960 = 2328 кВар.

2.2 Определение расчетных нагрузок корпусов

Pр i = Кр · Рсм i (4)

Qр i = Кр · Qсм i (5)

где: Кр - коэффициент расчетной активной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов;

Кр - коэффициент расчетной реактивной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов. Примем Кр = Кр.

Так как эффективное число приемников n >50, следовательно при KИ < 0.5, KР = 0.7; при KИ > 0.5, KР = 0.8 (Таблица 3). Для цеха №1 имеем

Pp1=Кp · Рсм 1 = 0,75 · 2646 = 1984 кВт;

Qp1 = Кp · Qсм 1 = 0,75 · 2328 = 1746 кВар.

2.3 Определение расчетной нагрузки для выбора цеховых трансформаторов

, (6)

где S рi - полная расчетная нагрузка i-го цеха. Для цеха №1 имеем

кВА;

2.4 Определение потерь в цеховых трансформаторах и цеховых сетях

ДРц 0,03 · Sрi (7)

ДQц 0,1 · Sрi. (8)

где: ДРц, ДQц - потери мощности в цеховых трансформаторах и цеховых сетях

ДРц =0,03 · Sрi = 0,03 · 41983 = 1259,5 кВт

ДQц =0,1 · Sрi= 0,1 · 41983 = 4198,3 кВар

2.5 Определение полной расчетной мощности силовой нагрузки на стороне 10 кВ

Pр10 = Ко (Р р10 i + ДРц); (9)

Q р10 = Ко (Q р10 i + ДQц) (10),

где: Ко - коэффициент одновременности максимумов, зависящий от коэффициента использования Ки по предприятию в целом.

Величина коэффициента Ки рассчитывается по формуле

(11)

При Ки < 0,5 Ко =0,8

Pр10 = Ко (Рр i + ДРц)= 0.8·(30547,94+1259,49)= 25445,9 кВт

Q р10 = Ко (Qр i + ДQц)= 0.8·(24258,5+4198,3)= 22765,4 кВар

(12)

кВА

Таблица 10

№

Руст, кВт

kи

tg

Рсм, кВт

Qсм, квар

Рр, кВт

Qр, квар

Sр, кВA

Кр Кр

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

5400

0,49

0,88

2646

2328

1984

1746

2642

0.75

2

840

0,38

0,48

532

202,16

372,4

141,51

398,38

0.7

3

1600

0,4

0,49

800

360

560

252

614,1

0.7

4

7600

0,5

0,59

5000

1700

3750

1275

3960,82

0.75

5

11600

0,49

0,61

6566

5581,1

4925,5

4185,8

6463,1

0.75

6

11000

0,44

0,75

5280

4012,8

3696

2808,96

4642,27

0.7

7

1400

0,43

0,58

619,2

272,448

433,44

190,71

473,54

0.7

8

15600

0,53

0,88

5936

5639,2

4452

4229,4

6140,69

0.75

9

10600

0,59

0,95

7080

5522,4

5664

4417,9

7183,23

0.8

10

6600

0,57

0,75

4560

3100,8

3648

2480,64

4411,52

0.8

11

13500

0,41

0,59

6560

4001,6

4592

2801,12

5378,92

0.7

12

500

0,65

0,67

390

245,7

312

196,56

368,75

0.8

92040

45283,2

32342,61

30547,94

24258,5

41983,19

2.6 Построение картограммы электрических нагрузок цехов

Картограмму нагрузок строим на чертеже плана предприятия в условном масштабе с таким расчетом, чтобы можно было разместить его на чертеже формата А4. В качестве осей координат Х и Y принимаем нижнюю и левую границы территории предприятия (рис. 2).

Центры электрических нагрузок цехов находятся в их центре, т.к., по условию, вся нагрузка распределена равномерно по площади корпусов. Обозначаем их на чертеже крестиком.

Для построения картограммы нагрузок выбираем масштаб m = 2

Находим радиусы картограммы нагрузки каждого цеха:

. (13)

.

Для остальных цехов радиусы картограммы находим аналогично, полученные значения заносим в табл. 11.

Пользуясь найденными значениями радиусов, на чертеже описываем окружности вокруг центров электрических нагрузок соответствующих цехов, совпадающих с их геометрическими центрами.

2.7 Определение координат центра энергетических нагрузок предприятия (ЦЭНП)

С учетом выбранного на рис. 2 масштаба (о.е. ~ 1 мм) снимаем координаты центров электрических нагрузок относительно начала осей координат X и Y - x, мм и y, мм и заносим полученные результаты в табл.11. В эту же таблицу вносим значения РР и радиусы центров Ri расчетных нагрузок цехов.

Таблица 11

№ корпуса

Рр, кВт

Ri, мм

мм

мм

Р*Х

Р*У

1

1984

15

136,5

214,55

270655

425667,2

2

372,4

6,5

119,35

26,25

24127,6

5306,7

3

560

8,0

108,15

184,45

38934

66402

4

3750

20,6

149,8

145,95

561750

547312,5

5

4925,5

23,6

56

214,55

275772

1056551,3

6

3696

20,5

39,55

78,4

143589,6

289766,4

7

433,44

7,0

80,15

187,95

34740,3

81464,95

8

4452

22,5

39,55

37,45

176076,6

166727,4

9

5664

25,3

53,2

150,15

301324,8

850449,6

10

3648

20,3

21

150,15

76608

547747,2

11

4592

22,8

121,8

77,7

559305,6

356798,4

12

312

6,0

82,6

142,8

25771,2

44553,6

30548

2418654,7

4328468,6

Координаты центра электрических нагрузок предприятия вычисляются по формулам:

(14)

. (15)

Находим произведения расчетных нагрузок цехов на координаты x и y.

Рр1 · x1 = 1984 · 136,5 = 270655 кВ·А · мм;

Р р1 · y1 = 1984 · 214,55 = 425667,2 кВ·А · мм;

Для остальных цехов производим идентичные расчеты, сводя их в таблицу 11.

В результате, координаты центра нагрузок предприятия:

Полученная в результате расчетов картограмма нагрузок предприятия изображена на рисунке 2 (о.е. ~ 1 мм), где ЦЭН-1...12 - центры электрических нагрузок отдельных цехов; ЦЭНП - центр электрической нагрузки предприятия в целом.

Рис.2. Картограмма нагрузок предприятия: ЦЭН-1...12 - центры электрических нагрузок отдельных цехов; ЦЭНП - центр электрической нагрузки предприятия в целом; о.е. ~ 1 мм

Известные координаты центра электрических нагрузок предприятия (ЦЭНП) позволяют разместить вблизи ЦЭНП главную понижающую подстанцию (ГПП) (см. рис. 7). Это делается для того, чтобы, во-первых, подвести к ней питание от ВЛ-110 кВ напрямую со стороны районной подстанции (справа от предприятия) и, во-вторых, сократить протяженность кабельных трасс распределительных сетей 10 кВ, уменьшив тем самым расход проводникового материала и снизив потери электрической энергии.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

3.1 Выбор количества трансформаторов ГПП

В цехах предприятия большинство установленных потребителей относятся к первой и второй категории. Следовательно, в соответствии с ПУЭ, должно быть не менее двух независимых источников питания.

Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с большим числом трансформаторов. Исходя из этого, принимаем к установке 2 трансформатора. Применим трансформаторы с масляным охлаждением. Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции. Поэтому при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.

3.2 Расчет мощности и выбор трансформаторов ГПП

В послеаварийном режиме (при отключении 1-го трансформатора) для надежного электроснабжения потребителя предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора, может быть отключена.

Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы его загрузка соответствовала наиболее экономичному режиму, который в значительной степени зависит от стоимости потерь электроэнергии.

В послеаварийном режиме для трансформаторов допускаются перегрузки в зависимости от охлаждения и эквивалентной температуры окружающего воздуха, а также от продолжительности работы с перегрузкой в течение суток. Эти перегрузки определяются по паспорту, а более точно - по суточным графикам нагрузки за характерные сутки (зимние и летние). При проверке загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме следует иметь в виду, что на период ликвидации аварии разрешается отключать часть потребителей 3 категории.

Номинальная мощность трансформатора на подстанции, с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется по выражению

(16)

где Sр10 - расчетная полная нагрузка на стороне 10 кВ трансформаторов ГПП; k1,2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категорий; kп = 1,4 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов.

Коэффициент k1,2 определяется по следующей формуле

(17)

Расчетные значения нагрузок сведены в таблицу 12.

Таблица 12

№

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

?

k1,2i

0,85

0,1

1

0,85

0,9

0,9

1

1

0,8

0,85

0,9

0,05

Sрi10

2245

39,8

614

3366

5816

4178

473

6140

5746

3749

4841

18,4

36418

.

Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трехфазный двухобмоточный трансформатор с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 25000 кВ·А, класса напряжения 110 кВ, технические данные которого представлены в таблице 13 [2, 3].

Таблица 13

Тип

, кВ·А

Напряжения обмоток, кВ

Потери мощности, кВт

uк,%

iхх,%

ВН

НН

ТРДН-25000/110

25000

115

10.5-10.5

25

120

10,5

0,65

4. Электрическая схема главной понизительной подстанции (ГПП)

4.1 Обоснование и выбор схемы

Главные понизительные подстанции, питающие крупные промышленные предприятия, включают в себя распределительные устройства на напряжение 35...220 и 6 (10) кВ, главные трансформаторы на напряжение 35...220/6 (10) кВ, трансформаторы собственных нужд на напряжение 6 (10)/0,4 кВ, конденсаторные батареи напряжением 6 (10) кВ, шиты управления электроснабжением, мастерские и т.д.

На ГПП, как правило, устанавливают два одинаковых трансформатора на 35...220/6 (10) кВ. Необходимость двух трансформаторов обусловлена тем, что на современных промышленных предприятиях преобладают нагрузки второй категории и обычно имеются нагрузки первой категории, для питания которых необходимо иметь два независимых источника. Установка более двух трансформаторов неэкономична и применяется в основном лишь при расширении предприятия. Главные понизительные подстанции размещают вблизи центра нагрузки.

При установке на ГПП двух трансформаторов, питаемых от разных линий электропередачи, создается возможность применения надежных и высокоэкономичных упрощенных схем: блока линия 35...220 кВ -- трансформатор ГПП и блока линия на 35... 220 кВ -- трансформатор ГПП -- токопровод на 6 (10) кВ. Эти схемы не содержат сборных шин и выключателей на стороне первичного напряжения ГПП, а на стороне вторичного напряжения 6 (10) кВ обычно имеют одиночную секционированную систему шин или токопроводы от каждого трансформатора. Одно- трансформаторные ГПП можно применять при наличии возможности обеспечить резервное питание нагрузок первой и второй категорий по сети напряжением 6 (10) кВ от соседних подстанций или ТЭЦ. Экономичность подобных схем и индустриализация монтажа возросли в связи с изготовлением их в виде блочных подстанций типа КТПБ.

На рис. 3  приведена базовая электрическая схема ГПП напряжением 110/1 кВ, подходящая для рассматриваемого предприятия, обеспечивающая получение электроэнергии от энергосистемы 110 кВ по двум радиальным линиям ВЛ1 и ВЛ2 [4].

Трансформаторы Т1, Т2, указанные на данной схеме, подключают к линиям только через разъединители QS1, QS2 РЛНД (разъединитель с линейным контактом, наружной установки, двухколонковый), так как при радиальной схеме нет необходимости в отделителях. Перемычка между цепями напряжением 110 кВ, позволяет питать каждый трансформатор не только от своей, но и от другой линии. По условиям ремонта в перемычку включают последовательно два разъединителя (на схеме QS3, QS4). Согласно СН 174-75, следует применять в основном схему без перемычки напряжением 110 кВ, но допускается использование ее в тех случаях, когда по условиям работы ГПП возникает необходимость в питании двух трансформаторов от одной линии, например при загрузке трансформаторов свыше 70%, когда при отключении одного из них нагрузка другого превышает 140%.

На вводах к трансформаторам устанавливают короткозамыкатели QK1, QK2: в сетях с глухозаземленной нейтралью -- в одной фазе, в сетях с изолированной нейтралью -- в двух. Короткозамыкатель автоматически включается при срабатывании релейной защиты в результате внутренних повреждений в трансформаторе ГПП, к которым нечувствительна защита с помощью головных выключателей линий ВЛ1 и ВЛ2 энергосистемы. При включении короткозамыкателя создается искусственное короткое замыкание на входах высшего напряжения (ВН) трансформатора. На такое короткое замыкание реагирует релейная защита линии в системе и отключает соответствующую линию.

Двухобмоточные трансформаторы ГПП имеют схему соединения обмоток Y/?-11 или Y0/?-11. Включение нейтралей трансформаторов 110 кВ на землю осуществляется через однополюсные разъединители QS5, QS6 типа ЗОН.

Число включенных на землю нейтралей регулируют так, чтобы ток одно- и двухфазного коротких замыканий на землю не превышал установленные пределы. Для защиты изоляции трансформаторов от пробоя при возникновении перенапряжения в период работы с разземленной нейтралью предусмотрены разрядники FV2, FV3 в нейтрали. Кроме того, разрядники устанавливают на вводе ВН трансформаторов во всех трех фазах для защиты от набегающих по линиям волн перенапряжений (на схеме FV1, FV4).

Сборные шины напряжением 10 кВ ГПП секционированы выключателем QB1. Благодаря этому при повреждении или ремонте сборных шин отключается только одна секция и все основные электроприемники получают питание от другой секции.

При внезапном исчезновении напряжения на одной секции, например при отключении питающей линии, с помощью устройств АВР включается секционный выключатель, обеспечивая питание секции. Секционный выключатель QB1 выбирают по нагрузке одной секции шин, а выключатель ввода трансформатора -- по нагрузке двух секций в послеаварийном режиме ГПП. Для ограничения токов короткого замыкания секционный выключатель нормально отключен.

Рис. 3. Схема ГПП напряжением 110/10 кВ с секционированной системой шин на стороне напряжения 10 кВ

Трансформаторы ГПП подключают к сборным шинам вторичного напряжения 10 кВ через масляные выключатели QF1 и QF2 и разъединители QS7 и QS8. Если требуется ограничение тока короткого замыкания в сети предприятия напряжением 10 кВ, то между выключателями и разъединителями ввода включают трехфазные бетонные реакторы LR1, LR2.

Контроль за величиной напряжения на стороне 10 кВ осуществляется с помощью измерительных трансформаторов напряжения TV1 и TV2. Трансформаторы ТСН1 и ТСН2 обеспечивают собственные нужды ГПП.

При сооружении мощных ГПП на небольшом (несколько километров) расстоянии от районных подстанций или электростанций можно отказаться от установки каких-либо коммутационных аппаратов (за исключением разъединителей) на вводе напряжением 110 кВ к главным трансформаторам. Функции защиты и отключения трансформаторов, так же как и линий, передаются головному выключателю ГПП питающей линии.

При срабатывании релейной защиты трансформатора ГПП отключающий импульс передается на головной выключатель линии по высокочастотным каналам или специально построенной для этого линии связи.

Согласно СН 174-75, при напряжении 110 кВ и выше в условиях нормальной окружающей среды применяют открытые подстанции.

Территориально главные понизительные подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузки, насколько это позволяют планировка предприятия, подвод воздушных линий и состояние окружающей среды.

4.2 Режимы работы нейтралей трансформаторов ГПП

Сети напряжением 110 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью. Поэтому нейтрали трансформаторов ГПП на стороне 110 кВ соединяются с землей через заземляющий разъединитель. Режим заземления или разземления нейтрали трансформаторов определяется диспетчером энергосистемы.

Сети 10 кВ работают с изолированной или компенсированной (заземленной через индуктивность) нейтралью [1]. Режим компенсированной нейтрали принимается при токе однофазного замыкания на землю, превышающем 20 А. Величина этого тока в амперах для кабельной сети 10 кВ ориентировочно может быть оценена как

(18)

где U - номинальное напряжение сети, кВ; lК - суммарная длина электрически связанных кабельных линий, км.

По ситуационному плану ориентировочно оценим суммарную длину кабельной сети на стороне 10 кВ.

Следовательно, на стороне 10 кВ выбираем режим с компенсированной (заземленной через индуктивность) нейтралью.

5. Определение сечения проводов воздушных линий 110 Кв

5.1 Потери мощности в трансформаторах ГПП определяются их нагрузкой Sр10 и паспортными данными

(19)

(20)

где ,- Потери мощности в трансформаторах ГПП

5.2 Расчетная нагрузка трансформаторов на стороне 110 кВ

(21)

где - Расчетная нагрузка на стороне 110 кВ трансформаторов

5.3 Ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ

, (22)

где IВЛ - ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ

Для ВЛ напряжением выше 1кВ применяются, как правило, сталеалюминиевые провода.

Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираем из таблицы 8.1 [1] по экономической плотности тока, в соответствии к которой экономическое сечение провода

, мм2. (23)

, мм2

Принимаем для ВЛ сталеалюминевые провода АС-120/19, для которого

Допустимый длительный ток для провода АС-120 составляет Iдоп 390 А. При отключении 1 цепи ВЛ в послеаварийных режимах или ремонтных режимах ток в цепи составит

IВЛ па = 2IВЛ = 180,8 А

Выбранное сечение должно удовлетворять следующему условию:

q > qкор (24)

где q - расчетное сечение провода ВЛ 110 кВ

qкор - минимально допустимое по условию коронирования сечение провода ВЛ 110 кВ, составляет qкор = 70 мм2 3. Следовательно

120 мм2 = q > qкор = 70 мм2.

Выбранное сечение должно также удовлетворять следующему условию:

q > qмех (25)

где qмех - минимально допустимое по условию механической прочности сечение провода зависит от района по гололеду [3]. Для двухцепных линий qмех= 120 мм2, то есть

q = 120 мм2 = qмех = 120 мм2.

Выбранное сечение должно также удовлетворять следующему условию:

Iдоп > IВЛ па (26)

где IВЛ па - ток послеаварийного (ремонтного) режима. Условие (26) выполняется, так как

Iдоп = 390 > IВЛ па= 180,2 А

Паспортные технические данные провода указаны ниже в таблице 14 [ 8 ]:

Таблица 14

Марка провода

Iдоп

r0

x0

b0 •10-6

А

Ом/км

Ом/км

См/км

АС-120/19

390

0,244

0,427

2.658

Где r0 - погонное активное сопротивление провода;

x0 - погонное реактивное сопротивление провода;

b0 - погонная емкостная проводимость провода;

Iдоп - допустимый длительный ток провода.

6. Расчет токов КЗ

Расчет токов КЗ выполняется в предположении, что ни в одном из режимов параллельная работа элементов схемы электроснабжения не предусматривается.

Расчетная схема включает в себя (см. рис.4) питающую систему С, линию электропередачи W, трансформатор Т (рис. 4, а). Для проведения расчетов составляется схема замещения (рис. 4, б), в которой элементы расчетной схемы представлены ЭДС системы ЕС и сопротивлениями ZС, ZW и ZТ. Расчетные точки КЗ (К1 и К2) указаны на рис. 3

а) б)

Рис. 4. Расчетная схема (а) и схема замещения (б)

6.1 Выбор базисных условий

Поскольку схема охватывает две ступени напряжения, расчеты целесообразно выполнять в относительных базисных единицах (о.е.). В качестве независимых базисных величин выбираются базисная мощность Sб и базисное напряжение Uб.

Базисная мощность выбирается из соображений возможного сокращения вычислительной работы. Здесь целесообразно принимать значения 100, 1000 MBА и т.д., мощность SКЗ на шинах районной подстанции или номинальную мощность трансформатора ГПП.

Базисное напряжение рекомендуется принимать равным среднему номинальному значению на каждой ступени напряжения Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ.

Базисные значения токов, кА, рассчитываются по выражениям:

(27)

(28)

6.2 Сопротивления схемы

Система:

(29)

(30)

Линия:

(31)

(32)

Трансформатор с расщеплением вторичной обмоткой:

(33)

(34)

где 3,5 - коэффициент расщепления [1].

Суммарные сопротивления цепи до точки К1:

х1 = хС + хW (37)

х1 = хС + хW = 1+ 0.36 = 1.36

r1 = rС + rW (38)

r1 = rС + rW = + = 0.224

(39)

Суммарные сопротивления цепи до точки К2:

х2 = хС + хW + хТ (40)

х2 = 1+ 0.36 +7.87 = 9.23

r2 = rC + rW + rT (41)

r2 = 0,02 + 0,204 + 0.096=0.32

(42)

Для оценки влияния на ток КЗ активных сопротивлений следует вычислить отношения и . При условии активным сопротивлением при расчете тока КЗ можно пренебречь.

6.3 Расчет значений токов КЗ

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точках К1 и К2, кА,

(43)

(44)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К3, с,

(45)

(46)

Ударные коэффициенты

(47)

(48)

Ударные токи К3, кА

(49)

(50)

7. Выбор оборудования распределительных устройств

7.1 Выбор выключателей на напряжение 110 кВ

Аппараты и проводники электроустановок должны соответствовать окружающей среде и роду установки, иметь необходимую прочность изоляции, выдерживать токовую нагрузку длительного режима и токи КЗ, удовлетворять требованиям технико-экономической целесообразности и др.

Технические данные выбранного выключателя представлены ниже в таблице 15.

Таблица 15

Условия выбора

Выключатель типа ВГТ-110-40/2500У1

Справочный параметр

Расчетный параметр

Uном ? Uном уст

Uном = 110 кВ

Uном уст = 110 кВ

Iном ? I max

Iном = 2500 А

I max = 180,2 А

Iном откл > Iп0

Iном откл = 40 кА

Iп0 = 3,64 кА

iдин > iу

iдин = 102 кА

iу = 8,24 кА

I2терм. tтерм > Вк

I2терм ·tтерм = 4800 кА2 ·с

Вк =9,1 кА2 ·с

Проверка выключателей со стороны 110 кВ осуществляется:

- по номинальному напряжению установки:

Uном ? Uном уст

где: Uном - номинальное напряжение аппарата; Uном уст - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат. В нашем случае

Uном = 110 кВ = Uном уст = 110 кВ.

- по наибольшему току длительного режима:

Iном а ? Imax уст

где Iном а - номинальный ток аппарата, приводимый в справочных или каталожных данных;

Imax уст - наибольший длительный ток аппарата, определяемый по условиям послеаварийного или ремонтного режима установки. В нашем случае

Iном а = 2500 А > Imax уст = 180,2 А.

- по отключающей способности периодической составляющей тока К3:

Iном откл > Iп, (51)

где Iном откл - номинальный ток отключения выключателя, приводимый в справочных или каталожных данных выключателя;

Iп - действующее значение периодической составляющей расчетного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя.

Для систем электроснабжения в большинстве расчетных случаев можно принять Iп = Iп0. В нашем случае

Iном откл = 40 кА > Iп = 3,64 кА.

- по отключающей способности полного тока КЗ (суммы апериодической и периодической составляющей):

I2терм. tтерм > Вк (52)

где Iтерм - ток термической стойкости; tтерм - время протекания тока термической стойкости; Вк - расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Параметры I2терм и tтерм принимаются по справочным данным выключателя. Тепловой импульс вычисляется по формуле

Вк = Iп02 [tк + Ta], (53)

Защита цеховых трансформаторов ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02-0,04 с.

Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности ?t = 0,3 с. В общем случае

tзащ = tпп + n?t

I2терм. tтерм = 4800 кА2·с

Вк = 3,642 [0,67 + 0,02] = 9,1 кА2·с

tзащ = 0,04 + (2Ч0,3) = 0.64

tК = 0,64 + 0,03= 0,67 сек

где tк = tзащ + tc.в - время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключения выключателя tc.в.

- По электродинамической стойкости к току К3:

iдин > iу (54)

где iу - расчетный ударный ток КЗ;

iдин - амплитудное значение тока динамической стойкости, принимаемое из каталожных данных выключателя. Откуда следует, что

iдин = 102 кА > iу = 8,24 кА

Вывод - выбранный выключатель ВГТ-110-40/2500У1 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

7.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Технические данные выбранного выключателя представлены ниже в таблице 16.

Таблица 16

Условия выбора

Выключатель типа ВБЧЭ-10-31,5/2500

Справочный параметр

Расчетный параметр

Uном ? Uном уст

Uном = 10 кВ

Uном уст = 10 кВ

Iном ? I max

Iном = 2500 А

I max = 2023 А

Iном откл > Iп0

Iном откл = 31,5 кА

Iп0 = 5,95 кА

iдин > iу

iдин = 81 кА

iу = 15,9 кА

I2терм. tтерм > Вк

I2терм. tтерм = 2976 кА2 ·с

Вк =15,9 кА2 ·с

Проверка выключателей со стороны 10 кВ осуществляется:

- по номинальному напряжению установки:

Uном ? Uном уст

где: Uном - номинальное напряжение аппарата; Uном уст - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат. В нашем случае

Uном = 10 кВ = Uном уст = 10 кВ.

- по наибольшему току длительного режима:

Iном а ? Imax уст

где Iном а - номинальный ток аппарата, приводимый в справочных или каталожных данных;

Imax уст - наибольший длительный ток аппарата, определяемый по условиям послеаварийного или ремонтного режима установки. В нашем случае

Iном а = 2500 А > Imax уст = 2023 А.

- по отключающей способности периодической составляющей тока К3:

Iном откл > Iп, (51)

где Iном откл - номинальный ток отключения выключателя, приводимый в справочных или каталожных данных выключателя;

Iп - действующее значение периодической составляющей расчетного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя.

Для систем электроснабжения в большинстве расчетных случаев можно принять Iп = Iп0. В нашем случае

Iном откл = 31500 кА > Iп = 5,95 кА.

- по отключающей способности полного тока КЗ (суммы апериодической и периодической составляющей):

I2терм. tтерм > Вк (52)

где Iтерм - ток термической стойкости; tтерм - время протекания тока термической стойкости; Вк - расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Параметры I2терм и tтерм принимаются по справочным данным выключателя. Тепловой импульс вычисляется по формуле

Вк = Iп02 [tк + Ta], (53)

Защита цеховых трансформаторов ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02-0,04 с.

Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности ?t = 0,3 с. В общем случае

tзащ = tпп + n?t

I2терм. tтерм = 2976 кА2·с

Вк = 5,952 [0,43 + 0,02] = 15,9 кА2·с

tзащ = 0,04 + 0,3 = 0.34

tК = 0,34 + 0,09= 0,43 сек

где tк = tзащ + tc.в - время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключения выключателя tc.в.

- По электродинамической стойкости к току К3:

iдин > iу (54)

где iу - расчетный ударный ток КЗ;

iдин - амплитудное значение тока динамической стойкости, принимаемое из каталожных данных выключателя. Откуда следует, что

iдин = 81 кА > iу = 15.9 кА

Вывод - выбранный выключатель типа ВБЧЭ-10-31,5/2500 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

7.3 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

Технические данные выбранного разъединителя представлены ниже в таблице 17.

Таблица 17

Условия выбора

Разъединитель типа РДНЗ-110(Б)/1000(н)УХЛ1

Справочный параметр

Расчетный параметр

Uном ? Uном уст

Uном = 110 кВ

Uном уст = 110 кВ

Iном ? I max

Iном = 1000 А

I max = 180,2 А

Iскв > iу

Iскв = 80 кА

iу = 8,24 кА

I2терм. tтерм > Вк (главные ножи)

I2терм. tтерм = 2976 кА2 ·с

Вк = 9,1 кА2 ·с

I2терм. tтерм > Вк (заземляющие ножи)

I2терм. tтерм = 992 кА2 ·с

Вк = 9,1 кА2 ·с

Проверку выбранного разъединителя проведем:

- по номинальному напряжению установки:

Uном ? Uном уст

где: Uном - номинальное напряжение аппарата; Uном уст - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат. В нашем случае

Uном = 110 кВ = Uном уст = 110 кВ.

- по наибольшему току длительного режима:

Iном а ? Imax уст

где Iном а - номинальный ток аппарата, приводимый в справочных или каталожных данных;

Imax уст - наибольший длительный ток аппарата, определяемый по условиям послеаварийного или ремонтного режима установки. В нашем случае

Iном а = 1000 А > Imax уст = 180,2 А.

- по термической стойкости:

I2терм. tтерм > Вк (52)

где Iтерм - ток термической стойкости; tтерм - время протекания тока термической стойкости; Вк - расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Параметры I2терм и tтерм принимаются по справочным данным выключателя. Тепловой импульс вычисляется по формуле

Вк = Iп02 [tк + Ta], (53)

Защита цеховых трансформаторов ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02-0,04 с.

Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности ?t = 0,3 с. В общем случае

tзащ = tпп + n?t

I2терм. tтерм = 2976 кА2·с

Вк = 3,642 [0,67 + 0,02] = 9,1 кА2·с

tзащ = 0,04 + 2. 0,3 = 0.64

tК = 0,64 + 0,03= 0,67 сек

где tк = tзащ + tc.в - время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключения выключателя tc.в.

- По электродинамической стойкости к току К3:

iскв > iу (54)

где iу - расчетный ударный ток КЗ;

iскв - амплитудное значение допустимого сквозного тока динамической стойкости, принимаемое из каталожных данных разъединителя. От куда следует, что

iскв = 88 кА > iу = 8.24 кА

Вывод - выбранный разъединитель РДНЗ110(Б)/1000(н)УХЛ1удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

7.4 Выбор и измерительных приборов и измерительного трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

Технические данные выбранного трансформатора представлены ниже в таблице 18.

Таблица 18

Условия выбора

Трансформатор напряжения типа НОГ-110 II УХЛ1

Справочный параметр

Расчетный параметр

Uном ? Uном уст

Uном = 110 кВ

Uном уст = 110 кВ

Класс точности

0,5

0,5

S2 ? Sном

300 ВА

56 ВА

S2 =

Наименование и технические данные измерительных приборов, подключаемых ко вторичной обмотке трансформатора представлены в таблице 19.

Таблица 19

Прибор

Тип

S 1обм. ВА

Число обм.

cos

sin

Кол-во

Потребл. мощн.

Р, Вт

Q, Вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

2

4

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

-

Датчик акт.мощн.

Е-829

10

-

1

0

2

20

-

Датчик реакт. мощн.

Е-830

10

-

1

0

2

20

-

Итого

56

0

Из табл. 19 следует, что

S2 = 56 ВА < Sном = 300 ВА,

Вывод - выбранный измерительный трансформатор напряжения ТН НОГ-110 II УХЛ1 удовлетворяет условиям проверки.

7.5 Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

Технические данные выбранного трансформатора тока представлены ниже в таблице 20.

Таблица 20

Условия выбора

Трансформатор тока типа ТГФ-110

Справочный параметр

Расчетный параметр

Uном ? Uном уст

Uном = 110 кВ

Uном уст = 110 кВ

Iном ? I max

Iном = 2500 А

I max = 180,2 А

Класс точности

0,5

0,5

I2терм. tтерм > Вк

I2терм. tтерм = 4800 кА2 ·с

Вк =9,1 кА2 ·с

iдин > iу

iдин = 56,57 кА

iу = 8,24 кА

Z2ном = 1,2 Ом

r2ном = 1,06 Ом

Наименование и технические данные измерительных приборов, подключаемых ко вторичной обмотке трансформатора тока представлены в таблице 21.

Таблица 21

Прибор

Тип

Нагрузка на фазу, А

А

В

С

Амперметр

Э-350

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

Датчик акт.мощн.

Е-829

1

1

Датчик реакт. мощн.

Е-830

1

1

Фиксатор имп. дейтсвия

3

3

Итого

5

6,5

0,5

6,5

Вторичная нагрузка:

Выбор сечения проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГ 4

Следовательно:

r2ном = 1,06 Ом < Z2ном = 1,2 Ом

Откуда, с учетом данных табл. 20, следует вывод - выбранный измерительный трансформатор тока типа ТА ТГФ-110 удовлетворяет условиям проверки.

7.6 Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ

Технические данные выбранного трансформатора тока представлены ниже в таблице 22.

Таблица 22

Условия выбора

Трансформатор тока типа ТЛШ10-У3

Справочный параметр

Расчетный параметр

Uном ? Uном уст

Uном = 110 кВ

Uном уст = 10 кВ

Iном ? I max

Iном = 3000 А

I max = 2023 А

Класс точности

0,5

0,5

I2терм. tтерм > Вк

I2терм. tтерм = 2976 кА2 ·с

Вк =27,6 кА2 ·с

iдин > iу

iдин = 56,57

iу = 81

Z2ном = 1.06 Ом

r2ном = 0,8 Ом

Наименование и технические данные измерительных приборов, подключаемых ко вторичной обмотке трансформатора тока представлены в таблице 23.

Таблица 23

Прибор

Тип

Нагрузка на фазу, А

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

Счетчик акт. мощн.

САЗ-И681

2,5

2,5

Счетчик реакт. мощн.

СРЧ-И676

2,5

2,5

Итого

5

4

5,5

4

Вторичная нагрузка:

Выбор сечения проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГ 2,5

Следовательно:

r2ном = 0,39 Ом < Z2ном = 1,06 Ом

Откуда, с учетом данных табл. 22, следует вывод - выбранный измерительный трансформатор тока типа ТЛШ10-У3 удовлетворяет условиям проверки.

7.7 Определение минимально-допустимого по термической стойкости токов К3 сечения кабельных линий 10 кВ

Минимально-допустимое сечение по термической стойкости отходящих кабелей определяем по выражению:

, мм2 (48)

где - параметр, зависящий от материала проводника: для кабелей напряжением 10 кВ с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией 90 , следовательно:

= 64,7 мм2.

Так как qтер min > 50, то выбираем ближайшее стандартное сечение 70 мм2.

Вывод - отходящие от ГПП кабели 10 кВ не могут быть меньше этого сечения.

Библиографический список

1. Электроснабжение. Учебно-методический комплекс для студентов всех форм обучения по направлению подготовки бакалавриата 140400/сост. М. И. Божков, В. Н. Костин.- Санкт-Петербург: Национальный минерально-сырьевой ун-т "Горный", 2013 157 с., табл.20

2. Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник. - М.: Интермет Инжиниринг, 2006. - 672 с.

3. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов: учеб. пособие / Е.А. Конюхова. М.: Мастерство, 2002. - 320 с.

4. Правила устройства электроустановок: 7-е изд. - СПб.: ДЕАН, 2004.

5. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 - 320 с.

6. Электротехнический справочник: 4 т. Производство, передача и распределение электрической энергии / под общ. ред. профессора МЭИ В.Г. Герасимова и др. - 8-е изд., испр. и доп. - М.: Изд-во МЭИ, 2002. - т. 3. - 964 с.

7. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: учебное пособие. - М.: ИД «ФОРУМ»: ИНФРА-М, 2008. - 480 с.

8. Электрическая часть электрических станций и подстанций / Справочный материал для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для энергетических специальностей ВУЗов / Крючков И.П. Кувшинский Н.Н. 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

9. Рожков Л.Д., Козулина В.С. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для техникумов 3-е издание переработанное и дополненное-М. Энергоатом-издат 1987.- 648с.

10. Справочные материалы по проводам и кабелям. http://www.ruscable.ru/.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Проектирование понизительной подстанции

    Проектирование электрической части понизительной подстанции 110/10 кВ. Алгоритм выбора числа, типа и мощности силовых трансформаторов, разработка главной схемы подстанции, расчет параметров и показателей работы электрических аппаратов и проводников.

    курсовая работа [713,0 K], добавлен 28.12.2012

  • Проектирование главной понизительной подстанции

    Схема проектируемой подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Обоснование главной схемы подстанции и монтаж распределительных устройств. Выбор сечений проводников воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Конструкции распределительных устройств.

    курсовая работа [573,6 K], добавлен 25.03.2015

  • Проектирование электрической подстанции 110/10 кВ

    Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.

    курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014

  • Выбор оборудования для проектирования районной понизительной подстанции 110/35/10кВ "Федотово"

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

    дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015

  • Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ

    Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрической подстанции. Определение приведенной и расчетной нагрузок подстанции. Предварительный расчет электрической сети: расчет и выбор сечения проводов, схем подстанции. Определение капитальных затрат.

    курсовая работа [216,7 K], добавлен 18.06.2011

  • Выбор схемы понизительной подстанции, силового оборудования, составления плана и разработка конструкции подстанции

    Расчет суммарной расчетной мощности подстанции на шинах 10 кВ. Выбор числа и расчет мощности силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор электроаппаратов, токопроводов, заземляющих устройств по условиям рабочего режима.

    дипломная работа [775,7 K], добавлен 23.09.2014

  • Проект узловой подстанции 330/35/6

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

    курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012

  • Расчёт и особенности выбора электротехнических установок РЭС посёлка Затобольск

    Определение электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет и выбор сечений жил кабелей механического цеха. Компоновка главной понизительной подстанции. Релейная защита трансформаторов.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 29.05.2015

  • Расчет подстанции 35/6 кВ

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

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012

  • Проектирование главной понизительной подстанции промышленного предприятия

    Расчет центра электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения ГПП и территориально-распределенных потребителей. Определение мощности и места установки компенсирующих устройств. Выбор проводов линий и кабельных линий. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [417,2 K], добавлен 17.05.2011

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

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены