Реконструкция подстанции 110/10 кВ п. Караменды

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Краткая характеристика объекта

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет максимальных нагрузок

2.2 Расчет и построение графиков активной нагрузки

2.3 Определение расчетных нагрузок подстанции

3. Компенсация реактивной мощности

4. Расчет элементов системы электроснабжения подстанции

4.1 Выбор трансформаторов системы собственных нужд

4.2 Выбор силовых трансформаторов подстанции

4.3 Расчет линий электропередач

4.3.1 Расчет линий электропередач напряжением 110 кВ

4.3.2 Расчет линий электропередач напряжением 10 кВ

5. Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор и проверка электрооборудования

6.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

6.2 Выбор и проверка разъединителей

6.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

6.4 Выбор и проверка сборных шин

6.5 Проверка кабельных линий по условию термической стойкости

6.6 Аппараты защиты электрической сети

7. Релейная защита и автоматика

7.1 Релейная защита силового трансформатора

7.2 Релейная защита линий электропередач напряжением 10 кВ

7.3 Автоматическое включение резерва

8. Охрана труда и техника безопасности

8.1 Электробезопасность

8.2 Пожаробезопасность

8.3 Влияние электромагнитных полей

8.4 Безопасность обслуживания

8.5 Расчет заземляющего устройства

8.6 Расчет молниезащиты

9. Охрана окружающей среды

10. Экономические показатели проекта

Заключение

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика в настоящее время представляет собой одну из главных отраслей промышленности страны, от которой зависит увеличение темпов роста экономики республики, за счёт повышения уровня производимой продукции, а также освоение новых отраслей промышленности.

Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния.

Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном в системе электроснабжения.

Необходимость в реконструкции возникла ввиду того, что система электроснабжения устарела физически и морально и не удовлетворяет сегодняшним требованиям, предъявляемым к ней по надежности, электробезопасности, способности обеспечивать потребителей необходимым количеством электроэнергии, с учетом ежегодного роста её потребления и более высоких требований, предъявляемых к её качеству.

В работе проводится анализ для установления соответствия установленной мощности трансформаторов, мощностям потребителей получающих питание от подстанции, а также установленного оборудования требованиям современного и перспективного этапа. Расчет включает в себя определение расчетных нагрузок, выбор мощностей и числа трансформаторов, расчет распределительных сетей, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств подстанции, выбор и обоснование применения компенсирующих устройств. Применение быстродействующих средств компенсации реактивной мощности, улучшает качество, сокращает потери, снижает загрузку оборудования, позволят выбрать более экономичное оборудование.

Для обоснования оптимального решения производятся технико-экономические расчеты и выбирается наиболее экономически выгодное решение. Данная задача относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многими причинами и условиями.

В этих условиях изыскание оптимального и рационального решения, обеспечивающего надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах, является трудоёмкой и важнейшей задачей.

Главным образом выполняется комплексная проверка схемы электроснабжения и оборудования подстанции. В соответствующих разделах рассматриваются вопросы охраны труда, безопасных методов производства работ, охраны окружающей среды.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет максимальных нагрузок

Максимальная активная нагрузка подстанции , кВт, определяется по выражению:

, (2.1)

где - коэффициент разновременности максимумов нагрузок [3];

- максимальная активная нагрузка i-го потребителя, соответствующая периоду зимнего максимума (таблица 2.1), кВт;

- суммарные потери активной мощности при максимальной нагрузке, кВт.

Суммарные потери активной мощности ,кВт, при максимальной нагрузке определяются по выражению:

, (2.2)

где - потери активной мощности в линиях электропередач, кВт;

- потери активной мощности в трансформаторах, кВт;

- потери активной мощности в системе электроснабжения собственных нужд подстанции, кВт.

Потери активной мощности , кВт, для i-го звена электроустановки определяются по выражению:

(2.3)

где - процентное значение потерь активной мощности i-го звена электроустановки [4].

кВт,

кВт,

кВт,

кВт,

кВт.

Максимальная реактивная нагрузка подстанции ,кВАр, определяется по выражению:

, (2.4)

где - коэффициент реактивной мощности.

Коэффициент реактивной мощности , определяется по выражению:

, (2.5)

где - коэффициент активной мощности (» ).

,

кВАр.

Полная максимальная нагрузка подстанции , кВА, определяется по выражению:

, (2.6)

кВА.

2.2 Расчет и построение графиков активной нагрузки

Активная нагрузка в любой час суток,МВт, определяется по выражению:

, (2.7)

где - активная нагрузка в характерный сезон года и час суток (таблица 2.1, таблица 2.2), кВт;

- переменные потери в любой час суток при нагрузке, кВт.

Переменные потери , кВт, в любой час суток определяются по выражению:

 (2.8)

Для первого часа суточного графика активной нагрузки зимнего сезона расчет выполняется в следующем порядке:

кВт,

МВт.

Расчет для последующих часов суток суточного графика активной нагрузки зимнего и летнего сезона выполняется в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3. По результатам расчетов строятся сезонные суточные графики (рисунок 2.1, рисунок 2.2).

Таблица 2.3- Расчет сезонных суточных графиков

t, ч	Зимний сезон	Летний сезон
	ДРпер, кВт	Рt, МВт	ДРпер, кВт	Рt, МВт
1	349,282	6,171	388,091	4,754
2	322,635	5,700	358,484	4,391
3	280,632	4,958	311,814	3,820
4	269,727	4,765	299,697	3,671
5	269,727	4,765	299,697	3,671
6	277,985	4,911	308,872	3,784
7	355,043	6,272	394,492	4,833
8	406,586	7,183	451,763	5,534
9	445,818	7,876	495,354	6,068
10	442,252	7,813	491,391	6,020
11	438,000	7,738	486,666	5,962
12	414,433	7,322	460,481	5,641
13	396,813	7,010	440,903	5,401
14	387,327	6,843	430,363	5,272
15	384,474	6,792	427,193	5,233
16	393,034	6,944	436,704	5,350
17	376,627	6,654	418,475	5,126
18	393,747	6,956	437,497	5,359
19	398,438	7,039	442,709	5,423
20	414,687	7,326	460,763	5,644
21	407,622	7,201	452,913	5,548
22	404,447	7,145	449,385	5,505
23	386,614	6,830	429,571	5,262
24	368,726	6,514	409,696	5,019

Рисунок 2.1 - Суточный график зимнего сезона

Рисунок 2.2 - Суточный график летнего сезона

Годовой график активной нагрузки строится в функции начиная от максимальной нагрузки, повторяющейся за характерные сезоны года, при расчете её продолжительности.

Продолжительность нагрузки , ч, определяется по выражению:

, (2.9)

где - количество повторяемости нагрузки за сезон года,

- время действия нагрузки за характерный сезон года ( для зимнего сезона , для летнего сезона ) [4].

Количество электроэнергии, , МВт ч, затраченное в год при данной определяется по выражению:

, (2.10)

Выполним расчет для максимальной нагрузки зимнего сезона.

ч,

МВт ч.

Путем сложения значений определяем суммарное значение для характерных сезонов и года в целом, а также путем сложения определяем суммарное значение количества электроэнергии, затрачиваемого в год.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.4. По результатам расчетов строится годовой график (рисунок 2.3).

Таблица 2.4 - Расчет годового графика

Рt, МВт	Зимний сезон	Летний сезон	Зимний сезон	Летний сезон	Год	W год, МВт ч
	n	Tp, ч
7,876	1	0	181	0	181	1425,556
7,813	1	0	181	0	181	1414,153
7,738	1	0	181	0	181	1400,578
7,326	1	0	181	0	181	1326,006
7,322	1	0	181	0	181	1325,282
7,201	1	0	181	0	181	1303,381
7,183	1	0	181	0	181	1300,123
7,145	1	0	181	0	181	1293,245
7,039	1	0	181	0	181	1274,059
7,010	1	0	181	0	181	1268,810
6,956	1	0	181	0	181	1259,036
6,944	1	0	181	0	181	1256,864
6,843	1	0	181	0	181	1238,583
6,830	1	0	181	0	181	1236,230
6,792	1	0	181	0	181	1229,352
6,654	1	0	181	0	181	1204,374
6,514	1	0	181	0	181	1179,034
6,272	1	0	181	0	181	1135,232
6,171	1	0	181	0	181	1116,951
6,068	0	1	0	184	184	1116,512
6,020	0	1	0	184	184	1107,680
5,962	0	1	0	184	184	1097,008
5,700	1	0	181	0	181	1031,700
5,644	0	1	0	184	184	1038,496
5,641	0	1	0	184	184	1037,944
5,548	0	1	0	184	184	1020,832
5,534	0	1	0	184	184	1018,256
5,505	0	1	0	184	184	1012,920
5,423	0	1	0	184	184	997,832
5,401	0	1	0	184	184	993,784
5,359	0	1	0	184	184	986,056
5,350	0	1	0	184	184	984,400
5,272	0	1	0	184	184	970,048
5,262	0	1	0	184	184	968,208
5,233	0	1	0	184	184	962,872
5,126	0	1	0	184	184	943,184
5,019	0	1	0	184	184	923,496
4,958	1	0	181	0	181	897,398
4,911	1	0	181	0	181	888,891
4,833	0	1	0	184	184	889,272
4,765	2	0	362	0	362	1724,930
4,754	0	1	0	184	184	874,736
4,391	0	1	0	184	184	807,944
3,820	0	1	0	184	184	702,880
3,784	0	1	0	184	184	696,256
3,671	0	2	0	368	368	1350,928
У	4344	4416	8760	51231,312

Далее рассчитываются технико-экономические показатели по годовому графику активной нагрузки.

Средняя нагрузка электроустановки за год , МВт, определяется по выражению:

, (2.11)

где - суммарное количество электроэнергии, затрачиваемое электроустановкой в год, МВт ч;

- годовое число часов (= 8760 ч.).

МВт.

Степень неравномерности графика оценивают коэффициентом заполнения, который определяется по выражению:

, (2.12)

где - максимальное значение активной нагрузки по таблице 2.4, МВт.

.

Продолжительность использования максимальной нагрузки ,ч, определяется по выражению:

, (2.13)

ч.

Время максимальных потерь , ч, определяется по выражению:

, (2.14)

ч.

2.3 Определение расчетных нагрузок подстанции

Активная расчетная нагрузка подстанции,кВт, определяются по выражению:

, (2.15)

де - коэффициент, учитывающий перспективу роста нагрузки (с перспективой роста нагрузки на десять лет =1,7).

кВт.

Реактивная расчетная нагрузка подстанции , кВАр, определяются по выражению:

, (2.16)

кВАр.

Полная расчетная нагрузка ,кВА, определяется аналогично выражению (2.6).

кВА .

3. Компенсация реактивной мощности

Путём установки компенсирующих устройств (КУ) в узлах электрических сетей можно добиться значительного экономического и эксплуатационного эффектов. Снижение токовой загрузки (потребляемой полной мощности) кабельных и воздушных линий, силовых трансформаторов и генераторов осуществляется за счёт присутствия в электрической сети, помимо активной и индуктивной составляющих тока (мощности), ещё и ёмкостной, находящейся в противофазе с индуктивной составляющей. Для вновь проектируемых (реконструируемых) систем электроснабжения это позволяет выбрать электрооборудование с меньшим значением номинальной мощности, а для воздушных и кабельных линий выбрать провода и кабели меньших сечений, что сократит капитальные затраты и эксплуатационные расходы. Следует заметить, что введение в электрическую сеть КУ несёт с собой дополнительные капитальные вложения, и поэтому их применение в том или ином случае должно быть обосновано технико-экономическими расчётами.

В данном проекте осуществляется компенсация реактивной мощности с установкой КУ на секциях шин 10 кВ. Согласно ПУЭ [5], коэффициент мощности после компенсации должен находиться в пределах cos ц = 0,93-0,97. Допускаются отклонения от приведенных показателей, если это носит кратковременный характер, связано с конструктивными особенностями компенсирующего устройства, характером нагрузок и не приводит к перекомпенсации; или регламентировано указаниями энергоснабжающей организации.

Согласно таблице 2.1 и таблице 2.2, а также графической части лист 2, определяются расчетные нагрузки каждой секции шин, соответствующие максимальному и минимальному режиму суточных графиков нагрузок сезонов года.

Активная нагрузка первой секции шин в максимальном режиме суточного графика зимнего сезона , кВт, определяется по выражению:

, (3.1)

где - коэффициент одновременности (=0,9 ).

Реактивная нагрузка первой секции шин в максимальном режиме суточного графика зимнего сезона ,кВАр, определяется аналогично выражению (2.4).

кВт,

кВАр.

Расчеты для остальных режимов сезонов года выполняются аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1 и таблицу 3.2.

Реактивная мощность для компенсации,кВАр, определяется по выражению:

, (3.2)

где - естественный коэффициент реактивной мощности;

- требуемое значение коэффициента реактивной мощности (=0,33).

Естественный коэффициент реактивной мощности определяется по выражению:

(3.3)

Таблица 3.1 - Расчет нагрузок секций шин суточного графика зимнего сезона

№ СШ	Наименование присоединения	Максимальный режим	Минимальный режим
		Р max, кВт	Q max, кВт	Р сш, кВт	Q сш, кВт	Р min, кВт	Q min, кВт	Р сш, кВт	Q сш, кВт
1 СШ	РП-17-1	60,014	68,316	2828,976	3220,315	36,008	40,989	1204,171	1370,747
	АЦК	60,014	68,316			23,548	26,805
	ТП-696-1	118,885	135,331			35,323	40,209
	АЛТА-1	60,014	68,316			36,008	40,989
	РП-22-1	480,112	546,527			178,327	202,995
	РП-11-1	534,982	608,988			237,770	270,661
	РП-15-1	534,982	608,988			240,056	273,264
2 СШ	БАХЫТ	451,763	514,256	6607,123	7521,104	297,212	338,326	3238,588	3686,590
	ТП-696-2	356,655	405,992			118,885	135,331
	РП-15-2	1664,389	1894,628			475,540	541,323
	Ж/Д	180,042	204,948			95,108	108,265
	ТП-204	951,079	1082,645			713,310	811,984
	РП-11-2	594,425	676,653			356,655	405,992
	АЛТА-2	60,014	68,316			36,008	40,989
	ТП-569	60,014	68,316			24,006	27,327
3 СШ	РП-17-3	60,014	68,316	1560,965	1776,897	23,548	26,805	1127,393	1283,348
	ТП-567	960,224	1093,055			713,310	811,984
4 СШ	РП-17-4	594,425	676,653	1818,939	2070,558	360,084	409,895	918,214	1045,233
	РП-22-2	594,425	676,653			240,056	273,264

Таблица 3.2 - Расчет нагрузок секций шин суточного графика летнего сезона

№ СШ	Наименование присоединения	Максимальный режим	Минимальный режим
		Р max, кВт	Q max, кВт	Р сш, кВт	Q сш, кВт	Р min, кВт	Q min, кВт	Р сш, кВт	Q сш, кВт
1 СШ	РП-17-1	45,011	51,237	2121,735	2415,241	27,006	30,742	903,128	1028,061
	АЦК	45,011	51,237			17,661	20,104
	ТП-696-1	89,164	101,498			26,492	30,157
	АЛТА-1	45,011	51,237			27,006	30,742
	РП-22-1	360,084	409,895			133,746	152,247
	РП-11-1	401,237	456,741			178,327	202,995
	РП-15-1	401,237	456,741			180,042	204,948
2 СШ	БАХЫТ	338,822	385,692	4955,344	5640,830	222,909	253,745	2428,939	2764,941
	ТП-696-2	267,491	304,494			89,164	101,498
	РП-15-2	1248,292	1420,972			356,655	405,992
	Ж/Д	135,032	153,711			71,331	81,198
	ТП-204	713,310	811,984			534,982	608,988
	РП-11-2	445,818	507,489			267,491	304,494
	АЛТА-2	45,011	51,237			27,006	30,742
	ТП-569	45,011	51,237			18,004	20,495
3 СШ	РП-17-3	45,011	51,237	1170,724	1332,673	17,661	20,104	845,544	962,510
	ТП-567	720,168	819,791			534,982	608,988
4 СШ	РП-17-4	445,818	507,489	1364,203	1552,917	270,063	307,422	688,661	783,925
	РП-22-2	445,818	507,489			180,042	204,948

Полная мощность с учетом компенсации реактивной мощности, кВА, определяется по выражению:

, (3.4)

где - мощность компенсирующего устройства, кВАр.

Коэффициент мощности с учетом компенсации определяется по выражению:

(3.5)

Выполним расчеты для первой секции шин в максимальном режиме суточного графика зимнего сезона. Расчеты для остальных режимов сезонов года выполняются аналогично. При этом оптимальный вариант КУ, в первую очередь, должен обеспечивать требуемый cos ц и иметь меньшую стоимость.

Поскольку стоимость компенсирующих устройств прямопро- порционально зависит от их мощности, а от мощности зависят приведенные затраты на компенсирующее устройство, поэтому за экономический показатель сравнения вариантов принята стоимость.

,

кВАр.

По рассчитанной принимаем ближайшее стандартное значение мощности компенсирующего устройства. В качестве КУ принимаем регулируемую конденсаторную установку типа УККРМ-2250-450+4*450 с номинальной мощностью 2250 кВАр, постоянно включенной секцией мощностью 450 кВАр и четырьмя регулируемыми секциями мощностью по 450 кВАр [6].

кВА,

.

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.3 - таблицу 3.6. В таблицах знаком «плюс» обозначается вариант компенсирующего устройства, являющегося оптимальным по стоимости и cos ц.

Полная расчетная нагрузка подстанции с учетом мероприятий по компенсации реактивной мощности , кВА, определяется по выражению:

, (3.6)

кВА.

Расчетный коэффициент мощности в среднем по подстанции с учетом компенсации определяется аналогично выражению (3.5).

.

Таблица 3.3 - Расчет компенсирующих устройств в максимальном режиме суточного графика зимнего сезона

№ СШ	Вариант	Р сш, кВт	Q сш, кВт	tgце	Qk, кВАр	Компенсиркющее устройство	QКУ, кВАр	S к, кВА	cosцк	Стоимость КУ, тыс. тнг.
1 СШ	1	2828,976	3220,315	1,138	2286,753	УККРМ-2250-450+4*450	2250	2990,755	0,95	6190	+
	2	2828,976	3220,315	1,138	2286,753	УККРМ-2700-1350+3*450	2700	2876,427	0,98	6760	-
2 СШ	1	6607,123	7521,104	1,138	5340,753	УККРМ-3600-1350+5*450	3600	7683,041	0,86	7370	-
	2	6607,123	7521,104	1,138	5340,753	УККРМ-5400-1350+9*450	5400	6939,247	0,95	10220	+
3 СШ	1	1560,965	1776,897	1,138	1261,779	УККРМ-1350-450+2*450	1350	1618,287	0,96	3700	+
	2	1560,965	1776,897	1,138	1261,779	УККРМ-1800-450+3*450	1800	1561,136	1,00	4520	-
4 СШ	1	1818,939	2070,558	1,138	1470,308	УККРМ-1350-450+2*450	1350	1956,462	0,93	3700	+
	2	1818,939	2070,558	1,138	1470,308	УККРМ-1800-450+3*450	1800	1838,951	0,99	4520	-

Таблица 3.4 - Расчет компенсирующих устройств в минимальном режиме суточного графика зимнего сезона

№ СШ	Вариант	Р сш, кВт	Q сш, кВт	tgце	Qk, кВАр	Компенсиркющее устройство	QКУ, кВАр	S к, кВА	cosцк	Стоимость КУ, тыс. тнг.
1 СШ	1	1204,171	1370,747	1,138	973,371	УККРМ-2250-450+4*450	900	1292,916	0,93	6190	+
	2	1204,171	1370,747	1,138	973,371	УККРМ-2700-1350+3*450	1350	1204,350	1,00	6760	-
2 СШ	1	3238,588	3686,590	1,138	2617,856	УККРМ-3600-1350+5*450	2700	3385,530	0,96	7370	-
	2	3238,588	3686,590	1,138	2617,856	УККРМ-5400-1350+9*450	2700	3385,530	0,96	10220	+
3 СШ	1	1127,393	1283,348	1,138	911,308	УККРМ-1350-450+2*450	900	1190,786	0,95	3700	+
	2	1127,393	1283,348	1,138	911,308	УККРМ-1800-450+3*450	900	1190,786	0,95	4520	-
4 СШ	1	918,214	1045,233	1,138	742,222	УККРМ-1350-450+2*450	900	929,629	0,99	3700	+
	2	918,214	1045,233	1,138	742,222	УККРМ-1800-450+3*450	900	929,629	0,99	4520	-

Таблица 3.5 - Расчет компенсирующих устройств в максимальном режиме суточного графика летнего сезона

№ СШ	Вариант	Р сш, кВт	Q сш, кВт	tgце	Qk, кВАр	Компенсиркющее устройство	QКУ, кВАр	S к, кВА	cosцк	Стоимость КУ, тыс. тнг.
1 СШ	1	2121,735	2415,243	1,138	1715,070	УККРМ-2250-450+4*450	1800	2209,136	0,96	6190	+
	2	2121,735	2415,243	1,138	1715,070	УККРМ-2700-1350+3*450	1800	2209,136	0,96	6760	-
2 СШ	1	4955,344	5640,830	1,138	4005,566	УККРМ-3600-1350+5*450	3600	5359,144	0,92	7370	-
	2	4955,344	5640,830	1,138	4005,566	УККРМ-5400-1350+9*450	4050	5204,438	0,95	10220	+
3 СШ	1	1170,724	1332,673	1,138	946,334	УККРМ-1350-450+2*450	900	1248,119	0,94	3700	+
	2	1170,724	1332,673	1,138	946,334	УККРМ-1800-450+3*450	900	1248,119	0,94	4520	-
4 СШ	1	1364,203	1552,917	1,138	1102,730	УККРМ-1350-450+2*450	1350	1379,212	0,99	3700	+
	2	1364,203	1552,917	1,138	1102,730	УККРМ-1800-450+3*450	1350	1379,212	0,99	4520	-

Таблица 3.6 - Расчет компенсирующих устройств в минимальном режиме суточного графика летнего сезона

№ СШ	Вариант	Р сш, кВт	Q сш, кВт	tgце	Qk, кВАр	Компенсиркющее устройство	QКУ, кВАр	S к, кВА	cosцк	Стоимость КУ, тыс. тнг.
1 СШ	1	903,128	1028,061	1,138	730,029	УККРМ-2250-450+4*450	900	912,162	0,99	6190	+
	2	903,128	1028,061	1,138	730,029	УККРМ-2700-1350+3*450	900	912,162	0,99	6760	-
2 СШ	1	2428,939	2764,941	1,138	1963,391	УККРМ-3600-1350+5*450	1800	2613,591	0,93	7370	-
	2	2428,939	2764,941	1,138	1963,391	УККРМ-5400-1350+9*450	1800	2613,591	0,93	10220	+
3 СШ	1	845,544	962,510	1,138	683,480	УККРМ-1350-450+2*450	900	847,851	0,99	3700	+
	2	845,544	962,510	1,138	683,480	УККРМ-1800-450+3*450	900	847,851	0,99	4520	-
4 СШ	1	688,661	783,925	1,138	556,667	УККРМ-1350-450+2*450	450	765,350	0,90	3700	+
	2	688,661	783,925	1,138	556,667	УККРМ-1800-450+3*450	450	765,350	0,90	4520	-

4. Расчет элементов системы электроснабжения подстанции

В соответствии с расчетными нагрузками и решениями по компенсации реактивной мощности выполняется расчет элементов системы электроснабжения, не включенных в реконструкционные мероприятия, с целью проверки их соответствия перспективным условиям.

4.1 Выбор трансформаторов системы собственных нужд

электрический нагрузка подстанция трансформация

Электрическая схема собственных нужд должна обеспечивать высокую надежность, должна быть простой, наглядной и экономичной. Величина мощности и расход электроэнергии на собственные нужды подстанции зависят от многих параметров, но в основном определяются ее мощностью.

Нагрузка собственных нужд подстанции сравнительно невелика, поэтому мощность трансформатора собственных нужд можно взять по типовым проектам. При этом число трансформаторов собственных нужд по условию обеспечения надежности принимается равным двум.

Максимальная мощность собственных нужд , кВА, определяется по выражению:

, (4.1)

где - процентное значение мощности для систем собственных нужд [4].

кВА.

Стандартное значение мощности одного трансформатора собственных нужд , кВА, определяется по условию:

, (4.2)

где n - количество трансформаторов собственных нужд.

кВА.

Ближайшее стандартное значение мощности из типоразмерного ряда мощностей трансформаторов 100 кВА.

Выполним проверку оптимальности рассчитанного варианта на основе технико-экономического сравнения с ближайшими значениями стандартных мощностей.

Коэффициент загрузки трансформатора для каждого из вариантов определяется по выражению:

. (4.3)

Для каждого из вариантов значения амортизационных отчислений, связанных с эксплуатацией электрооборудования ,тыс.тнг./год, определяются по выражению:

, (4.4)

где - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений в электроэнергетике ();

- норма амортизационных отчислений для соответствующего элемента системы электроснабжения, %, [7];

- капитальные затраты на электрооборудование, тыс.тнг., [7,8].

Для каждого из вариантов значения отчислений, связанных с потерями в элементах электрических сетей , тыс.тнг./год, определяются по выражению:

, (4.5)

где - потери холостого хода и потери короткого замыкания в трансформаторах соответственно, кВт, [7];

- число часов работы электрооборудования в году ( ч);

- стоимость электроэнергии (тнг/кВт ч).

Приведённые расчётные затраты ,тыс.тнг./год, для каждого из вариантов определяются по выражению:

(4.6)

Выполним расчеты для варианта с кВА.

,

тыс.тнг./год,

тыс.тнг./год,

тыс.тнг./год.

Расчет для других вариантов выполняется в аналогичном порядке. За оптимальный вариант принимается вариант, имеющий меньшие приведенные расчетные затраты. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.1.

Таким образом, существующая система собственных нужд с трансформаторами мощностью 100 кВА удовлетворяет приведенным расчетам и соответствует расчетным условиям перспективного развития подстанции.

4.2 Выбор силовых трансформаторов подстанции

Выбор мощности силовых трансформаторов производится на основании технико-экономического сравнения двух или в общем случае нескольких вариантов. На основании расчётов можно судить о том, какой из них является наиболее оптимальным электрооборудования.

Мощность одного трансформатора , кВА, определяется по условию:

, (4.7)

где - максимальная мощность подстанции, кВА.

Максимальная мощность подстанции , кВА, определяется по выражению:

, (4.8)

кВА,

кВА.

Ближайшее стандартное значение мощности из типоразмерного ряда мощностей трансформаторов 16000 кВА.

Выполним проверку оптимальности рассчитанного варианта на основе технико-экономического сравнения с ближайшими значениями стандартных мощностей. Расчет выполняется аналогично выражениям (4.3) - (4.6).

Выполним расчет для варианта с кВА .

,

тыс.тнг./год,

тыс.тнг./год,

тыс.тнг./год.

Расчет для других вариантов выполняется в аналогичном порядке. За оптимальный вариант принимается вариант, имеющий меньшие приведенные расчетные затраты. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2.

Таким образом, существующие силовые трансформаторы мощностью 16000 кВА являются оптимальными и соответствуют расчетным условиям перспективного развития подстанции.

Таблица 4.1- Выбор трансформаторов собственных нужд

№ варианта	Smax СН, кВА	Sн.т. СН, кВА	Рх, кВт	Рк, кВт	К, тыс.тнг.	Кз	,ч	ра,о.е.	Цэ,тнг/ кВт*ч	Са,тыс.тнг/год	Сп,тыс.тнг/год	З,тыс. тнг/год
1	145,157	100	0,37	1,97	488	0,72	5200	0,064	7,1	89,792	60,717	150,509
2	145,157	160	0,73	2,65	526	0,45	5200	0,064	7,1	96,784	65,535	162,319

Таблица 4.2- Выбор силовых трансформаторов подстанции

№ варианта	Smax СН, кВА	Sн.т. СН, кВА	Рх, кВт	Рк, кВт	К, тыс.тнг.	Кз	,ч	ра,о.е.	Цэ,тнг/ кВт*ч	Са,тыс.тнг/год	Сп,тыс.тнг/год	З,тыс. тнг/год
1	14660,885	16000	18	85	7950	0,46	5200	0,064	7,1	1462,800	1778,248	3241,048
2	14660,885	25000	25	120	9750	0,29	5200	0,064	7,1	1794,000	1935,811	3729,811

4.3 Расчет линий электропередач

Оптимальные сечения линий электропередач необходимо определять по техническим и экономическим условиям. Поскольку мероприятиями по реконструкции не предусматривается их замена на более оптимальные по технико-экономическим условиям, выполняется проверка только по техническим условиям на предмет соответствия линий электропередач расчетным условиям перспективы роста нагрузок.

Таким образом, соответствие сечений существующих линий электропередач будет производиться по длительно допустимому току и потере напряжения, а для кабельных линий и по устойчивости к токам короткого замыкания. При этом сечение линии электропередач, которое не проходит по какому-либо условию, необходимо заменить на соответствующее данным условиям.

Рабочий максимальный ток линии,А, определяется по выражению:

, (4.9)

где - номинальное напряжение линии, кВ.

Рабочий максимальный ток должен удовлетворять условию:

, (4.10)

где - значение длительно допустимого тока, А, [9].

Фактическое значение потери напряжения в линии ,%, определяется по выражению:

, (4.11)

где - удельное значение активного и реактивного сопротивлений линии электропередач, Ом/км, [9];

L - длина линии, км;

- реактивная мощность с учетом мероприятий по компенсации, кВАр.

Фактическое значение потери напряжения в линии должно удовлетворять условию:

, (4.12)

где - допустимое значение потери напряжения ().

4.3.1 Расчет линий электропередач напряжением 110 кВ

Реактивная мощность с учетом мероприятий по компенсации , кВАр, определяется по выражению:

(4.13)

Выполним расчет для линии электропередач «Южная».

кВАр,

%,

,

А,

.

Расчет для линии электропередач «Краснопартизанская» выполняется в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.3.

4.3.2 Расчет линий электропередач напряжением 10 кВ

Активная расчетная нагрузка присоединения определяется аналогично выражению (2.15).

Реактивная расчетная нагрузка присоединения с учетом мероприятий по компенсации , кВАр, определяется по выражению:

, (4.14)

где - расчетный коэффициент реактивной мощности.

Расчетный коэффициент реактивной мощности определяется по выражению:

(4.15)

Полная расчетная мощность присоединения определяется аналогично выражению (2.6).

Выполним расчет для линии присоединения «РП-17-1».

кВт,

,

кВАр,

кВА,

%,

.

Полная расчетная нагрузка «РП-17» складывается из нагрузок линий присоединений «РП-17-1», «РП-17-3» и «РП-17-4» по таблице 4.3. С учетом этого определяется рабочий максимальный ток, который создается в послеаварийном режиме при питании «РП-17» только по одному из присоединений.

А,

.

Расчет для линии электропередач других присоединений выполняется в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.3

Согласно расчетам, приведенным в таблице 4.3, существующие линии электропередач удовлетворяют необходимым условиям и соответствуют расчетным условиям перспективного развития подстанции.

Таблица 4.3 - Расчет линий электропередач

Наименование линии	Тип линии	Uном, кВ	Марка	F, кв. мм	Рр , кВт	Qpk , кВАр	Spk , кВА	Ip.max, А	Iдоп, А	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L,км	ДUф, %	ДUдоп, %
Южная	Воздушная	110	АС	95	13584,963	5114,208	14515,728	76,188	330	0,31	0,43	3,7	0,196	5
Краснопар-тизанская	Воздушная	110	АС	150	13584,963	5114,208	14515,728	76,188	445	0,21	0,42	6,5	0,269	5
РП-17-1	Кабельная	10	АСБ	240	102,024	34,790	107,793	74,090	440	0,13	0,08	1,25	0,020	5
РП-17-3	Кабельная	10	АСБ	240	102,024	34,790	107,793		440	0,13	0,08	1,25	0,020	5
РП-17-4	Кабельная	10	АСБ	185	1010,522	344,588	1067,659		380	0,16	0,08	1,25	0,237	5
РП-22-1	Кабельная	10	АСБ	150	816,191	278,321	862,340	111,432	335	0,2	0,08	0,68	0,126	5
РП-22-2	Кабельная	10	АСБ	185	1010,522	344,588	1067,659		380	0,16	0,08	0,68	0,129	5
РП-11-1	Кабельная	10	АСБ	150	909,470	310,129	960,893	117,122	335	0,2	0,08	0,92	0,190	5
РП-11-2	Кабельная	10	АСБ	150	1010,522	344,588	1067,659		335	0,2	0,08	0,92	0,211	5
РП-15-1	Кабельная	10	АСБ	240	909,470	310,129	960,893	228,080	440	0,13	0,08	2,47	0,353	5
РП-15-2	Кабельная	10	АСБ	240	2829,461	964,846	2989,445		440	0,13	0,08	2,47	1,099	5
ТП-696-1	Кабельная	10	АСБ	185	202,104	68,918	213,532	49,314	380	0,16	0,08	1,7	0,064	5
ТП-696-2	Кабельная	10	АСБ	185	606,313	206,753	640,595		380	0,16	0,08	1,7	0,193	5
АЛТА-1	Кабельная	10	АСБ	185	102,024	34,790	107,792	12,447	380	0,16	0,08	1,93	0,037	5
АЛТА-2	Кабельная	10	АСБ	185	102,024	34,790	107,792		380	0,16	0,08	1,93	0,037	5
ТП-569	Кабельная	10	АСБ	120	102,024	34,790	107,792	6,223	300	0,25	0,08	0,95	0,027	5
АЦК	Кабельная	10	АСБ	185	102,024	34,790	107,792	6,223	380	0,16	0,08	1,59	0,030	5
БАХЫТ	Воздушная	10	АС	50	767,997	261,887	811,421	46,847	210	0,59	0,36	1,59	0,870	5
ТП-567	Воздушная	10	АС	50	1632,382	556,642	1724,680	99,574	210	0,59	0,36	1,02	1,187	5
ТП-204	Кабельная	10	АСБ	150	1616,835	551,341	1708,254	98,626	335	0,2	0,08	2,2	0,808	5
Ж/Д	Воздушная	10	АС	50	306,072	104,370	323,377	18,670	210	0,59	0,36	1,5	0,327	5

5. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходим в проекте для выбора и проверки электрической аппаратуры, токоведущих частей по условиям их работы в аварийных режимах, подборки характеристики разрядников, проектирования релейной защиты и заземляющих устройств.

Расчёт токов короткого замыкания будем осуществлять методом относительных единиц. В соответствии с графической частью лист 2 строится расчетная схема для определения токов короткого замыкания, в которой все элементы электрической сети заменяются эквивалентными активными и индуктивными сопротивлениями. Расчетная схема для определения токов короткого замыкания приведена на рисунке 5.1. На схеме , - относительное реактивное и активное сопротивление i-той линии электропередач; - точка короткого замыкания в конце i-той линии электропередач.

Для начала расчетов методом относительных единиц необходимо задаться базисными условиями, т.е., задаться базисной мощностью, определить базисные значения напряжений и токов, относительное сопротивление системы.

Базисная мощность принимается кратной десяти: 10 МВА,100 МВА, 1000 МВА и т.д. В расчетах принимаем МВА. Базисное напряжение принимается в пределах 5% от номинального напряжения сети. В соответствии с приведенным, принимаем кВ, кВ.

Базисный ток , кА, в соответствии с принятыми условиями определяется по выражению:

, (5.1)

кА,

кА.

Рисунок 5.1 - Расчетная схема для определения токов короткого замыкания

Относительное сопротивление системы определяется по выражению:

, (5.2)

где - ток трехфазного короткого замыкания на шинах источника питания в максимальном и минимальном режиме, кА.

Так как питание подстанции может осуществляться от двух независимых источников (подстанций «Южная» и «Краснопартизанская»), то расчет выполняется для обоих вариантов. В проекте расчеты приводятся для нормальной схемы электроснабжения при питании от подстанции «Южная». Расчеты при питании от подстанции «Краснопартизанская» приводятся в таблице 5.1 - таблице 5.6.

Выполним расчет относительного сопротивления системы при питании от подстанции «Южная» в максимальном режиме.

Расчеты других режимов выполняются в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Расчет сопротивления системы

Наименование источника питания	ПС "Южная"	ПС "Краснопартизанская"	ПС "Южная"	ПС "Краснопартизанская"
	Максимальный режим	Минимальный режим
Ik(3)И.П., кА	7,360	4,166	0,609	0,525
Xc*	0,682	1,205	8,244	9,563

Далее рассчитываются сопротивления элементов электрической сети.

Относительное активное сопротивление линии определяется по выражению:

(5.3)

Относительное реактивное сопротивление линии определяется по выражению:

(5.4)

Выполним расчет для линии 110кВ «Южная».

,

.

Расчет для остальных линии электропередач выполняется в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Расчет относительных сопротивлений линий

Наименование линии	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L,км	rл*	Хл*
Южная	0,31	0,43	3,7	0,087	0,120
Краснопартизанская	0,21	0,42	6,5	0,103	0,206
РП-17-1	0,13	0,08	1,25	1,474	0,907
РП-17-3	0,13	0,08	1,25	1,474	0,907
РП-17-4	0,16	0,08	1,25	1,814	0,907
РП-22-1	0,2	0,08	0,68	1,234	0,493
РП-22-2	0,16	0,08	0,68	0,987	0,493
РП-11-1	0,2	0,08	0,92	1,669	0,668
РП-11-2	0,2	0,08	0,92	1,669	0,668
РП-15-1	0,13	0,08	2,47	2,912	1,792
РП-15-2	0,13	0,08	2,47	2,912	1,792
ТП-696-1	0,16	0,08	1,7	2,467	1,234
ТП-696-2	0,16	0,08	1,7	2,467	1,234
АЛТА-1	0,16	0,08	1,93	2,801	1,400
АЛТА-2	0,16	0,08	1,93	2,801	1,400
ТП-569	0,25	0,08	0,945	2,143	0,686
АЦК	0,16	0,08	1,59	2,307	1,154
БАХЫТ	0,59	0,36	1,59	8,509	5,192
ТП-567	0,59	0,36	1,02	5,459	3,331
ТП-204	0,2	0,08	2,2	3,991	1,596
Ж/Д	0,59	0,36	1,5	8,027	4,898

Относительное активное сопротивление трансформаторов определяется по выражению:

(5.5)

Относительное реактивное сопротивление трансформаторов определяется по выражению:

, (5.6)

где - процентное значение напряжения короткого замыкания трансформатора.

,

.

Результирующие активное сопротивление и реактивное сопротивление до точки короткого замыкания определяются по выражениям:

, (5.7)

, (5.8)

где - относительное активное сопротивление i -го элемента на пути протекания тока КЗ;

- относительное реактивное сопротивление i -го элемента на пути протекания тока КЗ.

Полное результирующее сопротивление до точки короткого замыкания определяется по выражению:

(5.9)

Выполним расчёт токов короткого замыкания при питании от подстанции «Южная» в максимальном режиме применительно к точке К 3 (таблица 5.3). Результирующие активное и реактивное и полное сопротивления до точки К 3 находим по приведенным выражениям.

,

,

.

Действующее значение тока трёхфазного короткого замыкания , кА, определяется по выражению:

, (5.10)

кА.

Действующее значение тока двухфазного короткого замыкания, кА, определяется по выражению:

, (5.11)

кА.

Действующее значение ударного тока короткого замыкания , кА, определяется по выражению:

, (5.12)

где - коэффициент ударного тока короткого замыкания.

Коэффициент ударного тока короткого замыкания определяется по выражению:

, (5.13)

где - постоянная времени апериодической слагающей тока короткого замыкания, с.

Постоянная времени апериодической слагающей тока короткого замыкания , с, определяется по выражению:

, (5.14)

где - угловая частота переменного тока ( рад/с).

с,

,

кА.

Мгновенное значение ударного тока короткого замыкания , кА, определяется по выражению:

, (5.15)

кА.

Расчеты других режимов выполняются в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.3 - таблицу 5.6.

В соответствии с расчетами по таблице 5.3 - таблице 5.6 выбор и проверка электрооборудования по условию стойкости к токам короткого замыкания будет осуществляться по значениям токов короткого замыкания таблицы 5.3, так как данные значения являются наибольшими.

Таблица 5.3 - Расчет токов короткого замыкания при питании от подстанции «Южная» в максимальном режиме

Место расположения точки	№ точки	Uб, кВ	Iб, кА	xрез*	rрез*	zрез*	Токи трехфазного короткого замыкания	Iк(2), кА
							Iк(3), кА	ку	Iу, кА	iу, кА
Ввод 110 кВ	к 1	115	5,02	0,802	0,087	0,807	6,223	1,711	8,827	15,060	5,389
СШ 10 кВ	к 2	10,5	54,985	7,365	0,419	7,377	7,454	1,836	11,545	19,358	6,455
Линия "РП-17-1"	к 3	10,5	54,985	8,272	1,893	8,486	6,479	1,487	7,870	13,623	5,611
Линия "РП-17-3"	к 4	10,5	54,985	8,272	1,893	8,486	6,479	1,487	7,870	13,623	5,611
Линия "РП-17-4"	к 5	10,5	54,985	8,272	2,237	8,569	6,417	1,428	7,499	12,956	5,557
Линия "РП-22-1"	к 6	10,5	54,985	7,858	1,656	8,031	6,847	1,516	8,476	14,679	5,930
Линия "РП-22-2"	к 7	10,5	54,985	7,858	1,409	7,983	6,887	1,569	8,843	15,287	5,965
Линия "РП-11-1"	к 8	10,5	54,985	8,033	2,103	8,304	6,622	1,440	7,797	13,481	5,735
Линия "РП-11-2"	к 9	10,5	54,985	8,033	2,103	8,304	6,622	1,440	7,797	13,481	5,735
Линия "РП-15-1"	к 10	10,5	54,985	9,157	3,335	9,745	5,642	1,319	6,189	10,522	4,886
Линия "РП-15-2"	к 11	10,5	54,985	9,157	3,335	9,745	5,642	1,319	6,189	10,522	4,886
Линия "ТП-696-1"	к 12	10,5	54,985	8,599	3,890	9,438	5,826	1,242	6,157	10,230	5,045
Линия "ТП-696-2"	к 13	10,5	54,985	8,599	3,890	9,438	5,826	1,242	6,157	10,230	5,045
Линия "АЛТА-1"	к 14	10,5	54,985	8,765	3,223	9,339	5,888	1,315	6,446	10,951	5,099
Линия "АЛТА-2"	к 15	10,5	54,985	8,765	3,223	9,339	5,888	1,315	6,446	10,951	5,099
Линия "ТП-569"	к 16	10,5	54,985	8,051	2,563	8,449	6,508	1,368	7,336	12,590	5,636
Линия "АЦК"	к 17	10,5	54,985	8,519	2,730	8,946	6,147	1,366	6,919	11,870	5,323
Линия "БАХЫТ"	к 18	10,5	54,985	12,557	8,931	15,409	3,568	1,107	3,609	5,587	3,090
Линия "ТП-567"	к 19	10,5	54,985	10,696	5,881	12,206	4,505	1,178	4,645	7,504	3,901
Линия "ТП-204"	к 20	10,5	54,985	8,961	4,413	9,989	5,505	1,213	5,749	9,443	4,767
Линия "Ж/Д"	к 21	10,5	54,985	12,263	8,450	14,892	3,692	1,115	3,741	5,821	3,197

Таблица 5.4 - Расчет токов короткого замыкания при питании от подстанции «Южная» в минимальном режиме

Место расположения точки	№ точки	Uб, кВ	Iб, кА	xрез*	rрез*	zрез*	Токи трехфазного короткого замыкания	Iк(2), кА
							Iк(3), кА	ку	Iу, кА	iу, кА
Ввод 110 кВ	к 1	115	5,02	8,363	0,087	8,363	0,600	1,968	1,018	1,671	0,520
СШ 10 кВ	к 2	10,5	54,985	14,923	0,419	14,929	3,683	1,916	6,026	9,978	3,190
Линия "РП-17-1"	к 3	10,5	54,985	15,830	1,893	15,943	3,449	1,687	4,809	8,228	2,987
Линия "РП-17-3"	к 4	10,5	54,985	15,830	1,893	15,943	3,449	1,687	4,809	8,228	2,987
Линия "РП-17-4"	к 5	10,5	54,985	15,830	2,237	15,987	3,439	1,642	4,644	7,985	2,979
Линия "РП-22-1"	к 6	10,5	54,985	15,416	1,656	15,505	3,546	1,714	5,039	8,595	3,071
Линия "РП-22-2"	к 7	10,5	54,985	15,416	1,409	15,480	3,552	1,751	5,180	8,793	3,076
Линия "РП-11-1"	к 8	10,5	54,985	15,590	2,103	15,731	3,495	1,655	4,764	8,179	3,027
Линия "РП-11-2"	к 9	10,5	54,985	15,590	2,103	15,731	3,495	1,655	4,764	8,179	3,027
Линия "РП-15-1"	к 10	10,5	54,985	16,715	3,335	17,044	3,226	1,534	4,044	7,001	2,794
Линия "РП-15-2"	к 11	10,5	54,985	16,715	3,335	17,044	3,226	1,534	4,044	7,001	2,794
Линия "ТП-696-1"	к 12	10,5	54,985	16,153	3,890	16,615	3,309	1,469	3,972	6,877	2,866
Линия "ТП-696-2"	к 13	10,5	54,985	16,153	3,890	16,615	3,309	1,469	3,972	6,877	2,866
Линия "АЛТА-1"	к 14	10,5	54,985	16,323	3,223	16,638	3,305	1,538	4,152	7,188	2,862
Линия "АЛТА-2"	к 15	10,5	54,985	16,323	3,223	16,638	3,305	1,538	4,152	7,188	2,862
Линия "ТП-569"	к 16	10,5	54,985	15,608	2,563	15,817	3,476	1,597	4,550	7,852	3,011
Линия "АЦК"	к 17	10,5	54,985	16,076	2,730	16,306	3,372	1,587	4,382	7,567	2,920
Линия "БАХЫТ"	к 18	10,5	54,985	20,114	8,931	22,008	2,498	1,248	2,648	4,410	2,164
Линия "ТП-567"	к 19	10,5	54,985	18,253	5,881	19,177	2,867	1,364	3,224	5,529	2,483
Линия "ТП-204"	к 20	10,5	54,985	16,519	4,413	17,098	3,216	1,432	3,769	6,514	2,785
Линия "Ж/Д"	к 21	10,5	54,985	19,820	8,450	21,546	2,552	1,262	2,722	4,555	2,210

Таблица 5.5 - Расчет токов короткого замыкания при питании от подстанции «Краснопартизанская» в максимальном режиме

Место расположения точки	№ точки	Uб, кВ	Iб, кА	xрез*	rрез*	zрез*	Токи трехфазного короткого замыкания	Iк(2), кА
							Iк(3), кА	ку	Iу, кА	iу, кА
Ввод 110 кВ	к 1	115	5,02	1,416	0,103	1,420	3,536	1,796	5,324	8,981	3,062
СШ 10 кВ	к 2	10,5	54,985	7,976	0,435	7,988	6,884	1,843	10,708	17,938	5,961
Линия "РП-17-1"	к 3	10,5	54,985	8,883	1,905	9,085	6,052	1,510	7,462	12,924	5,242
Линия "РП-17-3"	к 4	10,5	54,985	8,883	1,905	9,085	6,052	1,510	7,462	12,924	5,242
Линия "РП-17-4"	к 5	10,5	54,985	8,883	2,249	9,163	6,001	1,452	7,120	12,318	5,197
Линия "РП-22-1"	к 6	10,5	54,985	8,469	1,668	8,632	6,370	1,539	8,009	13,863	5,517
Линия "РП-22-2"	к 7	10,5	54,985	8,469	1,415	8,586	6,404	1,592	8,351	14,416	5,546
Линия "РП-11-1"	к 8	10,5	54,985	8,643	2,103	8,895	6,182	1,466	7,402	12,814	5,353
Линия "РП-11-2"	к 9	10,5	54,985	8,643	2,103	8,895	6,182	1,466	7,402	12,814	5,353
Линия "РП-15-1"	к 10	10,5	54,985	9,768	3,347	10,326	5,325	1,341	5,912	10,099	4,612
Линия "РП-15-2"	к 11	10,5	54,985	9,768	3,347	10,326	5,325	1,341	5,912	10,099	4,612
Линия "ТП-696-1"	к 12	10,5	54,985	9,209	2,902	9,655	5,695	1,372	6,434	11,048	4,932
Линия "ТП-696-2"	к 13	10,5	54,985	9,209	2,902	9,655	5,695	1,372	6,434	11,048	4,932
Линия "АЛТА-1"	к 14	10,5	54,985	9,376	3,235	9,918	5,544	1,338	6,146	10,494	4,801
Линия "АЛТА-2"	к 15	10,5	54,985	9,376	3,235	9,918	5,544	1,338	6,146	10,494	4,801
Линия "ТП-569"	к 16	10,5	54,985	8,656	2,575	9,031	6,089	1,393	6,966	11,994	5,273
Линия "АЦК"	к 17	10,5	54,985	9,126	2,742	9,529	5,770	1,389	6,587	11,337	4,997
Линия "БАХЫТ"	к 18	10,5	54,985	13,167	8,943	15,917	3,455	1,119	3,503	5,465	2,992
Линия "ТП-567"	к 19	10,5	54,985	11,306	5,893	12,750	4,313	1,195	4,473	7,286	3,735
Линия "ТП-204"	к 20	10,5	54,985	9,572	4,425	10,545	5,214	1,234	5,493	9,101	4,516
Линия "Ж/Д"	к 21	10,5	54,985	12,873	8,462	15,405	3,569	1,127	3,626	5,689	3,091

Таблица 5.5 - Расчет токов короткого замыкания при питании от подстанции «Краснопартизанская» в минимальном режиме

Место расположения точки	№ точки	Uб, кВ	Iб, кА	xрез*	rрез*	zрез*	Токи трехфазного короткого замыкания	Iк(2), кА
							Iк(3), кА	ку	Iу, кА	iу, кА
Ввод 110 кВ	к 1	115	5,02	9,768	0,103	9,769	0,514	1,967	0,871	1,430	0,445
СШ 10 кВ	к 2	10,5	54,985	16,328	0,435	16,334	3,366	1,920	5,523	9,140	2,915
Линия "РП-17-1"	к 3	10,5	54,985	17,235	1,905	17,340	3,171	1,707	4,483	7,654	2,746
Линия "РП-17-3"	к 4	10,5	54,985	17,235	1,905	17,340	3,171	1,707	4,483	7,654	2,746
Линия "РП-17-4"	к 5	10,5	54,985	17,235	2,249	17,381	3,164	1,664	4,339	7,444	2,740
Линия "РП-22-1"	к 6	10,5	54,985	16,818	1,668	16,901	3,253	1,732	4,684	7,971	2,818
Линия "РП-22-2"	к 7	10,5	54,985	16,818	1,415	16,877	3,258	1,768	4,809	8,145	2,821
Линия "РП-11-1"	к 8	10,5	54,985	16,995	2,103	17,125	3,211	1,678	4,449	7,620	2,781
Линия "РП-11-2"	к 9	10,5	54,985	16,995	2,103	17,125	3,211	1,678	4,449	7,620	2,781
Линия "РП-15-1"	к 10	10,5	54,985	18,120	3,347	18,427	2,984	1,560	3,806	6,583	2,584
Линия "РП-15-2"	к 11	10,5	54,985	18,120	3,347	18,427	2,984	1,560	3,806	6,583	2,584
Линия "ТП-696-1"	к 12	10,5	54,985	17,561	2,902	17,799	3,089	1,595	4,038	6,969	2,675
Линия "ТП-696-2"	к 13	10,5	54,985	17,561	2,902	17,799	3,089	1,595	4,038	6,969	2,675
Линия "АЛТА-1"	к 14	10,5	54,985	17,728	3,235	18,021	3,051	1,564	3,903	6,748	2,642
Линия "АЛТА-2"	к 15	10,5	54,985	17,728	3,235	18,021	3,051	1,564	3,903	6,748	2,642
Линия "ТП-569"	к 16	10,5	54,985	17,013	2,575	17,207	3,196	1,622	4,255	7,329	2,767
Линия "АЦК"	к 17	10,5	54,985	17,481	2,742	17,695	3,107	1,611	4,107	7,080	2,691
Линия "БАХЫТ"	к 18	10,5	54,985	21,519	8,943	23,303	2,360	1,271	2,527	4,242	2,043
Линия "ТП-567"	к 19	10,5	54,985	19,658	5,893	20,522	2,679	1,390	3,060	5,267	2,320
Линия "ТП-204"	к 20	10,5	54,985	17,924	4,425	18,462	2,978	1,461	3,554	6,152	2,579
Линия "Ж/Д"	к 21	10,5	54,985	21,225	8,462	22,850	2,406	1,286	2,596	4,376	2,084

6. Выбор и проверка электрооборудования

6.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка высоковольтных выключателей осуществляется по нескольким условиям: по номинальному току и напряжению выключателя, по отключающей способности выключателя, по динамической и термической стойкости к токам короткого замыкания. Выключатель, удовлетворяющий всем условиям, допускается к эксплуатации в данной электрической сети.

Номинальное напряжение выключателя должно соответствовать условию:

, (6.1)

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- номинальное напряжение электрической сети, кВ.

Номинальный ток выключателя должен соответствовать условию:

, (6.2)

где - номинальный ток выключателя, А.

Выбор по отключающей способности выключателя выполняется по условию:

, (6.3)

где- предельный ток отключения выключателя, кА.

Ток динамической стойкости выключателя должен соответствовать условию:

, (6.4)

где - ток динамической стойкости, кА.

По термической стойкости к токам короткого замыкания выключателя должен соответствовать условию:

, (6.5)

где - номинальный тепловой импульс, кА2 с;

- фактический тепловой импульс, кА2 с.

Номинальный тепловой импульс ,кА2 с, определяется по выражению:

, (6.6)

где - ток термической стойкости, кА;

- время термической стойкости, с.

Фактический тепловой импульс ,кА2 с, определяется по выражению:

, (6.7)

где - приведённое время действия тока короткого замыкания, которое равно сумме времени срабатывания релейной защиты и времени отключения выключателя (принимаем с).

Номинальная мощность отключения выключателя должна соответствовать условию:

, (6.8)

где - номинальная мощность отключения выключателя, МВА;

- мощность короткого замыкания, МВА.

Номинальная мощность отключения выключателя,МВА, определяется по выражению:

(6.9)

Мощность короткого замыкания ,МВА, определяются по выражениям:

(6.10)

По приведенным условиям выполним выбор и проверку выключателя на напряжение 110 кВ. Для расчетов примем элегазовый выключатель типа ВГТ-110-40/2500 У1 с номинальными данными: кВ, А,кА, кА,кА, с [11].

,

,

,

,

кА2 с,

кА2 с,

,

МВА,

МВА,

.

Выключатель ВГТ-110-40/2500 У1 удовлетворяет всем условиям, следовательно допускается к эксплуатации.

Выбор и проверка выключателей на напряжение 10 кВ выполняется в аналогичном порядке.

Рабочий максимальный ток секций шин 10 кВ, А, приближенно определяется по выражению:

, (6.11)

А.

В расчетах для секций шин в качестве вводного и секционного выключателя, а также для линейных ячеек примем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630 У3 с номинальными данными: кВ, А, кА, кА, кА, с [11]. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.1.

Согласно расчетам по таблице 6.1 вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630 У3 удовлетворяет всем условиям, следовательно допускается к эксплуатации.

Таблица 6.1 - Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Место расположения	Spk , кВА	Ip.max, А	Iн.в., А	Iк(3), кА	Iотк.в., кА	iу, кА	iдин, кА	Bк ном., кА с	Bк ф., кА с	Sк.з., МВА	Sотк.ном, МВА
Ввод 110 кВ	14515,728	76,188	2500	6,223	40	15,060	102	4800,0	58,089	1,239	7,621
СШ 10 кВ	14515,728	419,045	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-17-1"	107,793	74,090	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-17-3"	107,793		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-17-4"	1067,659		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-22-1"	862,340	111,432	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-22-2"	1067,659		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-11-1"	960,893	117,122	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-11-2"	1067,659		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-15-1"	960,893	228,080	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "РП-15-2"	2989,445		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "ТП-696-1"	213,532	49,314	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "ТП-696-2"	640,595		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "АЛТА-1"	107,792	12,447	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "АЛТА-2"	107,792		630		12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "ТП-569"	107,792	6,223	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "АЦК"	107,792	6,223	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "БАХЫТ"	811,421	46,847	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "ТП-567"	1724,680	99,574	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "ТП-204"	1708,254	98,626	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217
ЛЯ "Ж/Д"	323,377	18,670	630	7,454	12,5	19,358	32	468,750	83,343	0,136	0,217

6.2 Выбор и проверка разъединителей

Выбор и проверка разъединителей осуществляется по нескольким условиям: по номинальному току и напряжению, по динамической и термической стойкости к токам короткого замыкания. Разъединитель удовлетворяющий всем условиям допускается к эксплуатации в данной электрической сети.

Номинальное напряжение разъединителя должно соответствовать условию:

, (6.12)

где - номинальное напряжение разъединителя, кВ.

Номинальный ток разъединителя должен соответствовать условию:

, (6.13)

где - номинальный ток разъединителя, А.

Выбор и проверка разъединителей по динамической и термической стойкости к токам короткого замыкания выполняется аналогично (6.4) - (6.7).

Выполним выбор и проверку разъединителя на напряжение 110 кВ. Для расчетов примем разъединители типа РНДЗ-1-110/630 У1, РНДЗ-2-110/630 У1 с номинальными данными: кВ, А, кА, кА, с [9] .

,

,

,

кА2 с,

кА2 с,

Разъединители РНДЗ-1-110/630 У1, РНДЗ-2-110/630 У1 удовлетворяют всем условиям, следовательно допускаются к эксплуатации.

6.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока осуществляется по нескольким условиям: по номинальному току и напряжению, по динамической и термической стойкости к токам короткого замыкания, по допустимому сопротивлению нагрузки. Трансформатор тока удовлетворяющий всем условиям допускается к эксплуатации в данной электрической сети.

Номинальное напряжение трансформатора тока должно соответствовать условию:

, (6.14)

где - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ.

Номинальный первичный ток трансформатора тока должен соответствовать условию:

, (6.15)

где - номинальный первичный ток трансформатора тока, А.

Ток динамической стойкости трансформатора тока должен соответствовать условию:

, (6.16)

где - допустимое значение тока динамической стойкости, кА.

Допустимое значение тока динамической стойкости трансформатора тока , кА, определяется по выражению:

, (6.17)

где - ток динамической стойкости трансформатора тока, кА.

Выбор и проверка трансформаторов тока по термической стойкости к токам короткого замыкания выполняется аналогично (6.5) - (6.7).

Допустимая вторичная нагрузка трансформаторов тока должна соответствовать условию:

, (6.18)

где - полное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока, Ом;

- фактическое полное сопротивление нагрузки трансформатора тока, Ом.

Фактическое полное сопротивление нагрузки трансформатора тока , Ом, определяется по выражению:

, (6.19)

где - полное сопротивление, создаваемое нагрузкой приборов, Ом;

- полное сопротивление проводов вторичных цепей, Ом;

- полное сопротивление контактов вторичных цепей (Ом).

Полное сопротивление ,Ом, создаваемое нагрузкой приборов, определяется по выражению:

, (6.20)

где - суммарная нагрузка приборов вторичных цепей, ВА;

- номинальный вторичный ток трансформатора тока, А.

Для расчетов приближенно примем, что суммарная нагрузка приборов складывается из нагрузок следующих приборов: амперметр (ВА), ваттметр (ВА) и счётчик ватт-часов (ВА) [9].

Ом.

Полное сопротивление проводов вторичных цепей ,Ом, определяется по выражению:

, (6.21)

где - удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

- общая длина проводов вторичной цепи, км.

Для расчетов примем: провод марки ПВ-1 сечением 1,5 мм с Ом/км; общая длина проводов вторичной цепи принимается в зависимости от геометрического расположения электрооборудования и способа соединения обмоток трансформаторов тока, примем км.

Ом,

Ом.

Выполним выбор и проверку трансформатора тока на напряжение 110 кВ. Для расчетов примем трансформатора тока типа ТФЗМ-110/300, с номинальными данными: кВ, А, А,кА, кА, с ,Ом [12] .

,

,

кА,

,

кА2 с,

кА2 с,

,

.

Трансформатор тока типа ТФЗМ-110/300 удовлетворяет всем условиям, следовательно допускается к эксплуатации.

Выбор и проверка трансформаторов тока для остальных элементов системы электроснабжения выполняется в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.2.

Согласно расчетам по таблице 6.2 трансформаторы тока удовлетворяют всем условиям, следовательно допускаются к эксплуатации.

Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения осуществляется по условиям: по номинальному напряжению и допустимой мощности нагрузки вторичной цепи. Трансформатор напряжения, удовлетворяющий всем условиям допускается к эксплуатации.

Номинальное напряжение трансформатора напряжения должно соответствовать условию:

, (6.22)

где - номинальное напряжение трансформатора напряжения, кВ.

Допустимая мощность нагрузки вторичной цепи должна соответствовать условию:

, (6.23)

где - допустимая полная мощность нагрузки вторичной цепи трансформатора напряжения, ВА;

- фактическая полная мощность нагрузки, ВА.

Фактическая полная мощность нагрузки вторичной цепи,ВА, определяется по выражению:

 (6.24)

Для расчетов приближенно примем, что суммарная нагрузка приборов во вторичной цепи складывается из нагрузок следующих приборов: вольтметр (ВА), ваттметр (ВА), счётчик ватт-часов (ВА) [9].

ВА.

Выполним выбор и проверку трансформатора напряжения НКФ-110 с номинальными данными: кВ,В,ВА [12] .

,

.

Трансформатор напряжения НКФ-110 удовлетворяет всем условиям, следовательно допускается к эксплуатации.

Выбор и проверка трансформаторов напряжения 10 кВ выполняется в аналогичном порядке. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.3.

Согласно расчетам по таблице 6.3 трансформаторы напряжения НТМИ-10 удовлетворяют всем условиям, следовательно допускаются к эксплуатации.

Таблица 6.3 - Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Место расположения	Марка трансформатора напряжения	Uн.тн, кВ	U2н.тн, В	S2доп, ВА

Подобные документы

• Разработка проекта системы электроснабжения жилого комплекса "Пятница"

  Определение координат трансформаторной подстанции. Расчет электрических нагрузок жилого комплекса. Выбор силового трансформатора, защитной аппаратуры. Расчет токов короткого замыкания. Компенсация реактивной мощности на трансформаторной подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 31.05.2013
  

• Электроснабжение и электрооборудование узловой распределительной подстанции

  Характеристика электрооборудования узловой распределительной подстанции. Расчет электрических нагрузок, компенсация реактивной мощности, выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов и места расположения подстанции. Расчет токов короткого замыкания
  
  курсовая работа [99,3 K], добавлен 05.06.2011
  

• Технологический процесс ремонтного цеха СМУ-13

  Система ремонтов электрооборудования. Электроснабжение электроремонтного участка. Выбор схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания. Компенсация реактивной мощности. Выбор комплектной трансформаторной подстанции.
  
  дипломная работа [790,6 K], добавлен 20.01.2016
  

• Реконструкция подстанции ТП 35/10 кВ

  Расчет электрических нагрузок. Выбор числа мощности и типа трансформатора, выбор местоположения подстанции. Расчет токов короткого замыкания, выбор высоковольтного оборудования. Расчет затрат на реконструкцию подстанции, схема заземления и молниезащиты.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 20.10.2014
  

• Электроснабжение подстанции

  Достоинства радиальных, магистральных и смешанных схем электрических сетей. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Описание схемы автоматического включения резерва.
  
  курсовая работа [218,5 K], добавлен 31.08.2014
  

• Расчет электрооборудования подстанции электроснабжения

  Выбор схемы электроснабжения прокатного производства. Расчет электрических нагрузок. Выбор компенсирующего устройства, мощности и силового трансформатора. Характеристика высоковольтного оборудования. Релейная защита, конструктивное исполнение подстанций.
  
  курсовая работа [402,5 K], добавлен 06.09.2016
  

• Проектирование системы электроснабжения для жилого массива

  Расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания, защитного зануления, выбор оптимальной мощности трансформаторов. Релейная защита элементов распределительных сетей. Составление локальной сметы на строительство трансформаторной подстанции.
  
  дипломная работа [312,6 K], добавлен 04.09.2010
  

• Расчет мощности силового трансформатора

  Система электроснабжения металлургических предприятий. Основное оборудование на подстанции. Характеристика работающего электрооборудования. Расчет токов короткого замыкания в сети. Расчет и выбор коммутационных аппаратов и силового трансформатора.
  
  курсовая работа [615,8 K], добавлен 08.05.2013
  

• Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения

  Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения и напряжения. Расчет и выбор мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита силового трансформатора. Расчет защитного заземления. Перенапряжения и молниезащита.
  
  дипломная работа [458,3 K], добавлен 20.02.2015
  

• Проект электроснабжения цеха

  Расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор места, числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор схемы распределения энергии по заводу. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита, автоматика, измерения и учет.
  
  курсовая работа [704,4 K], добавлен 08.06.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам