Выбор трансформаторов на подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

подстанция силовой трансформатор нагрузка

Введение

Задание к курсовому проекту

1. Построение графиков нагрузки подстанции

1.1 Суточные графики нагрузок потребителей

1.2 Суммарные графики нагрузок предприятий

1.3 Годовой график по продолжительности нагрузок

1.4 Технико-экономические показатели установки

2. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции

3. Расчет трансформаторов на перегрузочную способность

3.1 Построение эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки подстанции

4. Выбор и обоснование схемы электрических соединений подстанции

5. Выбор марки и сечения проводов линий ВН (проверка сечения по допустимому току нагрузки)

5.1 Проверка сечения проводника по условию короны

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Расчет сопротивления линии и трансформатора

6.2 Расчет параметров линии и токов короткого замыкания

7. Выбор, проверка ошиновки и аппаратуры подстанции

7.1 Выбор разъединителей и выключателей

7.2 Выбор ограничителей перенапряжения

7.3 Выбор ошиновки на сторону ВН и НН

7.4 Выбор трансформаторов тока

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

7.6 Выбор трансформатора собственных нужд

Заключение

Список используемой литературы



ВВЕДЕНИЕ

Величайшие задачи, решаемые энергетиками, состоят в непрерывном увеличении объектов производства, в сокращении сроков и реконструкции старых, уменьшение удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в увеличении структуры производства электроэнергии и т.д.

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. Важную роль выполняют электрические подстанции, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

Курсовой проект состоит из таких разделов, как построение графиков нагрузок; технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки, выбор силового трансформатора и трансформатора собственных нужд, выбора и обоснования электрической схемы подстанции, выбора марки и сечения проводов линий ВН и НН, проверка сечений проводов, расчет токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и т.д.



ЗАДАНИЕ НА РАЗРАБОТКУ ПРОЕКТА

Дисциплина - «Электрические станции и подстанции»

студент электроэнергетического факультета ХХХХХХХХХХХХХ 5 курса направления 13.03.02 - Электроэнергетика и электротехника

Подстанция тупиковая напряжением 35/10связана с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением 35кВ, длиной 40 км. Мощность короткого замыкания на шинах системы(S_к.з) 800 МВ·А.

Характеристики потребителей электрической энергии подстанции:

№ п\п	Наименование потребителя	Максимальная мощность, МВт	Расположение проводов, м	коэффициент мощности cosц	Кол-во линий, шт.
1	Предприятие цветной металлургии	10	треугольное, 2,5	0,83	5
2	Предприятие черной металлургии	8	треугольное, 2,5	0,80	3
3	Предприятие текстильной промышленности	1	треугольное, 2,5	0,78	2
4	Предприятие химической промышленности	6	треугольное, 2,5	0,79	2
5	Предприятие бумажной промышленности	5	треугольное, 2,5	0,83	2



1. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ

1.1 Суточные графики нагрузок потребителей

Фактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

В данном курсовом проекте дана проходная подстанция напряжением 110/10кВ, связанная с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением 110 кВ, длиной 110 км.

Мощность короткого замыкания на шинах системы S_к.з=1000 МВ*А, а также следующие наименования потребителей:

· Предприятие черной металлургии;

· Предприятие цветной металлургии;

· Предприятие текстильной промышленности;

· Предприятие химической промышленности;

· Предприятие бумажной промышленности

С максимальными мощностями соответственно 10, 9, 4, 8, 8 МВт. Напряжение этих пяти объектов составляет 10 кВ. Для каждого предприятия, по условию, дан коэффициент мощности cosц, равный:

1) Cosц = 0,82 (Предприятие черной металлургии)

2) Cosц = 0,83 (Предприятие цветной металлургии)

3) Cosц = 0,78 (Предприятие текстильной промышленности)

4) Cosц = 0,79 (Предприятие химической промышленности)

5) Cosц = 0,83 (Предприятие бумажной промышленности)

Количество линий, питающих данное предприятие, соответственно равны 4, 4, 2, 4, 6.

Кроме P_max, для построения графика необходимо знать характер изменения нагрузки потребителя во времени, который можно определить из данных в курсовом проекте типовых графиков силового максимума в процентах в течение суток (зима, лето).

Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток.

При известномP_max можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, то есть для выше указанных предприятий, используя соотношение для каждой ступени графика:

P_ст= n%·P_max/ 100

где n% - ордината соответствующей ступени типового графика, в %. В данном курсовом проекте нам даны суточные типовые графики нагрузки предприятий (зима, лето), которые переводим в пять графиков нагрузки P(t) предприятий, используя выше указанную формулу, а вычисленные данные заносим в таблицы.

Для примера, вычислим значение ступени 0-1 часа для предприятия черной металлургии, максимальная потребляемая мощность составляет 10 МВт.

Р_0-1= n% •P_max/ 100 = 99% • 10/100 = 9,9 МВт.

Аналогично, выполняем расчеты, для каждого отдельного часа и предприятия.

Таблица 1.1 - Расчеты зимнего графика предприятия черной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
99	98	98	99	100	100	100	100	100	99	99	100	%
9,9	9,8	9,8	9,9	10	10	10	10	10	9,9	9,9	10	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
100	100	100	100	100	99	99	100	100	100	99	99	%
10	10	10	10	10	9,9	9,9	10	10	10	9,9	9,9	Pi

Таблица 1.2 - Расчеты летнего графика предприятия черной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
85	80	80	85	90	90	90	90	90	85	85	90	%
8,5	8	8	8,5	9	9	9	9	9	8,5	8,5	9	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	90	90	90	90	80	80	90	90	90	85	85	%
9	9	9	9	9	8	8	9	9	9	8,5	8,5	Pi

Таблица 1.3 - Расчеты зимнего графика предприятия цветной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
80	80	80	80	80	80	100	100	100	100	100	100	%
7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	9	9	9	9	9	9	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
100	100	100	100	100	100	80	80	80	80	80	80	%
9	9	9	9	9	9	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	Pi

Таблица 1.4 - Расчеты летнего графика предприятия цветной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
65	65	65	65	65	65	65	90	90	90	90	90	%
5,85	5,85	5,85	5,85	5,85	5,85	5,85	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	90	90	90	90	75	75	75	65	65	65	65	%
8,1	8,1	8,1	8,1	8,1	6,75	6,75	6,75	5,85	5,85	5,85	5,85	Pi

Таблица 1.5 - Расчеты зимнего графика предприятия текстильной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
60	51	38	38	45	55	70	80	85	70	50	45	%
2,4	2,04	1,52	1,52	1,8	2,2	2,8	3,2	3,4	2,8	2,0	1,8	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
40	40	60	70	80	90	100	100	95	85	80	70	%
1,6	1,6	2,4	2,8	3,2	3,6	4	4	3,8	3,4	3,2	2,8	Pi

Таблица 1.6 - Расчеты летнего графика предприятия текстильной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
55	38	25	25	25	38	45	63	69	63	45	45	%
2,2	1,52	1,0	1,0	1,0	1,52	1,8	2,52	2,76	2,52	1,8	1,8	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
38	38	45	55	55	59	68	78	84	84	73	60	%
1,52	1,52	1,8	2,2	2,2	2,36	2,72	3,12	3,36	3,36	2,92	2,4	Pi

Таблица 1.7 - Расчеты зимнего графика предприятия химической промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12		t, час
50	50	50	50	50	50	100	100	100	100	100	100		%
4	4	4	4	4	4	8	8	8	8	8	8		Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24		t, час
100	100	100	100	100	100	60	60	60	60	60	60		%
8	8	8	8	8	8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8		Pi



Таблица 1.8 - Расчеты летнего графика предприятия химической промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
45	45	45	40	40	40	40	40	70	70	80	80	%
3,6	3,6	3,6	3,2	3,2	3,2	3,2	3,2	5,6	5,6	6,4	6,4	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	90	90	90	45	45	45	45	45	45	45	45	%
7,2	7,2	7,2	7,2	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	Pi

Таблица 1.9 - Расчеты зимнего графика предприятия бумажной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
10	10	7	7	7	13	7	90	90	90	90	95	%
0,8	0,8	0,56	0,56	0,56	1,04	0,56	7,2	7,2	7,2	7,2	7,6	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
95	4	4	95	90	95	100	100	100	12	7	9	%
7,6	0,32	0,32	7,6	7,2	7,6	8	8	8	0,96	0,56	0,72	Pi

Таблица 1.10 - Расчеты летнего графика предприятия бумажной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
7	7	3	3	3	3	7	7	7	85	85	85	%
0,56	0,56	0,24	0,24	0,24	0,24	0,56	0,56	0,56	6,8	6,8	6,8	Pi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	4	4	4	86	86	95	95	7	7	7	7	%
7,2	0,32	0,32	0,32	6,88	6,88	7,6	7,6	0,56	0,56	0,56	0,56	Pi

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки для всех выше указанных предприятий, где ось абсцисс - время в часах, а ось ординат - мощность в МВт.

1.2 Суммарные графики нагрузок потребителей

Эти графики определяем с учетом потерь мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.

Суммируя значения мощностей графиков нагрузки пяти потребителей и потери распределения в электрических цепях в целом по энергосистеме, получаем результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы (зима, лето).

Графики нагрузки генераторов энергосистемы получаем из графиков мощности (зима, лето), отпускаемых с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии: постоянные потери, потери на собственные нужды и переменные потери.

Определяем суммарная мощность шин подстанции:

P^?_пс(t)=P_(t) + ? P_пост. + ? P_пер.+ ?P_с.н.

где P_(t) - сумма мощностей, потребляемая пятью предприятиями данных промышленностей по определенному значению часа; ? P_пост. - постоянные потери, которые составляют 1% от P_max, где P_max выбирается максимальное значение ступени P_(t), то есть ? P_пост.=0,01P_max; ?P_с.н. - потери на собственные нужды, составляют 0,5% от P_max, то есть ?P_с.н.=0,005 P_max; ? P_пер - переменные потери, зависящие от значения мощности каждой ступени и вычисляются по формуле:

? P_пер = P²_(t) / 10 * P_max

Вычислим потери для суммарных графиков (зима, лето).

Находим максимальное значение ступени для графика суммарной нагрузки (зима) P_max= 38,1 МВт, таблица 1.6.

P_(t) для первой ступени 0-1 час по таблицам 1.1-1.10 вычисляется:

P₍₁₎= 9,9+7,2+2,4+4+0,8 =24,3 МВт.

Аналогично выполняем вычисления для всех остальных ступеней каждого определенного часа согласно времени года (зима, лето).

? P_{пост.(зима)}=1% P_max=0,01 P_max=0,38 МВт.

?P_{с.н.(зима)}=0,5% P_max=0,005 P_max=0,19 МВт.

Вычислим значение переменных потерь для 1 - й ступени 0-1 часа.

? P_{пер.(зима)(1)}=24,3 ² / 10*38,1 = 1,55 МВт.

Для всех остальных ступеней каждого определенного часа и определенного сезона года (зима, лето) вычисления производим аналогично.

Затем вычисляем суммарную мощность, например для 1 - й ступени 0-1 часа:

P^?_{пс(1)(зима)}=P₍₁₎ + ? P_пост. + ? P_пер.+ ?P_с.н.= 24,3+0,38+1,55+0,19 = 26,42 МВт.

Таким же образом вычисляем значения остальных ступеней (зима), все вычисленные результаты вносятся в таблицу 1.6.

По такой же аналогии вычисляются значения для ступеней графика суммарной нагрузки (лето) и результаты заносятся в таблицу 1.7.

Таблица 1.11 - Суммарная нагрузка (зима).

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Зима
24,3	23,84	23,08	23,18	23,56	24,44	30,36	37,4	37,6	36,9	36,1	36,4	P(t)
0,38	? Pпост
0,19	?Pс.н
1,55	1,49	1,40	1,41	1,46	1,57	2,42	3,67	3,71	3,57	3,42	3,48	? Pпер
26,42	25,33	24,48	24,59	25,02	26,01	32,78	41,07	41,31	40,47	39,52	39,88	P?пс(t)
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Зима
36,2	28,92	29,72	37,4	37,4	38,1	33,9	34,0	33,8	26,36	25,66	25,42	P(t)
0,38	? Pпост
0,19	?Pс.н
3,44	2,20	2,32	3,67	3,67	3,81	3,02	3,03	3,00	1,82	1,73	1,70	? Pпер
40,21	31,12	32,04	41,07	41,07	41,91	36,92	37,03	36,8	28,18	27,39	27,12	P?пс(t)

Таблица 1.12 - Суммарная нагрузка (лето).

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Лето
20,71	19,53	18,69	18,79	19,29	19,81	20,41	23,38	26,02	31,52	31,60	32,1	P(t)
0,33	? Pпост
0,17	?Pс.н
1,3	1,16	1,06	1,07	1,13	1,19	1,26	1,66	2,05	3,01	3,02	3,12	? Pпер
22,5	20,69	19,75	19,86	20,42	21,0	21,67	25,04	28,07	34,53	34,62	35,22	P?пс(t)
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Лето
33,02	26,14	26,42	26,82	29,78	27,59	28,67	30,07	22,37	22,37	21,43	20,91	P(t)
0,33	? Pпост
0,17	?Pс.н
3,3	2,07	2,11	2,18	2,69	2,31	2,49	2,74	1,52	1,52	1,39	1,32	? Pпер
36,82	28,21	28,53	29,0	32,47	29,9	31,16	32,81	23,89	23,89	22,82	22,23	P?пс(t)

По результатам конечной суммы P_?пс(t) для сезонов года (зима, лето) строим графики суммарной нагрузки подстанции с учетом всех выше перечисленных потерь.

1.3 Годовой график по продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаем в порядке их убывания от P_max до P_min.

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков нагрузки - зимнего (200 дней), и летнего (165 дней).

График по продолжительности нагрузок применяем в расчетах технико - экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.п.

График годовой по продолжительности является проекцией суммарных графиков нагрузки (зима, лето).

1.4 Технико-экономические показатели установки

Площадь, ограниченная кривой графика по продолжительности нагрузок активной составляющей, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период (год).

Wп=

где P_i - мощность i- ступени графика, T_i- продолжительность ступени.

W_п(зима)=807,73 * 200=161546,61 МВт·ч;

W_п(лето)= 645,08 * 165=106437,61 МВт·ч;

W_п=267984,22 МВт*ч.

Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (год) равна:

P_ср= W_п / T

где T - длительность рассматриваемого периода; W_п - электроэнергия за рассматриваемый период (год).

P_ср= W_п / T= 267984,22 / 8760 = 30,59 МВт.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения.

k_зап = W_п / P_maxпс · T

P_maxпс выбирается максимальное значение с учетом потерь.

k_{зап(зима)} = W_п / P_maxпс 8760=267984,22 / 8760 · 41,91=0,73

k_{зап(лето)} = W_п / P_maxпс 8760= 267984,22 / 8760 · 36,82=0,83

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была бы максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение k_зап к единице.

T_max = W_п/ P_maxпс=P_ср · T / P_maxпс = k_зап · T

Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период T (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии W_п за этот период времени.

T_{max(зима)} = W_п / P_maxпс= 267984,22 / 41,91 =6394,28 ч.

T_{max(лето)} = W_п / P_maxпс=267984,22 / 36,82 = 7278,76 ч.

Переведем заданные коэффициенты мощности из косинусов в тангенсы, используя тригонометрические функции:

cosц₁ = 0,82 Предприятие черной металлургии tgц₁ = 0,81

cosц₂ = 0,83 Предприятие цветной металлургии tgц₂ = 0,80

cosц₃ = 0,78 Предприятие текстильной промышленности tgц₃ = 0,84

cosц₄ = 0,79 Предприятие химической промышленности tgц₄ = 0,80

cosц₅ = 0,83 Предприятие бумажной промышленности tgц₅ = 0,80

Определим реактивную мощность потребителей в часы максимальных нагрузок по известным активным мощностям потребителей:

УQ = P_1(t) · tgц₁+ P_2(t) · tgц₂ + … + P_i(t) · tgц_i

где P_1(t), P_2(t) - максимальное значение мощности, используемое в течение суток пяти предприятий, tgц_1,tgц₂ найдены выше.

УQ(зима)=31,48

УQ(лето)=28,45

tgц_ср - средневзвешенный коэффициент мощности на шинах подстанции.

tgц_ср = УQ / УP_maxпс

УP_maxпс - учитывается без потерь.

tgц_{ср(зима)} = УQ / УP_maxпс = 31,48 / 38,1 = 0,826

tgц_{ср(лето)} = УQ / УP_maxпс = 28,45 / 36,2 = 0,862

Полная мощность подстанции вычисляется по формуле:

S_max=P_maxпс·

S_{max(зима)} =41,91·= 54,36 МВ·А;

S_{max(лето)} =36,82· = 31,72 МВ·А.



2. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции, согласно заданию на разработку проекта и с учетом состава потребителей принимается равным двум.

Вычислим предварительную расчетную мощность трансформатора. Она вычисляется по формуле:

S_н.расч = S_max / k_ав = 54,36 / 1,4 = 38,83 МВ·А

коэффициент аварийной перегрузки, принимаем равным 1,4.

Предварительно принимаем трансформатор мощностью 40 МВ*А

Вычислим средневзвешенные коэффициенты каждого определенного часа для вычисления полной мощности по формуле:

tg ц_св(i) = P₁ · tg ц₁ + P₂ · tg ц₂ +…./

Например для 0-1 часа

tgц_св(1)=

Остальные средневзвешенные коэффициенты для всех остальных часов (24 ч.) рассчитываются аналогично.

tgцсв(1) = 0,809

tgцсв(2) = 0,770

tgцсв(3) = 0,808

tgцсв(4) = 0,770

tgцсв(5) = 0,782

tgцсв(6) = 0,771

tgцсв(7) = 0,750

tgцсв(8) = 0,772

tgцсв(9) = 0,774

tgцсв(10) = 0,775

tgцсв(11) = 0,780

tgцсв(12) = 0,770

tgцсв(13) = 0,775

tgцсв(14) = 0,775

tgцсв(15) = 0,777

tgцсв(16) = 0,776

tgцсв(17) = 0,775

tgцсв(18) = 0,774

tgцсв(19) = 0,783

tgцсв(20) = 0,765

tgцсв(21) = 0,774

tgцсв(22) = 0,774

tgцсв(23) = 0,785

tgцсв(24) = 0,771

Вычисляем полную мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа, которая вычисляется по формуле:

S_(t) =P_(t) ·

Для 0-1 часа она будет составлять:

S_1(t) =26,42·= 33,98 МВ·А;

Остальные полные мощности для всех остальных часов (24 ч.) рассчитываются аналогично.

S_1(t) =33,98 МВ·А;

S_2(t) =31,97 МВ·А;

S_3(t) =31,47 МВ·А;

S_4(t) =31,04 МВ·А;

S_5(t) =31,76 МВ·А;

S_6(t) =32,85 МВ·А;

S_7(t) =40,97 МВ·А;

S_8(t) =51,88 МВ·А;

S_9(t) =52,24 МВ·А;

S_10(t)=51,2 МВ·А;

S_11(t) =50,13 МВ·А;

S_12(t) =50,33 МВ·А;

S_13(t) =50,86 МВ·А;

S_14(t) =39,36 МВ·А;

S_15(t) =40,56 МВ·А;

S_16(t) =51,97 МВ·А;

S_17(t) =51,97 МВ·А;

S_18(t) =53,01 МВ·А;

S_19(t) =46,9 МВ·А;

S_20(t) =46,63 МВ·А;

S_21(t) =46,54 МВ·А;

S_22(t) =35,63 МВ·А;

S_23(t) =34,82 МВ·А;

S_24(t) =34,23 МВ·А;

3. РАСЧЕТ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПЕРЕГРУЗОЧНУЮ СПОСОБНОСТЬ

На основании вычислений полных мощностей каждой ступени строится график, по которому можно провести анализ при выборе силового трансформатора.

При вычислении предварительной мощности трансформатора, учитывающий коэффициент аварийной перегрузки мы предварительно приняли силовой трансформатор мощностью 40 МВ·А. При данной мощности перегрузочная нагрузка длится 12 часов в сутки, при том перегрузочная нагрузка составляет 12,24 МВ·А.

3.1 Построение эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки подстанции

При построении двухступенчатого графика нагрузки рассматриваются 3 случая:

1. 1 тепловой импульс. В такой ситуации 10-ти часовой период определяется в сторону предшествующий началу перегрузок.

2. 2 тепловых импульса, причем больший следует за меньшим. 10 ч. Откладывается в сторону меньшего max (меньший max учитывается).

3. 2 тепловых импульса, причем меньший следует за большим. 10 ч. Откладывается в сторону меньшего max.

Анализируя график нагрузки можно сделать выводы, что имеет место 2 случай.

Определим коэффициенты К₁ и К₂ по формуле:

К₁ =

К1=

К₂=

Из таблицы 1-22 [9] по мощности трансформатора выбираем номер чертежа (согласно ГОСТ 14209-69) при эквивалентной температуре охлаждающей среды х_охл=20⁰C, чертеж №20. Время перегрузочной нагрузки большего теплового импульса составляет 2 часа. На оси абсцисс отмечаем значение К₁= 0,998 проецируем на график линии 2 часа и получаем К_2доп= 1,5(это по рисунку определяется) из условия работы трансформатора в режиме перегрузки должно выполнятся условие: К₂ ? К_2доп. (1,316?1,5). Это условие выполняется, следовательно, мы можем принять трансформатор данной мощности 40 МВ·А.

В результате получаем двухступенчатый график с переводом коэффициентов перегрузок в эквивалентные мощности S_1экв= 45,17 МВ·А, продолжительностью 10 часов, S_2экв= 52,24 МВ·А, продолжительностью 2 часа.

Коэффициенты нагрузки представлены в относительных единицах по отношению к S_ном = 40 МВ·А.

Таким образом, выбранный трансформатор проходит по условию перегрузочной способности.



4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

В данном курсовом проекте, по условию, подстанция связана с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением 110 кВ. К тому же эта подстанция является проходной, с двумя вводными линиями (на стороне высшего напряжения).

Сторона низшего напряжения состоит из двух секций шин. Для рационального использования данного трансформатора, мы нагрузку распределяем симметрично. К первой шине мы подключаем предприятие черной металлургии и цветной металлургии с максимальными мощностями 10 МВт и 9 МВт, что в сумме нам дает 19 МВт, а ко второй - предприятие текстильной промышленности 4 МВт, предприятие химической промышленности-8 МВт и предприятие бумажной промышленности -8 МВт, что в сумме, нам дает 20 МВт.

На стороне низшего напряжения нужно установить ограничители перенапряжения (ОПН), которые также присоединяются к каждой секции сборных шин.

Трансформаторы собственных нужд (ТСН) устанавливают на территории подстанции и подключаются к выводу низшего напряжения силового трансформатора.

Шины низшего напряжения подключают через блок ввода, имеющий разъединители и выключатель. Это дает возможность проводить необходимые ремонтные работы, включать и отключать питание, поступающее к шине. На каждую секцию шин устанавливаются по одной ячейки ввода.

Так как система сборных шин имеет две секции, поэтому необходимо между ними установить секционный выключатель и секционные разъединители.

К каждой секции шин подключаются трансформаторы напряжения.

В итоге получается 20 ячеек КРУ на стороне низшего напряжения проектируемой трансформаторной подстанции. Ячейка КСО-207 Новация.



5. ВЫБОР МАРКИ И СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ВН И НН (ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЯ ПО ДОПУСТИМОМУ ТОКУ НАГРУЗКИ)

Для выбора марки и сечения проводов линий ВН нужно рассчитать следующие параметры:

Максимальное значение силы тока вычисляем по формуле:

I_max =

Максимальная мощность:

S_max = 54,36 МВ·А

Экономическое сечение проводника вычисляем по формуле:

F_эк =

J_эк - экономическая плотность тока, выбирается из условной продолжительности максимальной нагрузки (зима) T_max= 5760,45 ч. J_эк = 1,3 А/мм² для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов, используемые в Центральной Сибири, Казахстане, Средней Азии.[1]

F_эк =

По конструктивным соображениям принимаем три линии с проводом сечением АС - 185

Номинальное сечение, мм²(алюминий/ сталь) -185/ 24 [9]

Диаметр провода d = 18,9 мм = 1,89 см

Радиус провода r=94,5 мм

Сопротивление постоянному току при 20⁰Cr₀ = 0,157 Ом/км

Индуктивное сопротивление x₀ = 0,377 Ом/км [9]

Допустимая токовая нагрузка вне помещений I_доп= 510 А

Среднее геометрическое расстояние между проводами D_ср = 3,0 м = 300 см

5.1 Проверка сечения проводника по условию короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и выше [ 1,4,7].

Правильный выбор сечения проводника обеспечивает уменьшение действия короны до допустимых значений. Провода не будут коронировать если максимальная напряженность поля у поверхности любого провода будет не более 0,9 Е_о[ 4,7 ] т.е.

Е_max ? 0,9 Е_окВ/см - при расположении проводов в треугольник

Максимальная напряженность поля у поверхности нерасщепленного провода, кВ/см:

=

где U - линейное напряжение, кВ

r_о - радиус провода,см

D_ср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

см

где D_1-2 , D_2-3 , D_1-3- расстояние между соседними фазами [1,4,7].

Начальное значение критической напряженности электрического поля:

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, в расчете принять m=0,82 .

2,74 ? 27,26. Условие выполняется.



6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6.1 Расчет сопротивления линии и трансформатора

Выбранный трансформатор:

ТРДН-40000/110 [11]

Потери короткого замыкания P_к.з. = 167 кВт;

Потери холостого хода P_х.х. = 44 кВт;

Напряжение короткого замыкания U_к. = 10,4%;

Номинальная мощность S_н= 40 МВ·А;

Напряжение обмотки ВН, U_вн = 115 кВ;

Напряжение обмотки НН, U_нн = 10,5 кВ.

Активное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:

R_т =

R_т =

Индуктивное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:

X_т =

X_т =

6.2 Расчет параметров линии и токов короткого замыкания

Мощность короткого замыкания на шинах системы S_к.з.= 1000 МВ*А;

Напряжение ВН обмотки U_вн = 115 кВ:

Напряжение НН обмотки U_нн = 10,5 кВ.

Схема замещения линии:

Индуктивное сопротивление энергосистемы определяется по формуле:

X_c =

X_c =

Определяем активное и реактивное сопротивление линий:

R_л = R₀·L = 0,157•110= 17,27 Ом

X_л = x₀·L = 0,377•110 = 41,47 Ом

где - длина линии равная 110 км.

Вычисляем общее сопротивление линии в точке К₁.

Z_?1

Трехфазный ток короткого замыкания в точке К₁:

I⁽³⁾_к.з.1 =

Вычисляем общее сопротивление в точке К₂

Z_?2

Тогда трехфазный ток короткого замыкания в точке К₂:

I⁽³⁾_к.з2 =

Приводим ток короткого замыкания в точке К₂ к напряжению 10 кВ:

I⁽³⁾_к.з2 =

Определяем постоянную времени затухания апериодической составляющей трехфазного тока короткого замыкания находится по формуле Т_а:

Т_а =

w = 2·р·f = 2·3,14·50 = 314

Сторона высокого напряжения:

R_?1 =R_л = 17,27 Ом

X_?1 = X_л + X_c =41,27+13,22 = 54,49 Ом

Т_а1=

Сторона низкого напряжения:

R_?2 =R_л + R_т =17,27+1,38=18,65 Ом

X_?2 = X_л + X_c+ X_т =41,27+13,22+34,38=88,87 Ом

Приводим сопротивления к напряжению 10 кВ:

R_У2 =

X_У2 =

Т_а2=

Найдем ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания по формуле:

К_у =

Для стороны высокого напряжения:

К_у=1+ =

Для стороны низкого напряжения:

К_у= 1+ =

Ударный ток вычисляем по формуле, учитывающей ударный коэффициент:

i_у =

Для стороны высокого напряжения:

i_у1 =

Для стороны низкого напряжения:

i_у2=



7. ВЫБОР, ПРОВЕРКА ОШИНОВКИ И АППАРАТУРЫ ПОДСТАНЦИИ

Выбор необходимого оборудования производится на основании принятой схемы электрических соединений.

Перед тем, как мы выберем электрооборудование на стороны высокого и низкого напряжения, необходимо рассчитать рабочие токи, на основании которых будет выбираться аппаратура подстанции. Рабочие токи вычисляются по формуле:

I_max = I_р =

Для стороны высокого напряжения:

I_max1 = I_р1 =

Для стороны низкого напряжения:

I'_max2 = I'_р2 =

Рабочий ток на стороне низкого напряжения составляет 2,992 кА.

7.1 Выбор разъединителей и выключателей

Основные параметры, на которые будем опираться при выборе разъединителей и выключателей, являются:

U_н - номинальное напряжение;

I_р - номинальный (рабочий) ток;

i_у - ударный (предельный сквозной) ток;

B_к - термическая стойкость.

I_н.откл - номинальный ток отключения, вычисляется только для выключателей.

Выбор разъединителей

Для стороны высокого напряжения:

Тип: РНДЗ-2-35/630, t_т =4 с.[9]

Таблица 7.1

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	115	115
Iр, А	453,30	630
iу, кА	2,294	64
Bк,кА2·с	21	576

B_к =

I⁽³⁾_к.з. - трехфазный ток короткого замыкания, t_т - время прохождения наибольшего тока термической стойкости.

для каталожных данных

B_к =

I_т.с. - ток термической стойкости, t_т - время прохождения наибольшего тока термической стойкости.

B_к=

B_к =

Для остальных разъединителей и выключателей значение термической стойкости вычисляется аналогично.

Для стороны низкого напряжения.

Разъединитель в точке К₂(смотрите схему замещения)

Тип: РВР(З)-Ш-10/2000, t_т = 4 с. [9]

Данный тип разъединителя предназначен для установки в секционной ячейке и ячейке ввода.

Таблица 7.2

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	1587	2000
iу, кА	5,854	85
Bк,кА2·с	35,69	3969

B_к =

B_к =

Для выбора разъединителей на сторону низкого напряжения, питающие

потребители, вычисляем рабочие токи по формуле, учитывающей

максимальную мощность предприятий, напряжение линии низкого

напряжения, количество линий потребителей:

I =

где S_max - максимальная мощность, потребляемая предприятиями, МВт;

U₂ - напряжение стороны низкого напряжения, 10 кВ; n - количество линий, питающих каждое предприятие.

I₁, I₂, I₃, I₄, I₅ - сила тока в одной линии каждого потребителя, соответствен-но для предприятия черной металлургии, предприятия цветной металлургии, населнного пункта, предприятие химической промышленности, предприятия бумажной промышленности .

Предприятие черной металлургии.

Тип: РВЗ-10/400I, тип привода: ПР-11, t_т = 4 с. [9]

Таблица 7.4

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	138	400
iу, кА	5,854	41
Bк,кА2·с	35,69	1024

Предприятие цветной металлургии.

Тип: РВЗ-10/400I, тип привода: ПР-11, t_т = 4 с. [9]

Таблица 7.5

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	124	400
iу, кА	5,854	41
Bк,кА2·с	35,69	1024

Предприятие текстильной промышленности

Тип: РВЗ-10/400I, тип привода: ПР-11, t_т = 4 с. [9]

Таблица 7.6

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	110	400
iу, кА	5,854	41
Bк,кА2·с	35,69	1024

Предприятие химической промышленности

Тип: РВЗ-10/400I, тип привода: ПР-11, t_т = 4 с. [9]

Таблица 7.7

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	110	400
iу, кА	5,854	41
Bк,кА2·с	35,69	1024

Предприятие бумажной промышленности.

Тип: РВЗ-10/400I, тип привода: ПР-11, t_т = 4 с. [9]

Таблица 7.8

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	73	400
iу, кА	5,854	41
Bк,кА2·с	35,64	1024

Так как рабочие токи для всех линий потребителей составляют небольшой интервал 73-138 А, то для всех предприятий можно принять разъединитель одного типа РВЗ-10/400I. [9]

Выбор выключателей

Для стороны высокого напряжения.

Тип: ВВС (сухие)-35, t_т = 3 с.

Таблица 7.9

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	110	110
Iр, А	453,30	630
iу, кА	2,191	63
Bк,кА2·с	3,75	1875
Iн.откл, кА	1,118	25

Для стороны низкого напряжения.

Тип: ВВЭ-10Б-31,5, t_т = 3 с.

Данный тип выключателя предназначен для установки в секционной ячейке и ячейке ввода

Таблица 7.10

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	1587	2000
iу, кА	5,854	40
Bк,кА2·с	26,7	2977
Iн.откл, кА	2,987	20

Предприятие черной металлургии.

Тип: ВВЭ-10-20, t_т = 3 с.

Таблица 7.11

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	138	630
iу, кА	5,854	51
Bк,кА2·с	26,77	1200
Iн.откл, кА	2,987	20

Предприятие цветной металлургии.

Тип: ВВЭ-10-20, t_т = 3 с.

Таблица 7.12

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	124	630
iу, кА	5,854	51
Bк,кА2·с	26,77	1200
Iн.откл, кА	2,987	20

Предприятие текстильной промышленности

Тип:ВВЭ-10-20, t_т = 3 с.

Таблица 7.13

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	110	630
iу, кА	5,854	51
Bк,кА2·с	26,77	1200
Iн.откл, кА	2,987	20

Предприятие химической промышленности

Тип: ВВЭ-10-20, t_т = 3 с.

Таблица 7.14

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	110	630
iу, кА	5,854	51
Bк,кА2·с	26,77	1200
Iн.откл, кА	2,987	20

Предприятие бумажной промышленности .

Тип: ВВЭ-10-20, t_т = 3 с.



Таблица 7.15

	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн, кВ	10	10
Iр, А	73	630
iу, кА	5,854	51
Bк,кА2·с	26,77	1200
Iн.откл, кА	2,987	20

Так как рабочие токи для всех линий потребителей составляют небольшой интервал 73-138 А, то для всех предприятий можно принять выключатель одного типа ВВЭ-10-20.

7.2 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения определяется по сфере использования ОПН.

Для стороны высокого напряжения.

ОПН-У/TEL предназначен для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений воздушных электрических сетей напряжением от 27 до 220 кВ. способ установки «фаза-земля» (-60…+40⁰C). В данном случае нам необходим ОПН-У УХЛ1 класса напряжения 110 кВ.

Для стороны низкого напряжения.

ОПН-РС/TEL предназначен для защиты воздушных электрических сетей 6-10 кВ от грозовых перенапряжений. Способ установки «фаза-земля». Используется во всех точках сети, где ранее предусматривалось применение вентильных разрядников типа РВО.

7.3 Выбор ошиновки

Выбор ошиновки на сторону высокого напряжения

Ошиновка стороны высокого напряжения выполняется гибкой. Она проверяется по условию коронирования и термической стойкости.

Проверка проводника на термическую стойкость

Критерием термической стойкости проводника является допустимая температура его нагрева токами короткого замыкания. Поэтому проводник или аппарат следует считать термически стойким, если его температура в процессе КЗ не превышает допустимых величин.

В таблице 3.12 [2] приведены значения допустимых температур нагрева проводников разных типов. Они определены из соображений сохранения механической прочности металла для голых проводников. х_к.доп = 200⁰C для алюминиевой части сталеалюминиевых проводов.

Определение х_н проводят с использованием выражения:

где х_о - температура окружающей среды;

х_доп - длительно допустимая температура проводника;

х_о,ном - номинальная температура окружающей среды (согласно ПУЭ

х_о,ном= 25⁰C для воздуха);

I_max - максимальный ток нагрузки;

I_доп- длительно допустимый ток проводника.

==481А

Величину ѓ_н, характеризующую тепловое состояние проводника к моменту начала короткого замыкания, можно определить по кривой рис.3.45 [2] по известной температуре проводника в режиме работы х_н. ѓ_н = 70⁰C

ѓ_к=

Это уравнение является исходным для определения температуры проводника х_к к концу короткого замыкания

k = 1,054 мм^4·0C/(А·с)·10^-2 коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника таблица 3.13 [4].

B_к - тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепла, выделенного током короткого замыкания в проводнике, вычисляется по формуле

B_к =

Если к ѓ_н прибавить величину k·B_к /q², определяемую по известным значениям токов короткого замыкания, коэффициента k и сечения q исследуемого проводника, то получим значение ѓ_к.

ѓ_к=

По кривой [4] используя ѓ_к, определяем конечное значение температуры проводника в режиме КЗ х_к. Если х_к ?х_к.доп , то проводник термически стоек.

х_к= 90⁰C?х_к.доп= 200⁰C

Провод АС-185/24 по условию термической стойкости проходит.

Ошиновка на сторону низкого напряжения

Ошиновка стороны низкого напряжения выполняется жесткой. Она проверяется по условию термической и динамической стойкости.

Проверка проводника на термическую стойкость.

Рабочий ток, который течет на стороне низкого напряжения, определяется

Экономическая плотность тока осталась прежней

J_эк = 1,3 А/мм²

Экономическое сечение проводника вычисляется

F_эк =

Предварительно выбираем алюминиевые окрашенные шины прямоугольного сечения по допустимому току [9]), где выполняется условие

I_max2= 3142,2 А?I_к.доп=3200 А

Сечение выбранной шины имеет размеры 120Ч10 и составляет сечение 1200 мм². Проверим шину на термическую стойкость. Расчеты на термическую стойкость ошиновки стороны низкого напряжения производятся по тем же формулам, что и ошиновка стороны высокого напряжения.

Определение х_н проводят с использованием выражения

==3008 А

ѓ_н = 100⁰C

B_к =

ѓ_к=

х_к= 79⁰C?х_к.доп= 200⁰C

Алюминиевые двухполосные окрашенные шины прямоугольного сечения 1200 мм² проходят по условию термической стойкости.

Расчет однополосных шин на динамическую стойкость

Определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ [2]:

ѓ⁽³⁾=

где a - расстояние между фазами равное 26 см; i⁽³⁾_у2 - ударный ток трехфазного короткого замыкания.

Наибольшие динамические усилия возникают при трехфазном токе КЗ, поэтому в расчетах учитываем ударный ток трехфазного КЗ.

ѓ⁽³⁾=

Равномерно распределенная сила ѓ⁽³⁾ создает изгибающий момент, Н/м (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах),

М =

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

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа,

?_расч =

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³, определяется по формуле

W =

?_расч =

Шины динамически прочны, если

?_расч = 0,0013 МПа ? ?_доп = 40 МПа.

Шинная конструкция данного сечения проходит по условию динамической стойкости.

7.4 Выбор трансформаторов тока

Приборы, подключаемые к трансформатору тока. [4]

Таблица 7.4.1

прибор	тип	Нагрузка фазы, В·А
		A	C
Амперметр	Э-335	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	0,5
Варметр	Д-335	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	И-680	2,5	2,5
Счетчик индуктивной энергии	И-673	2,5	2,5
Итого		6,5	6,5

Трансформатор тока на сторону высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираем по условию вторичной нагрузки:

Z₂ ? Z_2ном,

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока, Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂ ? г₂. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

г₂ = г_пр+ г_приб + г_к

ТТ на стороне высокого напряжения

ТФЗМ 35А-У1, S_2ном30 В·А, t_Т = 3 с. [4]

Таблица 7.4.2

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=35кВ	Uном = 35 кВ
Imax =453,30А	Iном = 600А
iу= 2,191кА	iу = 25кА
Bк= 3,75 кА2•с	Bк= 625кА2•с

Сопротивление приборов определяется по выражению

г_приб =

где S_приб - мощность, потребляемая приборами; I₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

г_пр+ г_приб + г_к ? Z_2ном

Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

Z_{2 ном} =

Допустимое сопротивление проводов

г_пр = Z_{2 ном} - г_приб - г_к= 1,2 - 0,26 - 0,1 = 0,84 Ом

Допустимое сечение провода.

q=

l_расч = l = 60 м, расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, в данном случае - включение в полную звезду.

с - удельное сопротивление материала провода. Провода с медными жилами применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (с =0,0283).

Выполняем обратную операцию и находим сопротивление провода

г_пр=

Расчетная вторичная нагрузка:

г₂ = г_пр+ г_приб + г_к = 0,42 + 0,26 + 0,1 = 0,78 Ом

Условие по вторичной нагрузке выполняется

Z₂ = 0,78 ? Z_2ном = 1,2 Ом

Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами сечением 4 мм².

Расчеты выбора трансформатора тока на сторону низкого напряжения выполняем аналогично.

ТТ на стороне низкого напряжения

Данный расчет производится для выбранного трансформатора тока, предназначенного для вводной ячейки КРУ.

Приборы, подключаемые к трансформатору тока.

Таблица 7.4.3

прибор	тип	Нагрузка фазы, В·А
		A	C
Амперметр	Э-335	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	0,5
Варметр	Д-335	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	И-680	2,5	2,5
Счетчик индуктивной энергии	И-673	2,5	2,5
Итого		6,5	6,5

ТЛШ 10-У3, S_2ном20 В·А, t_Т = 3 с.

Таблица 7.4.4

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 1587А	Iном = 2000 А
iу= 5,854кА	iу = 81 кА
Bк= 26,77 кА2•с	Bк= 2976,75кА2·с

Сопротивление приборов определяется по выражению

г_приб =

Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

r_2ном = Z_{2 ном} =

r_к = 0,1 Ом, так как количество принятых приборов - 5.

Допустимое сопротивление проводов

г_пр = Z_{2 ном} - г_приб - г_к= 0,8 - 0,26 - 0,1 = 0,44 Ом

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов можно принять для разных присоединений линии 10 кВ к потребителям - 6 м.

l_расч = , расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, в данном случае - включение в неполную звезду.

Допустимое сечение провода.

q =

Принимаем контрольный кабель сечением 4 мм².

Отсюда выполняем обратную операцию и находим сопротивление провода:

г_пр=

Расчетная вторичная нагрузка:

г₂ = г_пр+ г_приб + г_к = 0,0276 + 0,26 + 0,1 = 0,3876 Ом

Условие по вторичной нагрузке выполняется

Z₂ = 0,3876 ? Z_2ном = 0,8 Ом

Данный расчет предназначен для выбора трансформатора тока в ячейку потребителя. Так как токи, текущие в линиях потребителей, расходятся в небольшом интервале 44-144 А, то данный тип трансформатора тока предназначен для всех пяти предприятий и расчет произведен только для предприятия химической металлургии.

Приборы, подключаемые к трансформатору тока.

Таблица 7.4.5

прибор	тип	Нагрузка фазы, В·А
		A	C
Амперметр	Э-335	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	И-680	2,5	2,5
Итого		3	3

Предприятие химической промышленности.

ТЛМ 10-У3, S_2ном10 В·А, t_Т = 3 с.

Таблица 7.4.6

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 144А	Iном = 200 А
iу= 5,854кА	iу = 35,2 кА
Bк= 26,77кА2·с	Bк= 306,03кА2·с

Сопротивление приборов определяется по выражению

г_приб =

Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

r_2ном = Z_{2 ном} =

r_к = 0,05 Ом, так как количество принятых приборов - 2.

Допустимое сопротивление проводов

г_пр = Z_{2 ном} - г_приб - г_к= 0,4 - 0,12 - 0,05 = 0,23 Ом

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов можно принять для разных присоединений линии 10 кВ к потребителям - 6 м.

l_расч = , расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, в данном случае - включение в неполную звезду.

Допустимое сечение провода.

q =

По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил. Поэтому принимаем контрольный кабель сечением 4 мм².

Отсюда выполняем обратную операцию и находим сопротивление провода

г_пр=

Рсчетная вторичная нагрузка:

г₂ = г_пр+ г_приб + г_к = 0,0276 + 0,12 + 0,05 = 0,1976 Ом

Условие по вторичной нагрузке выполняется

Z₂ = 0,1976 ? Z_2ном = 0,4 Ом

Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами сечением 4 мм².

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

В данном случае выбираем трансформаторы напряжения по условию вторичной нагрузки.[11].

S_2? ? S_2ном,

где S_2? - номинальная мощность в выбранном классе точности; S_2ном - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В*А.

Для упрощения расчетов нагрузки приборов можно не разделять по фазам

S_2? =

Для упрощения расчетов принимаем сечение проводов по условию механической прочности 2,5 мм² для алюминиевых жил.

Трансформатор напряжения на сторону высокого напряжения

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения.

Таблица 7.5.1

Прибор	тип	S обмотки, В·А	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность

Подобные документы

• Проектирование электрической подстанции

  Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения по исходным данным. Выбор трансформаторов на подстанции, обоснование. Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции, выбор электрооборудования.
  
  дипломная работа [336,9 K], добавлен 10.03.2010
  

• Электрическая часть подстанции 110/35/10 КП-140206 Э-537

  Выбор структурной схемы и расчёт реактивной нагрузки проектируемой подстанции. Выбор мощности и типа трансформатора, схемы питания собственных нужд. Расчёт токов короткого замыкания и электрической схемы замещения. Выбор токоведущих частей для цепей.
  
  курсовая работа [453,8 K], добавлен 26.01.2014
  

• Проектирование подстанции системы электроснабжения города

  Перевод суточных графиков потребления мощности, выбор мощности трансформатора и структурной схемы подстанции. Технико-экономический расчет вариантов. Выбор отходящих линий на стороне высшего и среднего напряжения. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [592,8 K], добавлен 11.03.2016
  

• 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
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

• Проектирование подстанции 500/110/10 кВ

  Выбор автотрансформаторов, сборных шин, измерительных трансформаторов напряжения и тока, распределительных устройств, выключателей для подстанции. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства. Схемы питания потребителей собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 24.02.2013
  

• Проектирование тяговой подстанции

  Структурная схема тяговой подстанции. Выбор типа силового трансформатора. Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции. Определение расчетных токов короткого замыкания. Выбор и проверка изоляторов, высоковольтных выключателей, аккумуляторной батареи.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 19.09.2012
  

• Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ

  Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012
  

• 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
  

• Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

  Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014
  

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