Реконструкция электрооборудования подстанции Ингода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

подстанция электроснабжение трансформатор

Основой системы электроснабжения являются электрические сети напряжением 0,38-110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

В настоящее время энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности в направлениях: совершенствование схем электроснабжения, сокращение протяженности линий распределительных сетей 10 кВ и 35 кВ, строительство ВЛ для резервирования подстанций.

1. ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ

В выпускной квалификационной работе рассматривается реконструкция электрооборудования подстанции 110/10 кВ «Ингода», г. Чита.

Питание подстанции осуществляется по двум воздушным линиям 110 кВ «Лесная - Вторая с отпайкой на ПС Ингода» и «ВЛ 110 кВЧерновская - Ингода». Распределительное устройство (РУ) 110 кВ ПС выполнено по типовой схеме - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Данная схема обеспечивает надежное электроснабжение потребителей подстанции, а также надежность перетоков мощности через рабочую перемычку. РУ 10 кВ ПС выполняется на основе схемы одной системы шин, секционированной выключателем.

Ввиду длительной эксплуатации ПС (более 50 лет) предполагается полная замена оборудования 110 кВ и 10 кВ.

Так как температура воздуха наиболее холодной пятидневки г. Чита -минус 38°С, а средняя максимальная температура наиболее теплого месяца - плюс 25,2 °С, к установке принимается оборудование с климатическим исполнением УХЛ (диапазон рабочих температур от минус 60°С до плюс 40°С).

Из-за роста нагрузки потребителей 10 кВ в ближайшие 2-5 лет предусматривается увеличение мощности силовых трансформаторов до 10 МВА. На основании оптимизации схемы сети района нагрузка 35 кВ переводится на соседние ПС, в связи с чем меняется тип трансформатора с трехобмоточного на двухобмоточный.

Схема электроснабжения подстанции после реконструкции представлена на листе 2 графической части ВКР.

2. РАСЧЕТ СИЛОВЫХ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК

2.1 Определение максимальной нагрузки подстанции

Основная часть потребителей электрической энергии ПС - это электроприёмники II категории (около 67%), остальные - электроприемники III-ой (33%) категории. Потребители должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимыхвзаиморезервируемых источников питания, перерывы в электроэнергии допускаются на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

По заданным и cosц определяется активная и реактивная мощность по формулам:

(2.1)

(2.2)

Для стороны НН:

Определение расчетной мощности подстанции

Расчетная мощность подстанции определяется по формуле:

(2.3)

где - заданная в исходных данных мощность потребителей,

;

- коэффициент одновременности ();

- коэффициент перспективы роста нагрузок ();

- мощность собственных нужд подстанции из пункта 4, .

Полная расчётная мощность подстанции равна:

2.2 Расчет осветительной нагрузки подстанции

2.2.1 Расчет рабочего освещения КРУН-10 кВ

Освещение КРУН-10 кВ подстанции предусматривается с использованием светодиодных светильников СС 110 222-1-Н-072-М. Нормированная освещённость рабочих мест и поверхностей согласно [2]: помещения сборных шин, коридоры управления и обслуживания закрытых распределительных устройств (горизонтальная) - 100 лк. Разряд зрительных работ - VIII Б. Потребляемая мощность светильников данного типа - 32 Вт, световой поток - 2460 лм. Расчет произведен методом коэффициента использования. Исходные данные представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета освещения КРУН-10 кВ

Размеры помещения АхВ, м	15x6,75
Разряд и подразряд зрительных работ	VIII Б
Марка светильников	СС 110 222-1-Н-072-М
Высота помещения КРУН, м	3,5 м
Коэффициент отражения потолка, %
Коэффициент отражения стен, %
Коэффициент отражения пола, %

1) Расчетная высота подвеса светильника определяется из формулы:

(2.4)

где - высота рабочей поверхности над полом;

- расстояние светового центра светильника от потолка (свес).

2) Оптимальное расстояние между светильниками при многорядном расположении определяется по формуле:

(2.5)

3) Определение индекса площади помещения:

(2.6)

4) Необходимое количество светильников можно найти по следующей формуле:

(2.7)

где - освещенность,

- коэффициент запаса, ;

- площадь помещения (АxB);

- коэффициент неравномерности освещения;

- световой поток;

- коэффициент использования светового потока по [4, табл. 3.1].

2.2.2 Расчет рабочего освещения ОПУ

Освещение ОПУ подстанции предусматривается с использованием светодиодных светильников СС 110 222-1-Н-072-М. Напряжение осветительной сети потребляемая мощность светильников данного типа - 32 Вт, световой поток - 2460 лм. Нормированная освещённость рабочих мест и поверхностей согласно [2]: помещения релейных щитов, релейные подвесные шкафы, панели релейной защиты (горизонтальная) - 200 лк, разряд зрительных работ - IV В. Расчет произведен методом коэффициента использования аналогично пункту 1.3.1. Исходные данные и результаты расчета представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Исходные и расчетные данные освещения ОПУ

Размеры помещения АхВ, м	17x6,75
Разряд и подразряд зрительных работ	VI Б
Марка светильников	СС 110 222-1-Н-072-М
Высота помещения ОПУ , м	3,5 м
Коэффициент отражения потолка, %
Коэффициент отражения стен, %
Коэффициент отражения пола, %
Расчетная высота подвеса светильника, м	2,7
Оптимальное расстояние между светильниками, м	4,0
Индекс площади помещения	1,95
Коэффициент использования светового потока	0,65
Необходимое количество светильников, шт.	32

2.2.3 Расчет рабочего освещения ОРУ

Освещение открытой части подстанции предусматривается с использованием светодиодных прожекторов RGL-400-L60-IP65, устанавливаемых на прожекторных мачтах высотой 25 м. Нормированная освещённость рабочих мест и поверхностей согласно [2]: для газовых реле, указателей масла, разъемных частей разъединителей - 10 Лк (вертикальная); для вводов трансформаторов, вводов выключателей, ОПН, шкафов управления - 5 Лк (вертикальная); проходы между оборудованием - 1 Лк (горизонтальная). Потребляемая мощность прожектора данного типа - 400 Вт, световой поток - 36000 лм.

Число светильников, используемых при освещении больших площадей, определяется по формуле:

(2.7)

где - освещенность,

- коэффициент запаса, ;

- площадь территории (АxB);

- световой поток;

- коэффициент использования светового потока по освещенности.

2.2.4 Расчет осветительной нагрузки подстанции

Определим расчетную активную мощность рабочего освещения по формуле:

кВт,(2.8)

где - мощность лампы, кВт;

- количество ламп, шт.;

- коэффициент спроса [3, стр. 28];

- коэффициент пускорегулирующей аппаратуры [3, стр. 28].

квар,(2.9)

где tg- коэффициент мощности осветительной установки.

Светодиодные источники света не потребляют реактивную мощность, то есть =0 квар.

Расчетная активная мощность рабочего освещения КРУН по (2.8):

Расчетная активная мощность рабочего освещения ОПУ по (2.8):

Расчетная активная мощность рабочего освещения ОРУ по (2.8):

Суммарная активная мощность освещения ПС равна:

(2.10)

Суммарная реактивная мощность освещения ПС равна:

3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

3.1 Выбор трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа мощности. Поскольку от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы имеется только со стороны высшего напряжения, то требуется установка не менее двух трансформаторов.

Согласно [5] мощность трансформаторов выбирается по условию:

(3.1)

Выбираем 2 трансформатора типа ТДН-10000/110/10 и ТДН-16000/110/10.

Коэффициент загрузки:

(3.2)

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

(3.3)

Условия (3.2) и (3.3) выполняются.

Характеристики трансформаторов, устанавливаемых на ПС, представлены в табл.3.1.

Таблица 3.1- Характеристики и стоимость трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальная мощность	Номинальное напряжениеобмоток	Потери	Uкз	Стоимость
		ВН	НН	Рхх	Ркз
	МВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	тыс. руб.
ТДН-10000/110/10	10	115	10,5	10	58	10,5	4 500,00
ТДН-16000/110/10	16	115	10,5	13	85	10,5	9 000,00

Для окончательного выбора произведем технико-экономическое сравнение рассматриваемых вариантов трансформаторов.

3.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов производится на основе расчета приведенных затрат:

,(3.6)

где E- норма дисконта, ;

- полные капитальные затраты с учётом стоимости КТП;

- стоимость потерь в трансформаторе;

- затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.

,(3.7)

где - цена, определяется по оптовым ценникам, руб;

n - количество трансформаторов;

- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

- коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

- коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

,(3.8)

где - стоимость 1кВтч электроэнергии, ;

- годовое число часов работы трансформатора, ;

- потери холостого хода;

- потери короткого замыкания;

- время максимальных потерь,

,(3.9)

где - норма амортизационных отчислений;

норма обслуживания оборудования;

- норма ремонта оборудования.

По формуле (3.7) определяем капитальные затраты:

тыс. руб;

тыс. руб.

Стоимость потерь в трансформаторе определяем по формуле (2.8):

тыс. руб.;

тыс. руб..

По формуле (3.9) определяем затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:

тыс. руб.;

тыс. руб..

Суммарные затраты определим по формуле (3.6):

тыс. руб.;

тыс. руб..

Наименьшие приведенные затраты имеют место в 1 варианте.Принимаем к установке трансформаторы ТДН-10000/110/10.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания выполняется в соответствии с [6].

При расчете не были учтены следующие параметры:

1) ток намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов;

2) влияние активного сопротивления различных элементов исходной расчетной схемы на амплитуду периодической составляющей тока КЗ, если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ не превышала 30% от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления;

3) также приближенно учитывались электроприемники, сосредоточенные в отдельных узлах исходной расчетной схемы.

4.1 Составление расчетной и электрической схемы замещения

Так как схема электроснабжения симметрична, то будем рассчитывать только одну секцию. Расчет токов КЗ выполняется в именованных единицах. Расчетная схема представлена на рисунке Б.1, схема замещения - на рисунке Б.2.

4.2 Определение параметров схемы замещения

Сопротивление питающей системы:

(4.1)

где - номинальное напряжение базисной ступени, кВ;

- ток трехфазного короткого замыкания на шинах питающей подстанции, кА ();

- среднее напряжение ступени КЗ, кВ.

На стороне 110 кВ:

На стороне 10 кВ:

Сопротивления двухобмоточного трансформатора:

(4.2)

где - напряжение короткого замыкания, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

На стороне 10 кВ:

Параметры трансформатора Т1 равны параметрам трансформатора Т2.

Реактивные сопротивления линий электропередач:

(4.3)

где - удельное реактивное сопротивление линии (таблица Б.1), Ом/км;

- длина линии (таблица Б.1), км;

- номинальное напряжение базисной ступени, кВ;

- номинальное напряжение линии, кВ.

Для ВЛ 110 кВ:

на стороне 110 кВ:

на стороне 10 кВ:

Для КЛ 10 кВ:

Данные расчетов всех реактивных сопротивлений линий сведены в таблице Б.1.

4.3 Расчет токов в точках короткого замыкания

Расчет токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

Трехфазный ток КЗ определяется по формуле:

(4.4)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчетной точки КЗ, Ом.

Уставившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трехфазного КЗ:

(4.5)

Ударный ток:

(4.6)

где - ударный коэффициент [6].

1. Определяем значение тока КЗ в точке К1.

Определяем результирующее сопротивление до точки К1:

Определяем трехфазный ток КЗ в точке К1:

Двухфазный ток КЗ в точке К1:



Ударный ток в точке К1:

2. Определяем значение тока КЗ в точке К2.

Определяем результирующее сопротивление до точки К2:

Определяем трехфазный ток КЗ в точке К2:

Двухфазный ток КЗ в точке К2:

Ударный ток в точке К2:

3. Определяем значение тока КЗ в точке К3.

Определяем результирующее сопротивление до точки К3:

Определяем трехфазный ток КЗ в точке К3:

Двухфазный ток КЗ в точке К3:

Ударный ток в точке К3:

Аналогичным образом выполняется расчет токов КЗ для остальных точек.

4.4 Расчет токов замыкания на землю

Согласно [5] расчет токов замыкания на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов.

Емкостной ток замыкания на землю рассчитывается по формуле:

,(4.7)

где L_к - общая длина электрически связанных кабельных линий, км;

L_в - общая длина электрически связанных воздушных линий, км;

U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Для отходящих линий 10 кВ:

А.

Согласно расчету на секциях шин емкостной ток замыкания на землю не превышает допустимого тока, равного 10 А [2], следовательно компенсация дугогасящими аппаратами не требуется.

5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 110 КВ

5.1 Выбор высоковольтных выключателей 110 кВ

Высоковольтный выключатель 110 кВ выбирается по следующим условиям:

1. По номинальному напряжению:

(5.1)

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

2. По номинальному току:

А,(5.2)

где - номинальный ток отключения выключателя, А;

- расчетный ток для трансформатора мощностью 10000 кВ·А, А.

(5.3)

где - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

- среднее напряжение сети, кВ.

3. По отключающей способности:

(5.4)

где - номинальный ток отключения выключателя, кА;

- периодическая составляющая тока КЗ в цепи выключателя, кА.

4. По электродинамической стойкости:

(5.5)

где - ток электродинамической стойкости выключателя, кА;

- ударный ток в цепи выключателя, кА.

5. По термической стойкости:

(5.6)

где - среднеквадратичное значение тока за время его протекания, кА;

- длительность протекания тока, с;

- тепловой импульс тока, кА²·с.

(5.7)

где - время срабатывания защиты, с.

Пример выбора выключателя 110 кВВГТ-110II*-40/3150 УХЛ1 приведен для ячейки силового трансформатора Т1:

1. По номинальному напряжению:

2. По номинальному току:

3. По отключающей способности:

4. По электродинамической стойкости:

5. По термической стойкости:

5.2 Выбор трансформаторов тока 110 кВ

Трансформатор тока 110 кВ выбирается по следующим условиям:

1. По номинальному напряжению:

2. По номинальному току:

(5.9)

Для ТТ 110 кВ определяется по (5.3). Номинальный ток первичной цепи ТТ выбирается как можно ближе к значению , так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

3. По электродинамической стойкости:

(5.10)

где - ток пропускной способности трансформатора ток, кА.

4. По термической стойкости:

(5.11)

Значение находим по (5.7).

5. По классу точности и вторичной нагрузке:

Расчет приведен для трансформатора тока ТРГ-110 УХЛ1 выключателя 110 кВ ячейки трансформатора Т1.

(5.12)

где - сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока, Ом;

- номинальное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимается

Согласно [8] вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

Ом.

Наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(5.14)

где - мощность, потребляемая приборами, В•А;

- вторичный номинальный ток приборов, А.

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

(5.15)

откуда:

(5.16)

Допустимое сопротивление проводов:

Зная , можно определить сечение соединительных проводов:

(5.17)

где - удельное сопротивление материала провода, Ом/м;

- расчётная длина соединительных проводов, м.

Применяются провода с медными жилами

Принимается длина проводов , тогда сечение по формуле (5.17):

Принимаем медный кабель КВВГнг-LS с жилами сечения 1,5 .

Аналогично выбираются остальные трансформаторы тока 110 кВ.

5.3 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения выбираем по следующим условиям:

1. по напряжению установки;

2. по конструктивному исполнению;

3. классу точности;

4. по вторичной нагрузке:

(5.18)

где - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ;

- номинальная мощность трансформатора напряжения, .

5.4 Выбор разъединителей 110 кВ

Разъединитель 110 кВ выбирается по условиям (5.1)-(5.3), (5.5)-(5.7).

5.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Защита от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1 кВ подстанции выполняется ограничителями перенапряжения ОПН-А-110 для напряжения 110 кВ и ОПН-10 для напряжения 10 кВ. Устанавливаются ОПН на каждую сторону 110, 10 кВ, а также в нейтралях силовых трансформаторов.

Ограничитель перенапряжения (ОПН) - защитный аппарат, состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления заключенного в изоляционную покрышку. Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности его выбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не через искровой промежуток.

Создание ограничителей перенапряжения позволило отказаться от дорогостоящих и ненадежных искровых промежутков, значительно (на 30-50%) снизить уровень ограничения коммутационных перенапряжений, в 2-3 раза улучшить массово-габаритные показатели защитных аппаратов.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

кВ,(5.19)

где - номинальное напряжение ОПН, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 10 КВ

6.1 Выбор ячеек КРУН-10 кВ

КРУН-10 кВ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц. К установке принимаются ячейки КНВ-10 производства ЗАО «ЧЭАЗ» г. Чебоксары. Они комплектуются силовыми выключателями, трансформаторами тока и напряжения, сборными шинами, ограничителями перенапряжения и предохранителями для ТН.

6.2 Выбор высоковольтных выключателейКРУН-10 кВ

Высоковольтные выключатели10 кВвыбирается по условиям (5.1)-(5.7).

Расчетный ток на напряжение 10 кВ для вводных ячеек, для проверки выключателей по условию (5.2):

(6.1)

Расчетный ток на напряжение 10 кВ для отходящих линий:

(6.2)

где - мощность нагрузки отходящей линии, кВ·А.

Пример выбора высоковольтных выключателей КРУН-10 кВ приведен для ячейки Ввода Т1:

1. По номинальному напряжению:

2. По номинальному току:

3. По отключающей способности:

4. По электродинамической стойкости:

5. По термической стойкости:

6.3 Проверка трансформаторов тока КРУН-10 кВ

Трансформаторы тока 10 кВвыбираются аналогично ТТ 110 кВ по условиям (5.8)-(5.17). Для проверки проверки трансформаторов тока по условию (5.9) расчетный ток ТТ 10 кВ вводных ячеек определяется по (6.1). Для ТТ отходящих линий 10 кВ по (6.2).

6.4 Проверка трансформаторов напряжения КРУН-10 кВ

Трансформаторы напряжения 10 кВ проверяются аналогично ТТ 10 кВ по условиям п.5.3.

7. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

По режиму включения в работу электроприёмники собственных нужд (СН) ПС разделяются на постоянно включенные в сеть, включаемые периодически в зависимости от температуры наружного воздуха, от изменения режима и т.д., включаемые во время ремонтов.

Постоянно включённые приёмники I-ой категории: оперативные цепи, цепи управления и релейной защиты, электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, аппаратура связи и телемеханики.

Периодически включаемые приёмники II-ой категории: зарядно-подзарядные устройства аккумуляторной батареи, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев аппаратуры и шкафов высокого напряжения.

Периодически включаемые приёмники III-ей категории: вентиляция и технологическая нагрузка ОПУ и ЗРУ.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0,4кВ.

7.1 Расчёт силовых нагрузок СН ПС 110/10 кВ

Основными исходными данными для определения расчетных силовых нагрузок служит перечень потребителей электрической энергии с указанием их номинальной мощности, количества и режима работы.

Расчет производится по методу упорядоченных диаграмм.

Среднесменная активная и реактивная мощности электроприемника определяются по формулам:

(7.1)

(7.2)

где - коэффициент использования активной мощности для i-го потребителя (справочная величина);

- номинальная мощность i-го потребителя;

соответствует принятому для данного потребителя из справочных материалов.

Расчет сварочной нагрузки выполняется по:

(7.3)

где ПВ - продолжительность включения,

Коэффициент использования для группы электроприемников:

(7.4)

Эффективное число электроприемников определяется по формуле:

(7.5)

где - номинальная мощность наиболее мощного приёмника группы, кВт.

Расчетная нагрузка группы потребителей электроэнергии определяется по формуле:

(7.6)

где - коэффициент расчетной нагрузки, определяемый по [3, табл. 2.2].

Расчетная реактивная мощность группы потребителей определяется по:

(7.7)

Полная расчетная мощность определяется по выражению:

(7.8)

Произведем расчет силовых нагрузок СН ПС на примере одной нагрузки - РПН трансформатора по (6.1, 6.2):

Определим коэффициент использования для группы электроприемников по (7.4):

Эффективное число электроприемников определяется по (7.5):

Определяем значение коэффициента расчетной нагрузки для сетей напряжением до 1 кВ [3, табл. 2.2],

Найдем суммарную расчетную активную и реактивную мощности по формулам (7.6) и (7.7):

Полная мощность, согласно (7.8), составляет:

7.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Суммарная мощность, потребляемая подстанцией, с учётом осветительной нагрузки определим по формуле:

(7.9)

где - суммарная активная мощность, кВт;

- суммарная реактивная мощность, квар.

Суммарная активная мощность определяется по формуле:

(7.10)

где - расчётная активная нагрузка, кВт;

- активная мощность, потребляемая осветительной нагрузкой ПС, кВт.

Суммарная реактивная мощность определяется по формуле:

(7.11)

где - расчётная реактивная нагрузка, квар;

- реактивная мощность, потребляемая осветительной нагрузкой ПС, квар.

Так как на подстанции в основном имеют место потребители I и II категории надёжности, число трансформаторов собственных нужд всегда равно 2. Мощность ТСН определяем по выражению:

(7.12)

где - коэффициент загрузки трансформатора [2];

- количество трансформаторов, шт.

Необходимо выбрать ближайший больший по номиналу мощности трансформатор. Выбираем трансформатор типа ТМГ мощностью 100 кВА со схемой соединения обмоток Д/Y₀.

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора:

(7.13)

Определим коэффициент загрузки в аварийном режиме по формуле:

(7.14)

7.3 Разработка схемы электроснабжения собственных нужд

Схема собственных нужд ПС предусматривает присоединение трансформаторов собственных нужд к 1-й и 2-й секциям шин КРУН-10 кВ через высоковольтные выключатели. Потребители 0,4 кВ запитаны по радиальной схеме.

В качестве источника собственных нужд подстанции используется щит собственных нужд (ЩСН) который устанавливается в ОПУ.

Щит собственных нужд состоит из следующих шкафов:

- 1 шкаф ввода и секционирования в комплекте с устройством АВР, с автоматическими выключателями Compact NSX250 производства SсhneiderElectric.

- 2 шкафа отходящих линий. Защита линий СН выполняется автоматическими выключателями Compact NSX100, NSX160 производства SсhneiderElectric.

Схема собственных нужд представлена на листе 3.

7.4 Выбор сечения проводов и кабелей для потребителей СН

Осуществим выбор и проверку кабелей для питания потребителей СН. Находим расчетный ток () по формуле:

(7.15)

где - номинальная активная мощность электроприемника;

- номинальное напряжение кабельной линии, кВ.

Найдем номинальный ток для питания РПН трансформаторов:

Выбираем кабель ВВГнг-LS 5x10. Проверяем выбранный кабель:

1) по нагреву расчётным током:

(7.16)

где - поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры окружающей среды от температуры, при которой задан в [2];

- поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для проводов и кабелей при их многослойной прокладке в коробах;

- допустимый длительный ток кабеля [2], А.

2) по термической стойкости:

(7.17)

где - расчётный ток КЗ, А;

- температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, A^.с/мм²[3];

- время отключения , с;

- усреднённое значение времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Выбираем наименьшее ближайшее сечение кабеля -

Кабели с медной жилой и с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ, имеющие сечение 16 мм² и более на термическую стойкость не проверяются [3].

3) по потере напряжения:

(7.18)

где - длина кабеля, м;

- удельное активное сопротивление кабеля , мОм/м;

- удельное реактивное сопротивление кабеля , мОм/м.

Потери напряжения составили 0,143% от номинального и не превысили норму в 5%.

7.5 Расчет токов короткого замыкания в сети СН

7.5.1 Расчет трехфазных токов КЗ

Расчет проводится в именованных единицах. При составлении эквивалентной схемы замещения параметры элементов исходной расчетной схемы приводятся к ступени напряжения сети, на которой находится точка КЗ, а активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения выражаются в миллиомах. Исходная схема для расчета токов КЗ представлена на рис. Г.1. Схема замещения представлена на рис. Г.2.

Значение эквивалентного индуктивного сопротивления энергосистемы (X_с), мОм, приведенное к ступени низшего напряжения сети рассчитывается по формуле:

(7.19)

где - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора ( В);

- среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора. ( В);

- номинальный ток отключения предохранителя, установленного на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Сопротивление системы:

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм, приведенные к ступени низшего напряжения сети, их рассчитывают по формулам:

(7.20)

(7.21)

где - номинальная мощность трансформатора (100 кВ·А);

- потери короткого замыкания в трансформаторе (1,98 кВт);

- номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора (0,4 кВ);

- напряжение короткого замыкания трансформатора (4,5 %).

Сопротивление трансформатора:

Сопротивление кабельных линий.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабелей 10 кВ:

(7.22)

(7.23)

где - соответственно удельное активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности, мОм/м;

- длина кабельной линии 10 кВ, м.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабелей 0,4 кВ:

(7.24)

(7.25)

где - длина кабельной линии 0,4 кВ, м.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабельной линии 0,4 кВ питающей обогрев здания (потребитель с самой большой мощностью):

(7.26)

(7.27)

где - длина кабельной линии 0,4 кВ, питающей обогрев здания, м.

Активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока:

Активное и индуктивное сопротивления токовых катушек и переходных сопротивлений подвижных контактов автоматических выключателей:

Активное сопротивление болтовых контактов.

Сборные шины - автоматический выключатель

QF1.10: ;

Автоматический выключатель QF1.10 - кабельная линия:

При расчете тока КЗ следует учитывать ограничивающее действие сопротивления электрической дуги

Определим максимальное значение тока КЗ в точке К1 без учета сопротивления дуги. Суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ до точки К1:

Максимальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ без учета подпитки от электродвигателей рассчитывается по формуле:

(7.28)

где - среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло короткое замыкание, (В).

Минимальный трехфазный ток в точке К1 рассчитывается по формуле:

(7.29)

где - сопротивление дуги, мОм.

Сопротивление дуги равно:

(7.30)

где - напряжение дуги, В.

Напряжение дуги равно:

(7.31)

где - напряженность дуги [3];

- длина дуги, мм.

Длина дуги равна:

(7.32)

где а - расстояние между фазами проводников, мм.

Ударный ток в точке К1:

(7.33)

где - ударный коэффициент.

Ударный коэффициент равен:

(7.34)

где - время затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

(7.35)

Аналогичным образом выполняется расчет тока трехфазного КЗ в точке К2:

7.5.2 Расчет однофазных токов КЗ

Найдем значение однофазного тока КЗ в точке К1 по формуле:

(7.36)

где - полное сопротивление питающей системы трансформатора, а переходных контактов току однофазного КЗ, мОм;

- полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки К1, мОм.

Полное сопротивление току однофазного КЗ определим по формуле:

где - индуктивное и активное сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей силового трансформатора [3], мОм;

- сопротивление дуги,



где - полное удельное сопротивление кабельной линии TN1-02.

где - соответственно удельное активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности [3], мОм/м.

Далее выполняется расчет однофазного КЗ в точке К3:

где - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки К3, мОм.

(7.41)

(7.42)

где - полное удельное сопротивление кабельной линии ST-03.

(7.43)

Расчет токов КЗ сведем в таблицу 7.1:

Таблица 7.1- Значения токов КЗ сети собственных нужд

Место КЗ	, кА	, кА	, кА	, кА
К1	2,259	6,239	1,744	2,154
К2	2,235	6,17	1,723	-
К3	-	-	-	1,639

7.6 Выбор защитной аппаратуры для потребителей СН

Для защиты от КЗ выбираем АВ CompactNSX160 с электромагнитным расцепителем производства компании SchneiderElectric. Автоматический выключатель выбирается по следующим условиям:

1. Соответствие номинального напряжения АВ номинальному напряжению сети В:

Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой сети , А:

Расчетный ток определяется по мощности нагрузки.

2. Токовую отсечку АВ (уставку электромагнитного или аналогичного ему расцепителя) отстраивают от пиковых токов электроприемника по выражению:

где - коэффициент надежности отстройки;

- коэффициент, учитывающий, что в нормальном режиме напряжение может быть на 5 % выше номинального напряжения электропиремника;

- коэффициент запаса;

- коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в пиковом токе электроприемника;

- коэффициент, учитывающий возможный выброс тока срабатывания отсечки относительно уставки.

3. Защита от перегрузки:

где - ток срабатывания защиты при перегрузке, А.

где - номинальный ток теплового расцепителя, А.

4. Выбор времени срабатывания отсечки:

5. Проверка по условиям стойкости при КЗ:

где - ток металлического КЗ для вводных и секционного выключателей.

6. Проверка на чувствительность отсечки к минимальным токам КЗ:

где - коэффициент чувствительности отсечки;

- минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии;

- ток срабатывания отсечки;

- коэффициент разброса срабатывания отсечки по току.

Размещено на Allbest.ru