Выбор основного оборудования проектируемой подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Построение графиков нагрузки подстанции

1.1 Суточные графики нагрузок потребителей

1.2 Суммарный суточный график подстанции

1.3 Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок

1.4 Технико-экономические показатели нагрузки подстанции

1.5 График полной мощности подстанции

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Выбор и проверка шин

2.2 Выбор и проверка электрических аппаратов

2.3 Выбор контрольно-измерительной аппаратуры

2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Заключение

Список использованных источников



Введение

Основные цели проектирования электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем следующие: производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления; надёжная работа установок и энергосистем в целом; заданное качество электроэнергии; сокращение капитальных затрат на сооружение установок; снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Первая цель определяется техническим заданием на электроснабжение потребителей определенного народнохозяйственного комплекса или административно-экономического района. Вторая и третья - существующими техническими нормативами. Четвёртая и пятая выступают в качестве экономического критерия оптимальности. Оптимальность решения при проектировании означает, что заданный производственный эффект (располагаемая мощность, отпускаемая энергия уровень надёжности и качества) получается при минимально возможных затратах материальных и трудовых ресурсов.

В данном курсовом проекте проектируется главная понизительная подстанция (ГПП), так как данный проект является учебным, то принимается ряд допущений, позволяющих избежать чрезмерного увеличения объёма проекта и сосредоточить внимание на более существенных вопросах.

В данном курсовом проекте будут разрабатываться следующие вопросы: выбор основного оборудования проектируемой подстанции; выбор и обоснование главной схемы электрических соединений; расчёт токов короткого замыкания;выбор коммутационных аппаратов; выбор токоведущих частей и кабелей; выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы; выбор ограничителей перенапряжения.



1. Построение графиков нагрузки подстанции

1.1 Суточные графики нагрузок потребителей

Переводим типовой график в график нагрузки заданного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

,

где ордината соответствующей ступени типового графика (%); максимальная мощность согласно задания (МВт).

Для примера покажем расчет в первый час для с/х предприятия в зимний период:

,

Дальнейший расчет производится аналогично. Результаты представлены в таблицах 1.1-1.5 и на рисунках 1.1-1.5.

Таблица 1.1 - Зимний и летний суточный график нагрузки (Сельскохозяйственный район)

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	1,26	2,1	2,52	2,66	2,52
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	2,52	2,8	2,66	2,52	2,24	1,68	1,54	1,4	1,26	0,84	0,56	0,56
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	0,42	0,42	0,28	0,28	0,42	0,42	0,42	0,42	1,12	1,12	1,96	2,38
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	1,96	1,96	2,24	1,96	1,4	1,12	1,12	0,84	0,42	0,42	0,42	0,42



Рисунок 1.1 - График суточной нагрузки потребителя

Таблица 1.2 - Зимний и летний суточный график нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6	3,36	3,36	3,36	3,36	3,36	3,36
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	2,52	2,52	2,52	2,24	2,24	2,24	2,24	2,24	3,92	3,92	4,48	4,48
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	5,04	5,04	5,04	5,04	2,52	2,52	2,52	2,52	2,52	2,52	2,52	2,52

Рисунок 1.2 - График суточной нагрузки потребителя



Таблица 1.3 - Зимний и летний суточный график нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	2,96	2,96	2,96	2,96	0,74	0,74	7,4	7,4	7,4	7,4	5,18	5,18
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	7,4	7,4	6,66	6,66	6,66	6,66	3,7	6,66	6,66	6,66	2,96	2,96
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	2,59	2,59	2,22	2,22	0,37	0,37	0,37	0,37	6,66	6,66	3,7	3,7
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	6,29	6,29	5,92	5,92	5,55	5,55	2,22	2,22	5,92	5,92	2,59	2,59

Рисунок 1.3 - График суточной нагрузки потребителя

Таблица 1.4 - Зимний и летний суточный график нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	3,15	3,15	3,15	3,15	1,575	1,575	4,5	4,5	4,5	4,5	2,7	4,5
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	4,5	4,5	4,05	4,05	4,05	4,05	2,25	4,05	4,05	4,05	3,6	3,6
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	2,475	2,475	2,025	2,025	0,675	0,675	0,675	4,05	4,05	4,05	2,025	2,025
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	4,05	4,05	3,825	3,825	3,825	3,825	1,575	1,575	3,6	3,6	2,925	2,925

Рисунок 1.4 - График суточной нагрузки потребителя

Таблица 1.5 - Зимний и летний суточный график нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	6	6	6	6	6	6
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	6	6	6	6	6	6	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	4,5	4,5	4,5	3,9	3,9	3,9	3,9

Рассчитаем данные для построения совмещенного суточного графика и занесем их в таблицу 1.6.



Рисунок 1.5 - График суточной нагрузки потребителя

Таблица 1.6 - Зимний и летний совмещенный суточный график нагрузки

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	14,27	14,27	14,27	14,27	10,475	10,475	24,06	24,76	25,6	26,02	22,14	23,8
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	26,02	26,3	24,97	24,83	24,55	23,99	15,65	20,27	20,13	19,71	15,28	15,28
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	11,905	11,905	10,945	10,665	7,605	7,605	7,605	12,48	21,15	21,15	17,565	17,985
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	22,74	22,74	22,425	22,145	18,695	17,515	11,935	11,655	16,36	16,36	12,355	12,355

Построим совмещенный суточный график нагрузки всех потребителей (рисунок 1.6).



Рисунок 1.6 - Совмещенный суточный график нагрузки всех потребителей

1.2 Суммарный суточный график подстанции

Суммарный суточный график подстанции определяется с учетом потерь мощности на подстанции.

Определим постоянные потери мощности:

,

где максимальное значение активной мощности совмещенного графика нагрузок потребителей подстанции (МВт).

Потери мощности на собственные нужды:

,

Переменные потери мощности вычисляются для каждой ступени по формуле:

,



где суммарная мощность всех предприятий i-той ступени из п.1.1 (МВт).

Для первой ступени графика (зима) получаем:

,

Для остальных ступеней графика для сезонов (зима, лето) расчет ведется аналогично.

Расчет суммарных суточных графиков (зима, лето) перенесем из таблицы 1.6 в таблицу 1.7.

Суммируя значение мощностей i-тых ступеней графиков нагрузки всех потребителей и потери мощности на подстанции для каждой ступени, получим суммарный график нагрузки подстанции для сезонов (зима, лето) согласно выражения:

,

Для примера покажем расчет первой ступени суммарного графика нагрузки подстанции (для сезона зима):

.,

Для остальных ступеней расчет ведется аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.7.



Таблица 1.7 - Суммарные (зима, лето) суточные графики нагрузки на подстанции

ЗИМА
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	15,44	15,44	15,44	15,44	11,29	11,29	26,66	27,49	28,49	28,99	24,40	26,35
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	28,99	29,32	27,74	27,57	27,24	26,57	16,98	22,23	22,07	21,58	16,56	16,56
ЛЕТО
№ часа	01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12
Рi, МВт	12,87	12,87	11,81	11,51	8,2	8,2	8,2	13,51	23,46	23,46	19,26	19,75
№ часа	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Рi, МВт	25,36	25,36	24,98	24,64	20,57	19,21	12,9	12,59	17,88	17,88	13,37	13,37

По результатам конечной суммы каждой ступени построим графики нагрузки на шинах подстанции (рисунок 1.7).

Рисунок 1.7 - Зимний и летний график нагрузки на шинах подстанции



1.3 Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок

Годовой график подстанции по продолжительности нагрузок показывает длительность работы установки в течении года с различными нагрузками.

Значение активной мощности i-той ступени графика по продолжительности определяется проекцией соответствующих ординат суммарных суточных графиков нагрузки зимнего и летнего периода на ось ординат искомого графика, а длительность этой ступени графика по продолжительности рассчитывается по формуле:

,

Таким образом, определим продолжительность первой ступени годового графика нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок ():

,

Для остальных ступеней графика продолжительность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов вносим в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 - Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузки

№	,
1	29,3245	1	0	200
2	28,9888	1	0	200
3	28,9888	1	0	200
4	28,48636	1	0	200
5	27,73523	1	0	200
6	27,56872	1	0	200
7	27,48552	1	0	200
8	27,23614	1	0	200
9	26,65558	1	0	200
10	26,57279	1	0	200
11	26,34826	1	0	200
12	25,3551	0	1	165
13	25,3551	0	1	165
14	24,97754	0	1	165
15	24,64266	0	1	165
16	24,3983	1	0	200
17	23,45822	0	1	165
18	23,45822	0	1	165
19	22,22675	1	0	200
20	22,06525	1	0	200
21	21,58163	1	0	200
22	20,57305	0	1	165
23	19,74853	0	1	165
24	19,26287	0	1	165
25	19,20516	0	1	165
26	17,8781	0	1	165
27	17,8781	0	1	165
28	16,97576	1	0	200
29	16,56225	1	0	200
30	16,56225	1	0	200
31	15,43877	1	0	200
32	15,43877	1	0	200
33	15,43877	1	0	200
34	15,43877	1	0	200
35	13,50602	0	1	165
36	13,36737	0	1	165
37	13,36737	0	1	165
38	12,9025	0	1	165
39	12,86936	0	1	165
40	12,86936	0	1	165
41	12,59346	0	1	165
42	11,81289	0	1	165
43	11,50629	0	1	165
44	11,28671	1	0	200
45	11,28671	1	0	200
46	8,200436	0	1	165
47	8,200436	0	1	165
48	8,200436	0	1	165

Используя данную таблицу, строим график нагрузки подстанции по продолжительность нагрузок (рисунок 1.8).

Рисунок 1.8 - Годовой график нагрузки подстанции по продолжительности нагрузок

1.4 Технико-экономические показатели нагрузки подстанции

Определим количество энергии, отпущенной с шин подстанции потребителям за рассматриваемый период (год):

,

где мощность i-той ступени графика (МВт); продолжительность i-той ступени (ч).

Определим среднюю нагрузку по графику за рассматриваемый период (год):



,

где длительность рассматриваемого периода (ч).

Используя коэффициент заполнения оценим степень неравномерности графика работы электроустановок:

,

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает во сколько раз отпущенное с шин количество электроэнергии за рассматриваемый период меньше того количества электроэнергии, которое было бы отпущено с шин подстанции за то же время, если бы нагрузка установки все время была бы максимальной.

Определим условную продолжительность использования максимальной нагрузки:

,

Эта величина показывает сколько часов за рассматриваемый период установка должна была бы работать с максимальной нагрузкой, чтобы отпустить с шин подстанции действительное количество электроэнергии за этот период времени.

1.5 График полной мощности подстанции

Рассчитаем средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки для каждой ступени графика нагрузки по формуле:



,

где величина активной мощности i-той ступени каждого потребителя (МВт); величина коэффициента мощности i-той ступени каждого потребителя.

Для примера покажем расчет за зимний период:

,

Последующие ступени рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.9.

Полная мощность подстанции каждой ступени графика определяется по формуле:

,

где величина суммарной активной мощности подстанции (МВт), рассчитанная по формуле 1.5.

Для первой ступени графика мощность подстанции будет равна:

,

Для остальных ступеней графика значения рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.9.



Таблица 1.9 - Средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки, полная мощность подстанции каждой ступени графика

Зима
№ часа
01	0,56	2,8	2,96	3,84	4,8	0,805455	15,43876958	19,168
02	0,56	2,8	2,96	3,84	4,8	0,805455	15,43876958	19,168
03	0,56	2,8	2,96	3,84	4,8	0,805455	15,43876958	19,168
04	0,56	2,8	2,96	3,84	4,8	0,805455	15,43876958	19,168
05	0,56	2,8	0,74	3,84	4,8	0,792465	11,2867077	14,243
06	0,56	2,8	0,74	3,84	4,8	0,792465	11,2867077	14,243
07	0,56	5,6	7,4	4,8	6	0,812085	26,65557833	32,824
08	1,26	5,6	7,4	4,8	6	0,811468	27,48551749	33,871
09	2,1	5,6	7,4	4,8	6	0,810772	28,48636312	35,135
10	2,52	5,6	7,4	4,8	6	0,810441	28,9887981	35,769
11	2,66	5,6	5,18	4,8	6	0,803952	24,39830076	30,348
12	2,52	5,6	5,18	4,8	6	0,804033	26,34826426	32,770
13	2,52	5,6	7,4	4,8	6	0,810441	28,9887981	35,769
14	2,8	5,6	7,4	4,8	6	0,810226	29,3245	36,193
15	2,66	5,6	6,66	4,8	6	0,808328	27,73522586	34,312
16	2,52	5,6	6,66	4,8	6	0,808428	27,56871635	34,102
17	2,24	5,6	6,66	4,8	6	0,808632	27,23614449	33,682
18	1,68	5,6	6,66	4,8	6	0,809054	26,57278935	32,844
19	1,54	3,36	3,7	4,08	4,8	0,80603	16,97576426	21,061
20	1,4	3,36	6,66	4,08	4,8	0,816926	22,22675437	27,208
21	1,26	3,36	6,66	4,08	4,8	0,817113	22,06524867	27,004
22	0,84	3,36	6,66	4,08	4,8	0,81769	21,58162586	26,393
23	0,56	3,36	2,96	4,08	4,8	0,803553	16,56225057	20,611
24	0,56	3,36	2,96	4,08	4,8	0,803553	16,56225057	20,611

Лето
№ часа
01	0,42	2,52	2,59	3,6	3,9	0,805679	12,869	15,973
02	0,42	2,52	2,59	3,6	3,9	0,805679	12,869	15,973
03	0,28	2,52	2,22	3,12	3,9	0,803405	11,813	14,704
04	0,28	2,24	2,22	3,12	3,9	0,804677	11,506	14,299
05	0,42	2,24	0,37	3,12	3,9	0,790607	8,200	10,372
06	0,42	2,24	0,37	3,12	3,9	0,790607	8,200	10,372
07	0,42	2,24	0,37	2,88	3,9	0,790133	8,200	10,379
08	0,42	2,24	0,37	2,88	5,4	0,790115	13,506	17,094
09	1,12	3,92	6,66	4,32	5,4	0,814697	23,458	28,794
10	1,12	3,92	6,66	4,32	5,4	0,814697	23,458	28,794
11	1,96	4,48	3,7	4,32	5,4	0,802095	19,263	24,016
12	2,38	4,48	3,7	4,32	5,4	0,801844	19,749	24,629
13	1,96	5,04	6,29	4,32	5,4	0,809596	25,355	31,318
14	1,96	5,04	6,29	4,32	5,4	0,809596	25,355	31,318
15	2,24	5,04	5,92	4,08	5,4	0,808201	24,978	30,905
16	1,96	5,04	5,92	4,08	5,4	0,808429	24,643	30,482
17	1,4	2,52	5,55	3,84	5,4	0,815414	20,573	25,230
18	1,12	2,52	5,55	3,84	4,5	0,817125	19,205	23,503
19	1,12	2,52	2,22	3,84	4,5	0,80238	12,903	16,080
20	0,84	2,52	2,22	3,84	4,5	0,802629	12,593	15,690
21	0,42	2,52	5,92	3,12	3,9	0,821134	17,878	21,772
22	0,42	2,52	5,92	3,12	3,9	0,821134	17,878	21,772
23	0,42	2,52	2,59	3,12	3,9	0,805514	13,367	16,595
24	0,42	2,52	2,59	3,12	3,9	0,805514	13,367	16,595

По полученным значениям мощности построим графики полной мощности подстанции за зимний и летний периоды (рисунок 1.9).

Рисунок 1.9 - График полной мощности подстанции за зимний и летний периоды

Выбор главной схемы подстанции

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Схема электрических соединений проектируемой подстанции должна удовлетворять следующим требованиям:

иметь достаточную надежность;

быть простой, наглядной;

быть экономичной; иметь возможность расширения.

В данном курсовом проектировании выбор схемы открытого распределительного устройства высокого напряжения (ОРУ ВН) производим, ориентируясь на характер связи подстанции с энергосистемой, типом подстанции, количеством трансформаторов на подстанции, надежностью электроснабжения потребителей.

По условию электроснабжение электрической подстанции осуществляется от одного центра питания по двухцепной воздушной линии (U = 220 кВ, L = 85 км), подстанция не имеет дополнительных присоединений.

Используя типовые схемы РУ высокого напряжения и указания области их применения, приведенные в стандарте организации ОАО «ФСК ЕЭС», выбираем схему 4Н (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Применяется в РУ с 2-мя присоединениями, для тупиковых и ответвительных ПС.

Рисунок 2.1 - Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (6)



Выбор трансформаторов подстанции и устройств компенсации реактивной мощности

Питание подстанции осуществляется от одного центра питания по двухцепной воздушной линиии электропередачи. Целесообразна установка двух трансформаторов.

Условие выбора трансформаторов будет иметь следующий вид:

,

где номинальная мощность трансформатора (МВА);

максимальная полная мощность по графику (МВА).

По графику 36,193 мощность

,

Выбираем трансформатор ТРДНC-40000/220 [3, 7].

,

Таблица 3.1 - Параметры силового трансформатора

Тип	Sном, МВА	Uном обмоток, кВ	uк, %	ДPк, кВт	ДPх, кВт	Iх, %
		ВН	НН
ТРДНC-40000 / 220	40	230	11?11	11,5	170	50	0,9

Расчет питающих линий электропередач

В высоковольтных воздушных линиях (ВЛ), как правило, используется провод марки АС.

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

,

где расчетный ток (А); нормированная плотность тока (A/мм2), определяем по таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Нормированные значения плотности тока для ВЛ

Тmax = ч. Неизолированные провода и шины будем изготавливать из алюминия. Из этого следует, что .

Значение расчетного тока определяется по выражению:

,

где ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме (А); коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ.

Ток линии на пятый год эксплуатации определяется по выражению:



,

где полная мощность питающей ВЛ в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации (ВА) (может быть оценена приближенно); номинальное напряжение ВЛ (В).

Полная мощность питающей ВЛ в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации находится по формуле:

,

Определяем ток линии на пятый год эксплуатации по формуле (4.3).

,

Значение Значение выбираем по таблице 4.2, при коэффициенте Км = 0,8.

Таблица 4.2 - Усредненные значения коэффициента

Определяем расчетный ток по формуле .

,

И наконец, определяем суммарное сечение проводов фазы проектируемой ВЛ по формуле (4.1).

,

По условиям коронирования на 220 кВ минимальное сечение 240 мм2.

По справочнику (ПУЭ таблица 1.3.29) выбираем ближайшее сечение проводника , длительно допустимый ток провода Iдоп = 265 (А). Марка провода АС-70/11.

Рассчитываем максимальный ток послеаварийного или ремонтного режима по формуле (4.5).

,

Выбранное сечение провода удовлетворяет условию нагрева в послеаварийном режиме:

,

,



2. Расчет токов короткого замыкания

При расчете тока короткого замыкания на шинах высокого напряжения трансформаторной подстанции (точка К1 на рисунке 5.1) сопротивления элементов схемы определяем по нижеприведенным выражениям.

Определяем индуктивные сопротивления для двух электрических систем: нагрузка трансформатор реактивный мощность

,

где базисная мощность (задается произвольно) (ВА); мощность короткого замыкания системы (МВА) (см. задание на курсовое проектирование).

Рисунок 5.1 - Расчетная схема (а) и схема замещения (б) для рассматриваемой подстанции

Индуктивное сопротивление линий электропередач высокого напряжения определим по формуле:



,

где удельное индуктивное сопротивление линии (), в расчете принимаем ; длина линии электропередачи (км) (см. задание), напряжение линии электропередач (В).

Найдем суммарное индуктивное сопротивление:

,

При расчете токов короткого замыкания на шинах низкого напряжения трансформаторной подстанции (точка К2 рис. 5.1) сопротивления элементов схемы определяем по нижеприведенным выражениям.

Индуктивное сопротивление трехфазного трансформатора определяем по выражению:

,

где напряжение короткого замыкания трансформатора (%); номинальная мощность трансформатора (ВА).

Для трансформатора с обмоткой низшего напряжения, разделенной на две ветви, сопротивление обмотки высшего напряжения принимается равной (для трехфазных трансформаторов коэффициент расщепления Кр = 3,5):

,



Сопротивления с учетом коэффициента расщепления Кр:

,

Сопротивление двух обмоток низшего напряжения трансформатора с расщепленными обмотками, соединенных параллельно, в 2 раза меньше, и с учетом сопротивления трансформатора на высокой стороне, получим:

,

Определяем результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К1:

,

Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К2 определим по формуле: у вас обмотки не запараллелены, поэтому

=…,

,

Рассчитаем базисные токи по формулам:

,

,

Далее рассчитываем токи трехфазного короткого замыкания.

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в точке К1 определяем по выражению:

,

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в точке К2 определяем по выражению:

,

Затем рассчитаем ударный ток трехфазного короткого замыкания.

Ударный ток определяем по формуле:

,

где ударный коэффициент, который при расчете токов к.з. в сетях напряжением выше 1000 В можно принять равным 1,8 [3].

Тогда ударный ток для короткого замыкания в точке К1:

,

Ударный ток для короткого замыкания в точке К2:

,

Выбор и проверка электрического оборудования подстанции

Все электрические аппараты и токоведущие части на электрических подстанциях выбираем, исходя из условий длительной работы с учетом проверки по условиям короткого замыкания.

При выборе аппаратов и проводников учитываем следующие факторы:

род установки (в помещении или на открытом воздухе);

температура окружающей среды;

влажность и загрязненность атмосферы и помещения;

габариты, вес аппарата и удобство его размещения в распределительном устройстве;

стоимость аппарата.

Изоляция электрических аппаратов и кабелей должна соответствовать номинальному напряжению установки , для чего должно быть выполнено условие:

,

где номинальное напряжение аппарата или кабеля.

Расчетные условия для проверки аппаратов и проводников по расчетному режиму

Рабочий режим делится на нормальный и утяжеленный. Под нормальным режимом установки понимают режим, предусмотренный планом эксплуатации. Утяжеленным режимом называется режим при вынужденном отключении части присоединений вследствие их повреждения или в связи с профилактическим ремонтом.

Расчет рабочих токов нормального и утяжеленного режимов необходимо произвести на всех участках схемы подстанции, где производится выбор аппаратов и проводников. Расчетные рабочие токи присоединений определяются по-разному для различных элементов системы.

Рассчитаем и для шины низкого напряжения, отходящих от трансформаторов.



,

,

По значению выбираем сечение шины марки ШАТ и допустимый длительный ток из таблицы 1.3.31 «ПУЭ».

.

>

Дальнейший расчет токов потребителей производится аналогично по формулам (6.2) и (6.3). Сечения шин марки ШАТ и допустимые длительные токи выбираем из таблицы 1.3.31 «ПУЭ». Результаты представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры потребителей

№	Потребители				n			S,
1	Сельскохозяйственный район	2,8	0,79	3,544	2	102,306	204,613	60 (20х3)	215
2	Обогатительная фабрика	5,6	0,75	7,46	3	143,568	215,352	60 (20х3)	215
3	Машиностроительный завод	7,4	0.88	8,409	3	161,831	242,747	75 (25х3)	265
4	Предприятие бумажной промышленности	4,5	0,81	5,55	3	106,810	160,215	45 (15х3)	165
5	Предприятие цветной металлургии	6	0,79	7,59	3	146,070	219,104	75 (25х3)	265



2.1 Выбор и проверка шин

Выбор и проверка шин высокой стороны

Сечение гибкого проводника ОРУ ВН примем равным сечению провода линии высокого напряжения АС-16/2,7 (см. п. 4). Согласно ПУЭ гибкие проводники проверяются на термическую стойкость и не проверяются на электродинамическую стойкость.

Таблица 6.2 - Параметры шин высокой стороны

Сечение шины,	Допустимый длительный ток , А	Максимальный ток нормального рабочего режима шины
16	111

Выбираем марку АС-16/2,7.

Проверка на термическую стойкость.

Проверка выбранного сечения шин на термическую стойкость при протекании тока КЗ осуществляется по условию:

,

где расчетная температура нагрева шины током короткого замыкания; допустимая температура нагрева шины при коротком замыкании (для алюминиевых гибких шин 200 С).

Для определения расчетной температуры проводника предварительно находится температура проводника до момента возникновения КЗ:

,

,



где температура окружающей среды (+35°С); длительно допустимая температура проводника (+70°С); номинальная температура воздуха (+25°С); максимальный ток утяжеленного рабочего режима шины (А) (см. раздел 4); длительно допустимый ток шины (А) (см. п. 4).

Рисунок 6.1 - Кривая определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании

По кривой, представленной на рисунке 6.1, используя , определим сложную функцию температуры проводника (°С) до момента возникновения КЗ:

.

Сложная функция температуры проводника при протекании тока КЗ определяем по выражению:



,

где коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника (для алюминиевых шин и проводов - 1,054); импульс квадратичного тока КЗ ; сечение проводника . Импульс квадратичного тока КЗ определим по выражению:

,

где начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в рассматриваемой точке схемы (кА) (см. п. 5); время отключения электроустановки, равное сумме времени действия основной релейной защиты и времени отключения выключателя (0,18 с); постоянная времени затухания тока короткого замыкания (с) (см. п. 5).

Тогда

,

По рисунку 6.1 определим конечное значение температуры проводника в режиме короткого замыкания:

,

В результате расчетов получаем:

,

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость. Выбор и проверка шин, отходящих от низкой стороны трансформатора В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими шинами. Выбор сечения жестких проводников производим по нагреву (по допустимому току) по справочнику (ПУЭ таблица 1.3.31), используя в качестве расчетных токи утяжеленного рабочего режима (см. раздел 6.1). Согласно ПУЭ, жесткие проводники проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Таблица 6.3 - Допустимый продолжительный (длительный ток) для алюминиевых шин прямоугольного сечения марки ШАТ

Размеры шины, мм	Количество полос на полюс или фазу	Длительно допустимый ток, А
	1	2070

Проверка на термическую стойкость.

В соответствии с формулами (6.4) - (6.7), по аналогии производим необходимую проверку.

,

где максимальный ток утяжеленного рабочего режима шины (А) (см. п. 6.1).

По кривой, представленной на рисунке 6.1, используя , определим сложную функцию температуры проводника (°С) до момента возникновения КЗ:

,

Импульс квадратичного тока КЗ определим по выражению:

,

,

По рисунку 6.1 определим конечное значение температуры проводника в режиме короткого замыкания:

,

В результате расчетов получаем:

,

Выбранные шины марки ШАТ сечением удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.

Проверка на электродинамическую стойкость.

Жесткие шины, закрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействие электродинамических сил.

Наибольшее удельное усилие в однополосной шине при трехфазном КЗ определяется по выражению:

,

где ударный ток трехфазного КЗ (А); расстояние между фазами (м), в расчете принимаем .

Равномерно распределенная сила создает изгибающий момент (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах):



,

где длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции (м) (в расчете принимаем ).

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

,

где момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия ( (см. рисунок 6.2).

,

,

,

Рисунок 6.2 - Момент сопротивления и инерции шины

Шины механически прочны, если выполняется условие:

,

где допустимое механическое напряжение в материале шин (МПа) (см. рисунок 6.3).

Т.е. выбранные алюминиевые шины марки ШАТ сечением удовлетворяют условию проверки на электродинамическую стойкость.

Рисунок 6.3 - Механические характеристики материала шин

2.2 Выбор и проверка электрических аппаратов

Выбор и проверка электрических аппаратов высокого напряжения

Выбор разъединителей.

Выбор разъединителей осуществляется по назначению и роду установки, конструктивному исполнению, номинальному напряжению и длительному току. Их проверяют по электродинамической и термической стойкости.

Результаты выбора разъединителя будем заносить в расчетную таблицу 6.5 (где напряжение сети в месте установки (кВ); номинальное напряжение аппарата (кВ); расчетный ток на данном участке схемы (А); номинальный ток аппарата (А); расчетный ударный ток трехфазного короткого замыкания на данном участке схемы (кА); iпрс -- номинальный ток электродинамической стойкости аппарата (кА), Вk -- расчетный тепловой импульс тока короткого замыкания на данном участке схемы (кА2· с), Iпр.ф -- предельный ток термической стойкости аппарата (кА), tф -- длительность протекания тока термической стойкости (с) (4 с при Uном < 35 кВ; 3 с при Uном > 35 кВ)).



Таблица 6.5. - Расчетная таблица выбора разъединителей ВН на вводах перед трансформаторами

Условие выбора	Тип разъединителя	Расчетные данные	Каталожные данные
	РДЗ- 220/1000

Выбор выключателей.

Выбор выключателей осуществляется по назначению и роду установки, конструктивному исполнению, номинальному напряжению, длительному току и отключающей способности. Выключатели проверяют по электродинамической и термической стойкости.

Результаты выбора выключателей заносятся в расчетную таблицу 6.5 (где Iп0 -- начальное значение периодической составляющей ток трехфазного короткого замыкания на данном участке схемы (кА), Iпрс -- предельный сквозной ток аппарата (кА)).

Таблица 6.6. - Расчетная таблица выбора вводных выключателей ВН в цепях силовых трансформаторов и на вводах в ОРУ 220 кВ

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Каталожные данные
	ВНВ-220-63	=220 кВ	=220 кВ
		=А	=3150 А
		=кА	=62 кА
		=кА	=63 кА
			=1200

Выключатели соответственно установлены в тех же присоединениях, что описано выше про разъединители, соответственно выбор этих выключателей отражен в таблице 6.6.

Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) осуществляется по назначению и номинальному напряжению.

Результаты выбора ограничителей перенапряжения ПС заносятся в расчетную таблицу 6.7 [10].

Таблица 6.7 - Расчетная таблица выбора ОПН ВН

Условия выбора	Тип ОПН	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=Uном	ОПН-220УХЛ1	=220 кВ	=220 кВ

Выбор и проверка электрических аппаратов низкого напряжения

Выбор выключателей

Результаты выбора выключателей заносятся в расчетную таблицу 6.9.

Таблица 6.9 - Расчетная таблица выбора выключателей НН на вводах НН трансформаторов

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВЭ-10-40/2500Т3	=10 кВ	=10 кВ
		=А	=2500 А
		=кА	=112 кА
		=кА	=40 кА
		=	=300

Выбор выключателей для отходящих присоединений, к которым подключены потребители, представлен в таблице 6.9.2-6.9.6. Из таблицы видно, что для всех этих отходящих присоединений подходит выключатель на ток 320 А.



Таблица 6.9 - Расчетная таблица выбора выключателей НН для отходящих присоединений потребителя

Условие выбора	Тип выключателя	Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВЭ-10-31,5/630У3	=10 кВ	=10 кВ
		= 242,747 А	= 630 А
		=кА	=80 кА
		=кА	=31,5 кА
		=	= =2976,75

Выбор ограничителей перенапряжения.

Результаты выбора ограничителей перенапряжения заносятся в расчетную таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Расчетная таблица выбора ОПН НН

Условие выбора	Тип ОПН	Расчетные данные	Каталожные данные
	ОПН-10 УХЛ1

2.3 Выбор контрольно-измерительной аппаратуры

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Количество электроизмерительной аппаратуры, устанавливаемой на подстанции, должно быть минимально возможным для облегчения обслуживания, упрощения и удешевления установки, но и достаточным для правильного ведения эксплуатации.

Выбор трансформаторов тока

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



Таблица 6.11 - Расчетная таблица выбора трансформатора тока ВН

Условие выбора	Тип трансформатора тока	Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ-220-У1	220 кВ	=220 кВ
		=А	=200 А
		кА	=12 кА
		=	=

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов rприб, соединительных проводов rпров и переходного сопротивления контактов rк:

,

Сопротивление приборов определяется по выражению:

,

где Sприб-- мощность, потребляемая приборами (ВА); I2ном -- вторичный номинальный ток прибора (А).

Сопротивления контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех измерительных приборах и 0,1 Ом - при большем количестве приборов.

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

,

откуда можно найти допустимое сопротивление соединительных проводов:

,

Зная rпр, можно определить необходимую площадь сечения соединительных проводов:

,

где -- удельное сопротивление провода (0,0283 Ом мм2/м); lрасч -- расчетная длина проводов. Схема соединения трансформаторов тока - полная звезда, тогда lрасч = l, где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) (м). Для цепи РУ 220 кВ l = 110 м.

Для стороны ВН выберем измерительные приборы: ваттметр, варметр, амперметр регистрирующий, счетчик активной энергии, ваттметр регистрирующий, ваттметр (щит турбины).

Из таблицы 6.12 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Определим сопротивление приборов:

,

Определим сопротивление проводов:

,

Определим сечение проводов:



,

По таблице 1.3.5 «ПУЭ» выбираем сечение соединительных проводов

Пересчитаем для получения реального значения:

,

Определим сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:

,

Расчетная таблица выбора ТТ на вводах НН показана в таблице 6.12.

Таблица 6.12- Расчетная таблица выбора ТТ на вводах НН

Условия выбора	Тип ТТ	Расчетные данные	Каталожные данные
Uсети ном ? Uном, кВ	ТВТ-10	Uсети ном=10кВ	Uном = 10кВ
Iраб.норм ? Iном, А		Iраб.норм=2029 А	Iном = 5000А
iуд ? iдин, кА		Iуд=28,877 кА	Iдин=100 кА
Bк ? IІпр.т•t , кАІс		Bк = 26,38 кАІс	I Іпр.т•t=31,5І•1= 992,25 кАІс
Z2 ? Z2ном, Ом		0,17	Z2ном=0,4 Ом

Выбор трансформаторов напряжения

Результаты выбора ТН заносятся в расчетную таблицу 6.13.

Таблица 6.13 - Расчетная таблица выбора трансформатора напряжения

Условия выбора	Тип трансформатора напряжения	Расчетные данные	Каталожные данные
?	НКФ-220-58У1	220 кВ	=220 кВ
		(ВА)



(ВА).

(ВА).

Для линии ВН при выборе измерительного трансформатора напряжения необходимо произвести расчет вторичной нагрузки.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

Результаты выбора ТН на НН заносятся в расчетную таблицу 6.14.

Таблица 6.14- Расчетная таблица выбора трансформатора напряжения НН, установленных на шинах 10 кВ

Условия выбора	Тип трансформатора напряжения	Расчетные данные	Каталожные данные
?	НОМ-10-66	10 кВ	=10 кВ
		(ВА)

2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для определения общей мощности потребителей собственных нужд ПС составляется таблица 6.15 электрических нагрузок собственных нужд ПС.

Таблица 6.15 - Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	cos	tg	Нагрузка
	единицы, кВткол-во	всего, кВт			Pуст, кВт	Qуст, квар
Охлаждение ТРДН-25000/110	-	3	0,85	0,62	3	1,86
Подогрев У-110??	11,3x6	67,8	1	0	67,8	-
Подогрев КРУ	1x32	32	1	0	32	-
Отопление и освещение ОПУ	-	80	1	0	80	-
Освещение, вентиляция ЗРУ	-	7	1	0	7	-
Освещение ОРУ 110 кВ	-	5	1	0	5	-
Итого		191,8	1,86

Общая электрическая нагрузка собственных нужд:

(кВА).

Мощность трансформаторов собственных нужд:

,

Принимаем два трансформатора ТСН: ТМ 160/10 .

Таблица 6.15 - Параметры трансформатора собственных нужд

Тип тра-ра	кВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, Вт
		ВН	НН	PХХ	PКЗ
ТМ-160	160	10	0,4	460	2650	4,7	2,4



Заключение

При проектировании данной подстанции с двумя одноцепными связями с энергосистемой было определено, что при выборе электрической схемы нужно исходить из соображений надежности, экономичности, безопасности и возможности расширение, т.е. установки дополнительного оборудования. Выбор схемы зависит от категории потребителей электрической энергии. Вследствие этого, а так же в следствии двухцепной связью с энергосистемой, было установлено два силовых трансформатора и два трансформатора собственных нужд. Исходя из этих условий был выбран наиболее рациональный вариант схемы, подходящий по всем вышеизложенным критериям оптимального расходования всех типов ресурсов.

Также в данном проекте было рассмотрено, как и по каким критериям выбирать электрооборудование. Оборудование выбрано современное, так как в настоящее время на новых энергообъектах России происходит постепенное обновление и совершенствование технической части подстанций, которое по всем параметрам превосходит старые образцы оборудования не только в плане технических возможностей, но и в плане большей ремонтопригодности и удобству монтажа. Новое оборудование позволяет увеличить срок службы подстанции, избежать критических аварийных ситуации в связи с износом старого оборудования.

По произведенному в полной мере расчету параметров всего оборудования подстанции, т.е. шин высокой, низкой и стороны потребителей, измерительного оборудования, трансформаторов и т.д., было установлено соответствие требуемых и полученных значений характеристик электроприборов. В результате проектирования подстанции были получены важнейшие навыки, позволяющие без особого труда, сохраняя время, т.е. основной ресурс, проводить разработку подстанций, а также проводить качественную проверку используемого оборудования.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. - СПб.: ДЕАН, 2009

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.

3. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

4. Валь П.В. Электрические станции и подстанции. Методические указания по выполнению курсового проекта, 2014.

5. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС», Дата введения - 2007-12-20.

6. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 606 с.

Размещено на Allbest.ru