Внешнее электроснабжение промышленного района

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Электроэнергетика, как отрасль промышленности страны, в результате различных видов деятельности общества получила ведущее место. Не даром уровень развития современной цивилизации определяется количеством потребляемой электрической энергии на душу населения. Так с повышением научно-технического прогресса электрическая энергия становится одним из основных и дешевых видов энергии.

В месте с тем, электроэнергетика при производстве, передаче, распределении и потреблении электроэнергии испытывает неизбежные трудности, связанные с эксплуатацией основного силового оборудования. Плотность данных трудностей со временем все более возрастает, что определяется в первую очередь естественным износом. В результате последних исследований было выявлено, что 20 процентов генерирующих мощностей на электростанциях выработало свой ресурс. Возрастная структура машин и оборудования в электроэнергетике, например, свыше 15 лет составляет 63,3%. Данные цифры заставляют серьезно подойти к проблеме дальнейшего развития отрасли.

Процесс производства и передачи электроэнергии является столь динамичным и постоянно подверженным случайным возмущающим воздействиям, что без автоматического управления его функционирование невозможно. Такие особенности, как равенство в каждый момент времени генерируемой и случайно изменяющийся, требуемой нагрузкой, мощностей, время от времени возникающие короткие замыкания, высокая быстротечность электромагнитных и электромеханических переходных процессов, обусловили развитие технических средств автоматического управления ещё в начальный период становления электроэнергетики.

Для того чтобы продолжать намеченные планы по наращиванию экономического потенциала страны, необходим ввод в действие новых мощностей на электростанциях отрасли, тем самым, создавая в электроэнергетике резервы для надежного электроснабжения страны.

С этой целью, а также для повышения экономической эффективности самой отрасли, должно быть предусмотрено улучшение использования имеющегося оборудования, модернизация устаревшего оборудования и обеспечения замены узлов, отработавших свой ресурс.

Так одним из этапов осуществления этой программы является проектирование и строительство новых электроустановок, а в частности электрических подстанций, которые являются неотъемлемой частью всего энергетического комплекса. Качество электрической энергии, надежность электроснабжения зависят кроме прочих факторов, также от правильности и рациональности принимаемых решений при проектировании подстанций, что осуществляется в данном дипломном проекте.

Кроме проектирования подстанции, данная работа предусматривает электрические режимы, анализ характерных режимов электропотребления, решения задач охраны труда, релейной защиты объектов электрической сети.

1. Характеристика электропотребителя электрической сети

Существующая электрическая сеть представлена:

1. Источники питания:

— ТЭЦ блочного типа, выдающая мощность с шин высшего напряжения (ВН) 110 кВ;

— узловая понизительная подстанция (ПС) с установленным оборудованием 2ЧАТДЦТН — 63 000/220/110;

— линии электропередач (ЛЭП), связывающие энергетические объекты в единую сеть 110 кВ.

2. Потребитель, получает питание с шин низшего напряжения (НН) 10 кВ понизительной подстанции. Данные промышленного района электроснабжение которого необходимо спроектировать приведены в таблице 1. 1

Таблица 1.1 — Характеристика промышленного района

Промышленный объект

Ррасч, МВт

Cos ц

Категория электропотребителя

Тmax, ч

Механо-сборочный завод

15,5

Pmin=6,4 МВт

0,65

II

4800

Котельная

2,7

0,85

II

5600

Жилой массив

2,7

0,85

III

3200

Гараж

0,1

0,7

III

3200

1.1 Составление вариантов схем соединения электрических сетей

Число вариантов схемы зависит от числа узлов. Чем больше узлов, тем больше вариантов схем их соединения. Эти варианты могут различаться по ряду параметров: протяженности, потерям напряжения, технико — экономическим затратам на сооружение, надежности электроснабжения /1/. Без дополнительных расчетов можно выделить несколько конкурентно способных вариантов электрических сетей. Варианты показаны на рисунке 1.1. Вариант а) — это вариант разомкнутого типа, он обеспечивает кратчайшее расстояние от узлов выработки электроэнергии до узлов ее потребления, что сопровождается минимальными потерями при передаче напряжения и мощности. При этом обеспечивается достаточная надежность электроснабжения потребителя. Вариант б) — это вариант замкнутого типа схем электрических сетей. Он обладает повышенной надежностью относительно варианта а, но за это приходится платить дополнительными затратами на сооружение дополнительного участка трассы.

а) б)

Рисунок 1.1 — Варианты схемы соединения электрической сети

1.2 Расчет баланса мощности в проектируемой электрической системе

На начальной стадии проектирования необходимо проверить возможность работы ЭС с допустимыми показателями качества электроэнергии во всех нормальных эксплуатационных режимах. С этой целью составляем балансы активной и реактивной мощностей. При этом, для обеспечения потребителей электроэнергией с заданными показателями качества — отклонениями частоты и напряжения, для управления ими необходимо иметь в ЭС достаточный резерв активной и реактивной мощностей, позволяющий поддерживать балансы мощностей на требуемом электро потребителями уровне.

Дефицит активной мощности приводит к снижению частоты во всех ЭС, при дефиците реактивной мощности происходит общее снижение уровня напряжения в ЭС и в наибольшей степени в узле изменения баланса по реактивной мощности.

Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита (или избытка) мощности позволяет установить возможные направления передачи электроэнергии, оказывающие влияние на формирование схемы проектируемой ЭС, и выбор параметров её элементов.

В данном дипломном проекте баланс мощностей составляет только для режима максимальных активных и реактивных нагрузок, принимая допущения, что потребление наибольших нагрузок у всех потребителей ЭС происходит одновременно.

1.2.1 Баланс активной мощности

Суммарная активная мощность потребляемая нагрузкой, МВт,

,

где — потребление активной мощности Механо-сборочного завода;

— потребление активной мощности котельной;

— потребление активной мощности гаража;

потребление активной мощности жилищного массива.

Суммарные потери активной мощности, МВт,

.

Необходимый резерв активной мощности, МВт,

.

Суммарная нагрузка, МВт,

.

Небаланс по активной мощности в электрической системе, МВт,

,

где РГ — активная мощность, генерируемая электрической станцией ТЭЦ.

Небаланс больше нуля, т. е. данная система избыточна по активной мощности.

1.2.2 Баланс реактивной мощности

Суммарная реактивная мощность, потребляемая нагрузкой, Мвар,

Суммарные потери реактивной мощности, Мвар,

.

Необходимый резерв реактивной мощности, Мвар,

.

Суммарная потребление реактивной мощности, Мвар,

.

Мощность генерируемая в электрической системе ТЭЦ, Мвар,

.

Небаланс по реактивной мощности в электрической системе, Мвар,

.

Небаланс больше нуля, т. е. данная система избыточна по реактивной мощности.

Определим полное потребление мощности нагрузки, МВА,

.

Определим сosц нагрузки, о.е. ,

.

Значение коэффициента мощности cosц при выдаче реактивной мощности по ВЛ U = 35−220 кВ принимается равным cosц= 0,9 /1, с. 12/, в данном случае передача реактивной мощности осуществляется по ВЛ U =110 кВ принимая сosц для энергосистемы равный 0,9 определяем мощность компенсирующих устройств (КУ), Мвар,

.

По рассчитанной мощности выбираем по /2/ КУ типа 3БСК-3,8−10

Таким образом, полная мощность потребляемая нагрузкой определится, МВА,

.

2. Расчет приближенного потокораспределения

2.1 Расчет приближенного потокораспределения для схемы показанной на рисунке 1.1 а)

Данная схема относится к разомкнутому типу. Расчет потокораспределения можно определить, составив балансовые соотношения по первому закону Кирхгофа для мощностей /1, с. 18/:

(2. 1)

Составив, уравнения по данному закону получим, следующие балансовые соотношения:

, (2. 2)

. (2. 3)

Получим следующие полные мощности в комплексной форме, МВА,

;.

Подставим эти в значения в полученные выше балансовые соотношения и решим их, МВА,

=>

=>

2.2 Расчет приближенного потокораспределения для схемы показанной на рисунке 1.1 б)

Данная схема относится к кольцевому типу. Расчет потокораспределения проведем методом контурных уравнений. Для этого составим одно уравнение по второму закону Кирхгофа и два по первому закону Кирхгофа. За контурную мощность примем. Обход контура начнем с первого узла по часовой стрелке, электрическую сеть примем однородной.

, (2. 3)

, (2. 4)

. (2. 5)

где мощность участка цепи; длина линии участка цепи; количество параллельных ветвей участка.

Выразим неизвестные потоки мощности из уравнений составленных по первому закону Кирхгофа и подставим в уравнение, составленное по первому закону Кирхгофа, получим.

, (2. 6)

, (2. 7)

. (2. 8)

Таким образом получили контурное уравнение. Подставляем в него известные величины и решаем его, МВА,

,

Далее через найденную мощность находим остальные потоки мощности по формулам (2. 6), (2. 7), МВА,

3. Технико-экономическое обоснование варианта проектируемой линии электропередачи и подстанции

Технико-экономическое обоснование заключается в выявлении из предложенных вариантов, варианта с наилучшими показателями присущими для проектируемой линии электропередач и подстанции.

3.1 Выбор основного оборудования

Вариант А.

По условию надежности электроснабжения, на подстанции (пс) необходимо устанавливать два трансформатора. Это позволяет даже при аварийном или плановом отключении одного из трансформаторов сохранить электроснабжение потребителя. С учетом того, что трансформатор допускает, перегрузку на 40% трансформаторы выбирают по условию его загрузки в нормальном режиме на 60−70% /1/.

Номинальная мощность трансформаторов определяется, МВА,

, (3. 1)

где — мощность нагрузки на подстанции;

— номинальная мощность трансформатора.

.

По данному условию с учетом номинальных напряжений выбираем трансформаторы по /2, с. 196/ ТРДН-25 000/110

Таблица 3.1 — Характеристики трансформатора

Тип трансформатора

Sном

МВА

Предел регулирования,%

Каталожные данные

Расчётные данные

Uном обмоток, кВ

uк,%

к, кВт

х, кВт

Ix, %

R, Ом

X, Ом

?Qх, квар

ВН

НН

ТРДН

25

±9Ч1,78

115

10,5/10,5

10,5

120

27

0,7

2,54

55,9

175

Определим коэффициент загрузки, %,

где — число трансформаторов.

Определим коэффициент загрузки в послеаварийном режиме, %,

.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме не должен превышать величины 60−70% в нашем случае это условие выполняется.

Сечение проводов двухцепной ЛЭП 110 кВ, питающей ПС электропотребителя, выбираем по условию экономической плотности тока с учетом отключения одной из цепей /3/.

Мощность, протекающая по ЛЭП ТЭЦ-Нагрузка, при допущении неучета потерь мощности. Тогда возможный максимальный ток определяется по выражению, А,

где UНОМ — номинальное напряжение ЛЭП;

nЦ — число цепей ЛЭП.

Определяем сечение провода, мм2,

,

где jЭК — экономическая плотность тока выбранная по / /.

По определенному сечению выбираем ближайшее стандартное сечение провода по /2 / АС 300/39. Проведем проверку провода по нагреву,

=> ,

где IДОП — допустимый ток нагрузки, А.

Таблица 3.1 — Параметры ЛЭП ТЭЦ — Электропотребитель /4/

Марка провода

Число цепей

Длина,

км

rо,

Ом/км

xо,

Ом/км

bо,

Cм/км 10-6

Q, МВар/км

АС 300/39

2

6

0,108

0,392

2,91

0,0385

Мощность, протекающая по ЛЭП «Электропотребитель — Узловая подстанция», при допущении не учета потерь. Тогда возможный максимальный ток определяется по выражению, А,

Определяем сечение провода, мм2,

.

где jЭК — экономическая плотность тока выбранная по /1/.

По определенному сечению выбираем ближайшее стандартное сечение провода по /2/ АС 240/32. Проведем проверку провода по нагреву,

=>

Таблица 3.2 — Параметры ЛЭП ТЭЦ — Нагрузка

Марка провода

Число цепей

Длина,

км

rо,

Ом/км

xо,

Ом/км

bо,

Cм/км 10-6

Q, МВар/км

АС 240/32

2

1,2

0,125

0,405

2,81

0,038

Вариант Б.

Выбор сечения ВЛ варианта б) производим аналогично. Результаты сводим в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 — Параметры ЛЭП

Район

Марка провода

Число

цепей

Длина,

км

rо,

Ом/км

xо,

Ом/км

bо,

Cм/км 10-6

Q, МВар/км

Т-Узл/п

АС 240/32

2

5,88

0,125

0,405

2,81

0,038

Т-Эл. пот

АС 120/19

1

6

0,249

0,427

2,66

0,036

Эл. пот-Узл/п

АС 70/11

1

1,2

0,428

0,444

2,4575

0,034

Для обеспечения экономически приемлемого уровня потерь электроэнергии на корону в ВЛ напряжением выше 35 кВ необходимо выбирать сечения сталеалюмиевых проводов не менее минимально допустимых. Для Uном = 110 кВ — 70 мм2.

3.2 Определение потерь электроэнергии

Для энергосистемы состоящей из нескольких потребителей с различным временем использования максимума Тм, то определяют время по формуле, ч,

Определим потери электроэнергии в обоих вариантах. Для этого потребуется вычисление времени максимальных потерь ф, ч,

.

где Тм — время использования максимума нагрузок, ч;

Тгод — число часов в году, равное 8760.

Вариант А.

Потери электроэнергии в линии /5/,

, (3. 2)

где ДAW — потери электроэнергии в линии, МВт? ч;

ДРкор — потери мощности на корону, кВт не учитываем при U = 110 кВ;

ДРм — нагрузочные потери мощности, МВт.

, (3. 3)

Расчет потерь элетроэнергии в линии «ТЭЦ-Электропотребитель», МВтч,

.

Расчет потерь электроэнергии в линии «Электропотребитель — Узловая подстанция», МВтч,

.

Потери в трансформаторах

где ДРк — потери мощности короткого замыкания, кВт, /раздел 3. 1/;

ДРх — потери мощности холостого хода, кВт, / раздел 3. 1/.

Суммарные потери, МВтч,

.

Вариант Б:

Потери электроэнергии в линиях без учета потерь на корону т.к. U=110 кВ.

Расчет потерь в линии ведем «ТЭЦ-Электропотребитель», МВтч,

.

Расчет потерь в линии «Электропотребитель — Узловая подстанция», МВтч,

.

Расчет потерь в линии «ТЭЦ-Узловая подстанция», МВтч,

.

Потери в трансформаторах, МВтч,

где ДРк — потери мощности короткого замыкания, кВт.

ДРх — потери мощности холостого хода, кВт.

Суммарные потери электроэнергии, МВтч,

3.3 Технико-экономическое обоснование выбора варианта строительства подстанции и линии

В качестве критерия выбора варианта технического решения принимаем вариант с минимальными обоснованными затратами /6/,

, (3. 4)

где Зобосн — суммарные затраты, тыс. руб. ;

Ен — норма дисконта,, принимается на 2005 год 0,15;

К? — суммарные капитальные вложения, тыс. руб. ;

И? — суммарные годовые издержки, тыс. руб. ;

У — народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии, так как потребитель имеет двухстороннее питание, то расчёт ущерба нецелесообразен, тыс. руб.

Ипот — стоимость потерянной электроэнергии, тыс. руб. /год.

(3. 5)

где в — стоимость потерянной электроэнергии, равная 27,75 коп/кВт?ч.

Для определения суммарных капитальных вложений необходимо предварительно на проектируемой подстанции выбрать схемы главных соединений на всех сторонах и высоковольтные выключатели без учета токов короткого замыкания.

Сторону НН в обоих вариантах в силу ее однотипности из расчетов исключаем. Главные схемы соединений выбираем в соответствии с /7/, а высоковольтные выключатели по /7/.

Вариант а) на стороне ВН выбираем схему «Одна рабочая система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателем».

Вариант б) на стороне ВН имеет следующее число присоединений: 2 — линии, питающие ПС; 2 — трансформатора. С учетом этого принимаем главную схему соединений на стороне ВН — «Мостик с выключателем в цепи трансформатора «.

Выключатели на подстанции также как и трансформаторы являются дорогостоящим оборудованием, и их количество и стоимость могут повлиять на выбор варианта энергоснабжения. Для технико-экономического обоснования достаточно выбрать выключатели по двум условиям: напряжению и номинальному току, а более подробные расчеты приведем в последующих пунктах.

Примем для варианта а) выключатели на стороне 110 кВ ВВБК-110Б (В -выключатель, В — воздушный, Б — баковый, К — камерный. Для варианта б) также примем выключатели ВВБК -110Б. Количество выключателей принято по чертёжу 1.

Суммарные капиталовложения на сооружение проектируемых ПС и ЛЭП вариантов энергоснабжения определиться по следующей формуле /6/:

, (3. 6)

где — капиталовложения в вооружение ЛЭП;

— суммарные капиталовложения в вооружение ПС.

Капиталовложений на сооружение ЛЭП определяются по следующей формуле:

, (3. 7)

где КiЛЭП — удельная стоимость 1 км ЛЭП соответствующего напряжения, тыс руб. /км;

li - длина линии, км.

Определяем капитальные вложения в сооружение подстанции, тыс. руб. ,

, (3. 8)

где КТРi, КЯЧj - соответственно стоимость силового трансформатора и ячейки выключателя соответствующего напряжения;

nТРi, nЯЧj — число трансформаторов и ячеек выключателя разного напряжения;

КПОСТ — постоянная часть затрат.

Стоимостные характеристики для наглядности представим в виде таблиц.

Таблица 3.4 — Капитальные вложения в ПС для варианта а)

U, кВ

Наименование оборудования

Стоимость единицы оборудования, тыс. руб.

Количество оборудования, шт

Суммарная стоимость, тыс. руб. в ценах 1982 г.

110

ТРДН-25 000/110

98

2

196

ВВБК-110Б

26

7

182

КПОСТ

250

1

250

К?ПС

628,0

Итого, в ценах 2005 года, =55,67

32 960,6

Таблица 3.5 — Капитальные вложения в ПС для варианта б)

U, кВ

Наименование оборудования

Стоимость единицы оборудования, тыс. руб.

Количество оборудования, шт

Суммарная стоимость, тыс. руб. в ценах 1982 г.

110

ТРДН-25 000/110

98

2

196

ВВБК-110Б

26

3

78

КПОСТ

250

1

250

К?ПС

524

Итого, в ценах 2005 года, =55,67

29 871,1

Таблица 3.6 — Капитальные вложения в сооружение ЛЭП для варианта а)

U, кВ

Марка провода

Стоимость одного км ЛЭП, тыс. руб. /км

Суммарная длина, км.

Количество цепей, шт

Суммарная стоимость, тыс. руб. в ценах 1982 г.

110

АС 300/39

23,8

6

1

142,8

АС 240/32

22,9

1,2

1

27,4

Итого, в ценах 2005 года, =55,67

9375,0

Таблица 3.6 — Капитальные вложения в сооружение ЛЭП для варианта б)

U, кВ

Марка провода

Стоимость одного км ЛЭП, тыс. руб. /км

Суммарная

длина, км.

Количество

цепей, шт

Суммарная стоимость, тыс. руб. в ценах 1982 г.

110

АС 240/32

22,9

5,9

1

135,1

АС 120/19

16,6

6,0

1

99,6

АС 70/11

16,6

1,2

1

20,0

Итого, в ценах 2005 года, =55,67

14 180,0

3.3.1 Расчет эксплуатационных издержек

Издержки на передачу электроэнергии можно представить в виде суммы амортизационных расходов, как наибольшей составляющей, и затрат на обслуживание:

. (3. 9)

Издержки на амортизацию можно разделить на две составляющие:

, (3. 10)

где — издержки на амортизацию ЛЭП;

— издержки на амортизацию ПС.

Ежегодные издержки на амортизацию ЛЭП определяться по формуле:

, (3. 11)

где — норма амортизации, равная 2,0% для линий 110 кВ м выше на металлических опорах.

Ежегодные издержки на амортизацию для подстанций определяться по формуле:

, (3. 12)

где — норма амортизации, равная 4,4% для силового электротехнического оборудования и ОРУ.

Затраты на обслуживание также разделить на две составляющие:

, (3. 13)

где — издержки на обслуживание ЛЭП;

— издержки на обслуживание ПС.

Ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП определяться по формуле:

, (3. 14)

где — норма отчислений на обслуживание, равная 0,8% для линий 110 кВ на металлических опорах.

Ежегодные издержки на обслуживание для подстанций определяться по формуле:

, (3. 15)

где — норма отчислений на обслуживание, равная 5,9% для силового электротехнического оборудования и ОРУ.

Представим результаты расчетов в таблице 3.7.

Таблица 3.7 — Сравнение вариантов по капиталовложениям и издержкам.

Величина, тыс. руб.

Вариант А

Вариант Б

9375,0

14 180,0

187,5

283,6

75,0

113,4

32 960,6

29 871,1

1450,2

1314,3

1944,6

1762,4

42 335,6

44 051,1

3657,3

3473,7

Издержки на возмещение потерь электроэнергии, для первого и второго варианта, тыс. руб. ,

,

,

где в — стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии.

Определим обоснованные затраты для первого и второго варианта, тыс. руб. ,

,

.

Оба рассмотренных варианта оказались экономически равноценны (различие приведённых затрат составляет 1,2%), то оптимальный вариант выбираем по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдаём варианту с более высокой надёжностью электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, с меньшим расходом цветного металла на провода ЛЭП, таким вариантом является вариант а).

4. Технико-экономические показатели ЭС

4.1 ТЭП

Основными ТЭП являются: максимум нагрузки электрических сетей; годовой отпуск электроэнергии; потери мощности в сетях; годовые потери электроэнергии в сетях; годовой полезный отпуск электроэнергии потребителям; КПД электрических сетей; капитальные вложения; удельные капитальные вложения; средний процент амортизации; суммарные амортизационные отчисления; численность персонала,; среднегодовая заработная плата; суммарные эксплуатационные расходы.

Определим суммарные эксплуатационные расходы электрической энергии, тыс. руб. ,

.

Определим затраты на амортизацию основных фондов, тыс. руб. ,

где НА — норма амортизации;

К — капиталовложения рассчитаны в /разделе 3. 3/.

Определим основную заработную плату (за год), тыс. руб. ,

,

где З — средняя заработная плата;

Ч — численность. Расчет численности персонала произведем по укрупненным нормативам /6, с. 29/, составляет 25 человек.

Определим дополнительную заработную плату (за год), тыс. руб. ,

.

Определим расходы на оплату труда, тыс. руб. ,

.

Определим затраты на единый социальный налог, тыс. руб. ,

.

Определим затраты на материалы, тыс. руб. ,

.

Определим прочие расходы, тыс. руб. ,

.

Определим отпущенную электроэнергию, кВт·ч,

.

Определим время максимальных потерь, ч,

.

Определим максимальные потери в электрических сетях, кВт,

.

Определяем потерянную электроэнергию, кВт·ч,

Определим коэффициент полезного действия электрических сетей, %,

Определим удельные капиталовложения, руб. /кВА,

SНОМ — установленная мощность трансформаторов всех пс.

Определим средний процент амортизации, %,

Все расчеты сведем в таблицу 4. 1.

Таблица 4. 1 — Технико-экономические показатели ПЭС

Наименование показателя

Ед. измерения

Значение

Максимум нагрузки электрических сетей

МВт

22,2

Годовой отпуск энергии

млн. кВт·ч

194,5

Потери мощности в сетях

%

4,17

Годовые потери мощности в сетях

млн. кВт·ч

8,11

Годовой полезный отпуск электроэнергии потребителям

млн. кВт·ч

103,67

КПД электрических сетей

%

96,5

Капитальные вложения

тыс. руб.

42 335,6

Удельные капитальные вложения

руб. /кВА

846,7

Средний процент амортизации

%

3,9

Суммарные амортизационные отчисления

тыс. руб. /год

1637,8

Суммарная численность персонала

чел.

25

Среднегодовая заработная плата

руб. /чел.

3050,0

Годовой фонд заработной платы

тыс. руб.

76 250,0

Суммарные эксплуатационные расходы

тыс. руб. /год

71 660,4

5. Расчет токов короткого замыкания. Проектирование подстанции

5.1 Расчет токов короткого замыкания

При проектировании подстанции (выборе оборудования) необходимо произвести расчет токов трёх фазного короткого замыкания (КЗ) на ВН и НН шинах подстанции. Причем для выбора основного силового оборудования рассчитывается трехфазное КЗ на всех сторонах. На В Н с глухозаземленной нейтралью (110 кВ) рассчитываем ток однофазного КЗ для выбора защитного заземления.

Расчет токов КЗ проводится на ЭВМ с помощью вычислительного комплекса (программы) расчетов токов короткого замыкания — TKZ. Для реализации данной программы необходимо составить эквивалентную схему замещения полной сети прямой, обратной и нулевой последовательностей (рисунок 5.1 и 5. 2).

Расчет токов КЗ при проектировании проводится с некоторыми принятыми допущениями:

— пренебрегаем активными сопротивлениями элементов сети;

— не учитываются емкостные проводимости линий электропередачи;

— приближенный учет нагрузок;

— рассматриваемая система симметрична.

Также к дополнительному допущению можно отнести допущение о равенстве схем прямой и обратной последовательностей.

При составлении схем замещения для расчетов токов КЗ сопротивления всех элементов сети приводятся к стороне Uср = 115 кВ. Причем приведению подлежат только: повышающие трансформаторы на ТЭЦ; автотрансформаторы на Узловой подстанции; приемная система GS1; генераторы ТЭЦ.

Расчет сопротивлений элементов ведется в относительных единицах при точном приведении, причем для эквивалентированной схемы. Индексы в обозначении сопротивлений имеют сквозную нумерацию. Примем Uб=115 кВ, Sб=100 МВА.

Составляем схему прямой последовательности (рисунок 5. 1). Данная схема содержит только те ветви, которые непосредственно влияют на величины токов КЗ.

Сопротивление приемной системы,

(5. 1)

где — сверхпереходное сопротивление прямой последователь ности, отн. ед.

Сопротивление генератора на ТЭЦ,

(5. 2)

где — сверхпереходное сопротивление турбогенератора.

Сопротивление трансформатора,

(5. 3)

где ХТ — сопротивление трансформатора.

Сопротивление автотрансформатора,

(5. 4)

где ХТ — сопротивление автотрансформатора.

Сопротивление линии W1 электропередач определяется

, (5. 5)

где Xw1 — эквивалентное сопротивление ЛЭП.

Сопротивление линии W2 электропередач определяется,

, (5. 6)

где Xw2 — эквивалентное сопротивление ЛЭП.

Сопротивление стороны ВН трансформатора,

(5. 7)

где ХТвн=0,125·ХТ=0,125·55,9=6,99 — сопротивление трансформатора ВН.

Сопротивление стороны НН трансформатора,

где ХТнн=1,75·ХТ=1,75·55,9=97,82 — сопротивление трансформатора НН.

Сопротивление нагрузки,

(5. 8)

где — сверхпереходное сопротивление нагрузки, отн. ед. ;

Рисунок 5.1 — Схема замещения прямой последовательности

На основе допущения, принятого выше, схема замещения обратной последовательности будет аналогична схеме замещения прямой последовательности.

Составляем схему замещения нулевой последовательности, (рисунок 5. 2). Для чего пересчитаем сопротивления линий и системы. Для двухцепных ЛЭП 110 кВ со стальными тросами отношение для W1 X(0)/X(1) = 4,3, а для W2 X(0)/X(1) = 3,8 / /. Схема замещения нулевой последовательности будет иметь свою сквозную нумерацию.

Такие элементы как, генераторы ТЭЦ и обмотки среднего напряжения автотрансформаторов в схему замещения нулевой последовательности не входят. Кроме случаев, когда за обмоткой СН имеется элемент с заземленной нейтралью. Все рассчитываемые ниже сопротивления определяем в относительных единицах.

Рисунок 5.2 — Схема замещения нулевой последовательности

, (5. 9)

, (5. 10)

. (5. 11)

Машинная (расчетная) схема замещения, которая образуется в результате совмещения схем прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Данные для реализации TKZ (файл исходных данных) приведен в приложении А. Узлы с обозначением «0» соответствуют генераторным узлам.

Выпишем необходимые для дальнейших расчетов токи КЗ, по приложению А, в табличной форме. При этом следует помнить, что все значения полученных токов приведены к напряжению 115 кВ. Полученные данные расчётным путём необходимо перевести в именованные единицы путём домножения на. Действительные значения на сторонах НН получаем путем перемножения на коэффициент трансформации соответственно.

Таблица 5.1 — Значения токов КЗ

В килоамперах

Короткое замыкание

Узел

Трехфазное КЗ

Однофазное КЗ

8

7,02

2,62

4

1,257·115/10,5=13,8

-

5

1,257·115/10,5=13,8

-

5. 2 Выбор токоведущих частей

Сборные шины и ошиновка в пределах распределительного устройства (РУ) согласно нормам технологического проектирования выбираются по длительно допустимому току, который должен быть больше либо равен току рабочему максимальному Iраб. макс.

Токи в трансформаторах на сторонах ВН в соответствии с / / определяются по номинальной мощности трансформатора

(5. 12)

(5. 13)

где Iнорм — номинальный ток, А.

На стороне ВН имеем номинальный ток, А,

,

Токи в обмотке НН определяется по ее загрузке, А,

(5. 14)

. (5. 15)

Максимальный рабочий ток в линии, питающей П С Электропотребитель, при условии, что одна из цепей будет отключена, А,

. (5. 16)

5.2.1 Выбор гибких шин

Гибкие шины (токопроводы) в соответствии с /8/ на термическое действие тока короткого замыкания не проверяются. Условиями выбора и проверки являются:

проверка сечения по нагреву (по допустимому току)

(5. 17)

на электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при I(3)к? 20 кА, проверка по условиям короны

(5. 18)

где Е — напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см;

Е0 — начальная критическая напряженность, кВ/см.

ОРУ-110 кВ

1 Сборные шины и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежит.

2 По длительно допустимому току, согласно условию: проверяем провод АС 70/11;

;

175,7 А? 265 А;

3 Проверка на термическую стойкость (не проверяем)

4 Механический расчет проводников

Механический расчет гибких проводников проводится, если ток КЗ больше 20 кА [1, с. 233]. У нас ток КЗ меньше 20 кА / таблица 5.1 /.

5 Проверка по короне

Необходима для гибких проводников 35 кВ и выше.

Расстояние между проводами для U 110 кВ = 3 м.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см

; (5. 19)

ro — радиус провода, см

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

; (5. 20)

При горизонтальном расположении фаз

;

;

.

Условие образования короны:

1,07•E? 0,9•Eo

1,07•27,45? 0,9•34,86

29,37? 31,37

Условие выполнилось

Сечение 70 ммІ удовлетворяет проверке на корону, таким образом на стороне высшего напряжения шины выполняем гибким проводом АС 70/11

5.2.2 Выбор жестких шин

Жесткие шины выбираются для РУ 10 кВ. Предварительно перед выбором сборных шин 10 кВ проверяется коммутационная способность высоковольтных выключателей 10 кВ, т. е. возможность отключения трехфазного тока КЗ на шинах НН. По таблице 5.1 суммарный ток трехфазного КЗ равен 13,8 кА. Максимальный рабочий ток в цепи НН трансформатора составляет 1438,1 А.

На основании полученных значений трехфазного тока КЗ проведем выбор жестких шин. Принимаем шины прямоугольного сечения алюминиевые (80Ч10) мм, по / /,.

Проверяем шины по нагреву (5. 17), А,

1438,1 < 1480

Проверка по термической стойкости тока КЗ осуществляется по величине теплового импульса,

, (5. 21)

где Iтер — ток термической стойкости, кА;

tтер -время действия термической стойкости, с;

Вк — тепловой импульс тока КЗ, кА2·с.

(5. 22)

где tотк — время отключения, принимаемое на предварительном этапе по зонам отключения в соответствии с /7/, с; Та — постоянная времени затухания по /7/, с.

Минимальное сечение шин проверяется по термической стойкости, мм2,

(5. 23)

где С — функция, по /7/ равна для алюминиевых шин 91 А? с½/мм2.

что меньше выбранного сечения 8010=800 мм2.

Проверяем шины на механическую стойкость в результате действия на них тока КЗ.

Наибольшее удельное усилие при трёхфазном КЗ, Н/м

; (5. 24)

где а — расстояние между фазами примем 0,3 м;

ударный ток КЗ, кА.

,

где ку — ударный коэффициент, принимаемый по /8/.

Определим напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа,

; (5. 25)

где l — длина шин между соседними опорными изоляторами, принята из условия максимальной ширины ячейки комплектного распределительного устройства (КРУ) (КР10-Д10), м;

W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию, см3. W=b·h2/6, b — высота шин, h — ширина шины.

что меньше допустимого для алюминиевых шин марки АДЗ1Т удоп = 75 МПа.

5. 3 Выбор опорных изоляторов

Для крепления жестких шин используются опорные фарфоровые изоляторы марки ОФ, которые проверяются на механическую прочность, в результате действия на них изгибающей силы.

Выбираем изолятор по /2/ ОФ-10−2000У3, Fразр = 20 000 Н — запас по разрушающей силе; высота изолятора Низ = 134 мм.

При расположении изоляторов вертикально, расчетная сила определится по выражению, Н,

, (5. 26)

где кh =; (5. 27)

b, h — размеры шин прямоугольного сечения.

Условием проверки является

Fрасч? Fдоп (5. 28)

Допустимая разрушающая нагрузка принимается 60% от разрушающей.

Проверим выбранный изолятор ОФ-10−2000У3 по 5. 28

1695,2< 0,6?20 000 = 12 000

данный изолятор по условию проверки проходит.

5. 4 Выбор высоковольтных выключателей и разъединителей

Высоковольтные выключатели и разъединители выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий.

Допускается производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по номинальному напряжению сети Uсети ном

Uсети ном? Uном, (5. 29)

где Uном — номинальное напряжение выключателя, кВ;

по длительному рабочему току цепи I макс

Iмакс? Iном, (5. 30)

где Iном — номинальный ток выключателя, А.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ

Iпо? Iдин, (5. 31)

iу? iдин, (5. 32)

где Iдин — действующее значение предельного сквозного тока допустимого для рассматриваемого выключателя, кА.

далее выключатель проверяется на симметричный ток отключения Iотк. ном

Iпф? Iотк. ном, (5. 33)

где Iпф — периодическая составляющая тока КЗ, соответствующая расчетному времени отключения КЗ ф, кА.

ф = tз,min + tс. в, (5. 34)

где tз. min — минимальное время действия релейной защиты 0,01с;

tс. в — собственное время отключения выключателя, с.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ iа. ном — номинального допускаемого значения апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф.

iа,ф? iа. ном =, (5. 35)

где iа,ф — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ф, кА;

— номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

Вк? I2тер·tтер (5. 36)

Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН.

Начальное значение периодической составляющей в соответствии с таблицей 5.1 в точке 8 — шины ВН I(3)по = 7,02 кА. Максимальный ток в цепи данного выключателя равен 463 А. Значения постоянной времени затухания и ударного коэффициента по /7/ принимаем Та = 0,15 с; ку = 1,608.

Выбираем воздушный выключатель ВВБК-110Б-50/3150 У1 и разъединитель РНДЗ. 1−110/2000 У1.

Проводим расчет

ф = 0,01 + 0,045 = 0,055 с;

tотк = 0,06 + 0,01 = 0,07 с;

кА;

Проверяем выбранное оборудование.

Таблица 5.2 — Сравнительные характеристики оборудования

Расчетные данные

Выключатель

ВВБК-110Б-50/3150 У1

Разъединитель

РНДЗ. 1−110/2000 У1

Uсети ном= 110 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 110 кВ

Iмах = 463 А

Iном = 3150 А

Iном = 2000 А

Iпо = 7,02 кА

iу = 16,0 кА

Iдин= 50 кА

iдин = 128 кА

------

iдин = 100 кА

Iпф = Iпо =7,02 кА

Iотк. ном = 50 кА

------

i = 6,9 кА

iа. ном=

------

Вк= 7,022·(0,07+0,15)= 10,8 кА2с

I2терtтер=562·3=9408 кА2с

I2терtтер=402·3=4800 кА2с

Выключатель ВВБК-110Б-50/3150 У1 и разъединитель РНДЗ. 1−110/2000 У1 по условиям выбора проходят.

Выбор выключателей на стороне НН.

Начальное значение периодической составляющей на стороне 10 кВ I(3)по = 13,8 кА. Максимальный ток в цепи данного выключателя равен 1438,1 А.

Выбираем выключатель МГГ-10−5000−45 У3 (М — маломасляный, Г — с Горшковым выполнением полюсов). Разъединители на стороне НН не выбираются, считается, что они являются встроенными в ячейки КРУ.

Проводим расчет

ф = 0,01 + 0,12 = 0,13 с;

tотк = 0,15 + 0,01 = 0,16 с;

кА;

Проверяем выбранный выключатель.

Таблица 5.3 — Сравнительные характеристики выключателя

Расчетные данные

Выключатель МГГ-10−5000−45 У3

Uсети ном= 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 1438,1 А

Iном = 5600 А

Iпо = 13,8 кА

iу = 31,4кА

Iдин= 45 кА

iдин = 120 кА

Iпф = Iпо =13,8 кА

Iотк. ном = 45 кА

i = 8,2 кА

iа. ном= --------

Вк= 13,82·(0,16+0,15) =59,0 кА2с

I2терtтер = 452·4 = 8100 кА2с

Выключатель МГГ-10−5000−45 У3 по условиям выбора проходит.

Выбор выключателей на стороне НН в цепях отходящих линий.

Принимается, что мощность отходящей линии равна 2,5 МВА. Тогда число отходящих присоединений, при условии раздельной работы обмоток НН трансформаторов, определится

. (5. 37)

принимаем целое число равное 6.

В этом случае максимальный рабочий ток в отходящих линиях, А,

(5. 38)

Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10−31,5 (В — выключатель, В -вакуумный, Э — электромагнитный) по /9/.

Проводим расчет

ф = 0,01 + 0,055 = 0,065 с;

tотк = 0,075 + 0,01 = 0,085 с;

Проверяем выбранный выключатель

Таблица 5.4 — Сравнительные характеристики выключателя

Расчетные данные

Выключатель ВВЭ-10−31,5

Uсети ном= 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах =125,5 А

Iном = 630 А

Iпо = 13,8 кА

iу = 31,4 кА

Iдин= 31,5 кА

iдин = 80 кА

Iпф = Iпо =13,8 кА

Iотк. ном = 31,5 кА

i = 8,2 кА

iа. ном=

Вк= 13,82·(0,085+0,15) = 44,7 кА2с

I2терtтер = 202·3 = 1200 кА2с

Выбранный выключатель ВВЭ-10−31,5 по условиям проверки проходит.

5. 5 Выбор главных схем электрических соединений

В соответствии с /10/ для открытого распределительного устройства (ОРУ) 110 кВ принимаем главную схему электрических соединений «Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин».

Число присоединений складывается из числа подходящих ЛЭП и числа подключенных трансформаторов

(5. 39)

Рисунок 5.3 — Схема с одной рабочей и обходной системами шин

Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) имеет следующее число присоединений

На основании этого принимаем схему «Одна секционированная система шин».

Рисунок 5.4 — Одна секционированная система шин

5. 6 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Измерительные трансформаторы тока и напряжения выбираются для осуществления контроля за режимом работы основного оборудования подстанции с помощью контрольно-измерительных приборов (КИП). Количество которых и определяет основные условия выбора измерительных трансформаторов.

Приведем перечень КИП, устанавливаемых во всех цепях автотрансформаторов, линий и сборных шин, таблица 5. 5, в соответствии с /7/.

Таблица 5.5 — Контрольно-измерительные приборы на подстанции

Цепь

Место

установки

Перечень приборов

Трансформатор

ВН

Датчик тока, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, счетчик реактивной энергии

НН

Датчик тока, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, счетчик реактивной энергии

Сборные

Шины (на каждой системе шин)

110 кВ

Вольтметр с переключателем для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр, осциллограф, фиксирующий прибор (U0)

10 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключателем для измерения трех междуфазных напряжений

Линии

110 кВ

Датчик тока, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, счетчик реактивной энергии; фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ

10 кВ

Датчик тока, счетчик активной энергии и счетчик реактивной энергии, принадлежащих потребителю

5.6. 1 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока при их выборе проверяются по условиям, приведенных в 5. 29, 5. 30, 5. 32, 5. 36, а также по допустимой вторичной нагрузке, по выражению

(5. 40)

где — номинальное сопротивление вторичной обмотки, Ом.

Выбираем трансформатор тока в цепи автотрансформатора на стороне ВН.

Загрузку выбираемых трансформаторов проверяем пофазно, в виде таблицы.

По /2/ выбираем ТФЗМ 110Б-III

Общее сопротивление приборов

, (5. 41)

где — мощность приборов в наиболее загруженной фазе, В? А;

I2 — вторичный ток трансформатора, А.

Ом

Допустимое сопротивление проводов

, (5. 42)

где rконт = 0,1 Ом — сопротивление контактов.

Расчетное сечение контрольных проводов

, (5. 43)

где — удельное сопротивление материала провода, для алюминия

=0,0283;

lрасч — расчетная длина проводов, принимаемая по /7/, м.

Фактическое сопротивление проводов, Ом,

(5. 44)

Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

(5. 45)

Проверяем выбранный трансформатор тока по вторичной нагрузке, по (5. 40).

Таблица 5.6 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Датчик тока

Е-824

--

1,0

--

Ваттметр

Е-849

1,0

--

1,0

Варметр

Е-830

1,0

--

1,0

Счетчик активной энергии

САЗ-И670

2,5

--

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И676

2,5

--

2,5

Итого

7,0

1,0

7,0

Проведем расчет по (5. 41) — (5. 45)

,

,

.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

,

условие проверки 30 > 1,74,

выполняется.

Выбираем трансформатор тока в цепи автотрансформатора стороны ВН ТФЗМ 110Б-III.

Выполним расчеты необходимые для условий проверки;

,

,

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

,

Таблица 5.7 — Сравнительные характеристики трансформатора тока

Расчетные данные

Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-III

Uсети ном= 110 кВ

Uном = 110 кВ

Iмах = 175,7 А

Iном = 1500 А

iу = 17,74 кА

iдин = 158 кА

Вк= 19,6 кА2с

I2терtтер = 682·3 = 13 872 кА2с

Z2 = 1,34 Ом

Z2 ном = 20 Ом

Выбираем трансформатор тока в цепи отходящих линий 110 кВ ТФЗМ 110Б-III. Приборы, подключенные к данному трансформатору аналогичны приборам, подключенным к трансформатору тока в цепи трансформатора стороны ВН. В силу однотипности расчет проверочных условий не проводится. электрический сеть мощность замыкание

Выбираем трансформатор тока в цепи автотрансформатора стороны НН ТПШЛ-10 У3. Проверяем его по условию допустимой нагрузки вторичной обмотки. Перечень приборов, представляющих нагрузку для данного трансформатора тока, аналогичен приборам, указанных в таблице 5.6.

Ом;

Ом;

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

;

Таблица 5.8 — Сравнительные характеристики трансформатора тока

Расчетные данные

Трансформатор тока ТПШЛ-10 У3

Uсети ном= 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 1438,1 А

Iном = 5000 А

iу = 21,7 кА

iдин = --

Продолжение таблицы 5. 8

Вк= 14,8 кА2с

I2терtтер = 352·3 = 3675 кА2с

Z2 = 0,45 Ом

Z2 ном = 0,8 Ом

Трансформатор тока ТПШЛ-10 У3 по условиям проверки проходит.

В цепи отходящих потребительских линий 10 кВ принимается трансформатор тока ТПЛК-10 У3. Нагрузка состоит из следующих КИП

Таблица 5.9 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Датчик тока

Е-824

--

1,0

--

Счетчик активной энергии

САЗ-И670

2,5

--

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И676

2,5

--

2,5

Итого

5,0

1,0

5,0

Ом;

Ом;

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

;

Таблица 5. 10 — Сравнительные характеристики трансформатора тока

Расчетные данные

Трансформатор тока ТПШЛ-10 У3

Uсети ном= 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 125,6 А

Iном = 200 А

iу = 21,7 кА

iдин = --

Вк= 14,8 кА2с

I2терtтер = 9,452·3 = 268 кА2с

Z2 = 0,37 Ом

Z2 ном = 0,4 Ом

Выбор встроенных трансформаторов тока в трансформаторы проводится только по номинальному напряжению и длительному рабочему току по /2/.

На стороне ВН выбираем ТВТ 110-I-2000/5.

На стороне НН выбираем ТВТ 10-I-12 000/5.

5.6.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения проверяются только по допустимой нагрузке вторичной обмотки, по условию

(5. 46)

На стороне 110 кВ выбрана главная схема соединений, содержащая одну секционированную систему шин с обходной. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую секцию, для которых рассчитывается нагрузка в виде установленных на каждой секции КИП. Перечень таких приборов приведен в таблице 5.5.

Таблица 5. 11 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип

S одной обмотки, ВА

Число

обмоток

cos

sin

Число

приборов

Общая потребляемая мощность

P, Вт

Q, вар

Сборные шины ВН

Ваттметр

Е-849

10

--

1

0

1

10

--

Варметр

Е-830

10

--

1

0

1

10

--

Счетчик активной

энергии

САЗ-И670

1,5 Вт

2

0,38

0,925

1

3,0

7,3

Счетчик реактивной

энергии

СР4-И676

3,0 Вт

2

0,38

0,925

1

6,0

14,6

Линии 110 кВ

Ваттметр

Е-849

10

--

1

0

2

20

--

Варметр

Е-830

10

--

1

0

2

20

--

Счетчик активной

энергии

САЗ-И670

1,5 Вт

2

0,38

0,925

2

6,0

14,6

Счетчик реактивной

энергии

СР4-И676

3,0 Вт

2

0,38

0,925

2

12,0

29,2

Итого

87

65,7

(5. 47)

Выбираем трансформатор напряжения по /2/ НКФ-110−83У1, в классе точности 0,5 номинальная мощность одной обмотки 400 ВА.

Тогда по условию 5. 46

109,0 < 3? 400 = 1200

Трансформатор напряжения НКФ-110−83У1 по условию проверки проходит.

Сторона 10 кВ имеет четыре секции, с каждой отходит по три линий. На каждой секции устанавливается по одному трансформатору напряжения.

Определим в соответствии с таблицей 5.5 число приборов, осуществляющих контроль за состоянием оборудования и счетчиков электрической энергии на каждой секции.

Таблица 5. 12 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип

S одной обмотки, ВА

Число обмоток

cos

sin

Число приборов

Общая потребляемая мощность

P, Вт

Q, вар

Сборные

шины ВН

Вольтметр для измерения междуфазных напряжений

Н-394

10

--

1

0

1

10

--

Вольтметр для измерения фазных напряжений

Н-393

10

--

1

0

1

10

--

Ввод НН

Ваттметр

Е-849

10

--

1

0

1

10

--

Варметр

Е-830

10

--

1

0

1

10

--

Счетчик активной

энергии

САЗ-И670

1,5 Вт

2

0,38

0,925

1

3,0

7,3

Счетчик реактивной

энергии

СР4-И676

3,0 Вт

2

0,38

0,925

1

6,0

14,6

Линии 10 кВ

Счетчик активной

энергии

САЗ-И670

1,5 Вт

2

0,38

0,925

8

24

58

Счетчик реактивной

энергии

СР4-И676

3,0 Вт

2

0,38

0,925

8

48

116,8

Итого

121

196,7

(5. 48)

Выбираем трансформатор напряжения по /2/ ЗНОЛ. 06−10У3, в классе точности 1,0 номинальная мощность одной обмотки 150 ВА.

Тогда по условию 5. 46

230,9 < 3? 150 = 450

Трансформатор напряжения ЗНОЛ. 06−10У3 по условию проверки проходит.

5. 7 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента загрузки и одновременности по следующему выражению:

(5. 49)

где кс — коэффициент спроса, принимается кс = 0,8.

Определим состав оборудования установленного на подстанции по /7/, исходя из него найдем мощность собственных нужд.

Таблица 5. 13 — Потребители собственных нужд подстанции

Вид потребителя

Количество

Мощность

на единицу, кВт

Р,

кВт

Q,

квар

Подогрев выключателей и приводов: ВВБК-110Б

7

1,8

12,6

--

Подогрев шкафов КРУ

16

1,0

16

--

Подогрев приводов разъединителей, шкафов зажимов

41

0,6

24,6

--

Отопление, освещение, вентиляция:

ОПУ…

ЗРУ…

70

5,5

--

--

70

5,5

--

--

Освещение ОРУ:

110 кВ…

7,0

--

7,0

--

Компрессорная:

электродвигатели…

отопление, освещение…

30

15

--

--

30

15

18,6

--

Маслохозяйство

1

--

75

--

Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП

2

23

46

--

Система охлаждения трансформаторов

2

44,4

88,8

75,6

Итого

390,5

94,2

Мощность ТСН определяется, кВА,

. (5. 50)

Выбираем по /11/ 2 Ч ТМ 250/10.

5. 8 Выбор ограничителей перенапряжения нелинейных

В соответствии с ПУЭ для защиты оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений на подстанции устанавливаются ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН).

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой