Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Халитов А. А. Проект развития Западного участка Сургутских электрических сетей с разработкой подстанции 110/35/10 кВ. — Сургут: ЮУрГУ, Э, 2006, 148 с, 23 рис. приложений, 7 листов чертежей ф. А1.

Произведён анализ режимов работы электрической сети. Предложены меры по реконструкции района, с подключением новой подстанций. Рассчитаны перспективные режимы сети с использованием программы ENERGO.

Разработан проект новой подстанции 110/35/10 кВ для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода, предусматривающий установку современного оборудования. Составлены сметы капитальных вложений на строительство подстанции 110 кВ и сделан расчёт себестоимости передачи электрической энергии. Проработаны вопросы релейной защиты проектируемой подстанции. Рассмотрены вопросы грозозащиты, заземления и охраны труда. В приложении приведены результаты расчётов режимов сети в различных вариантах работы сети.

Содержание

Аннотация

Введение

Характеристика промышленного района

2 Анализ существующей схемы электрической сети района

2. 1Нагрузки потребителей

2.2 Баланс мощности

2.2. 1Баланс активных мощностей

2.2.2 Баланс реактивных мощностей

2. 3Анализ работы трансформаторов установленных в системе

2. 4Расчёт приведённых нагрузок подстанций

2.5 Расчет и анализ существующего режима

2.5.1 Расчет параметров режима

2.5.2 Нагрузки ЛЭП существующей сети в максимальном режиме

2.5.3 Проверка сети по отклонению напряжения

2.5.4 Проверка ЛЭП по нагреву

2.6 Варианты развития схемы сети

2.6.1 Сравнение вариантов развития сети

2.6.2 Выбор сечений проводов и анализ работы сети

2.7 Присоединение новой подстанции

2.7.1 Расчет основных установившихся режимов работы сети с подключением подстанции «НПЗ

2.7.1.1 Первый вариант в максимальном режиме

2.7.1.2 Второй вариант в максимальном режиме

2.7.2 Анализ работы системы в минимальном режиме

2.7.3 Анализ послеаварийного режима

2.8 Выбор отпаек трансформатора на подстанции НПЗ

2.8.1 Режим существующих нагрузок (максимальный

2.8. 2Минимальный режим

2.8.3 Послеаварийный режим

2.8.4 Расчет стандартной отпайки для всех режимов

3 Технико-экономическое сравнение вариантов подключения

подстанции НПЗ

3.1.1 Капитальные затраты на сооружение сети

3.1.2 Годовые эксплуатационные расходы

3.1.3 Приведенные затраты

4 Расчет токов короткого замыкания

4.1 Ручной расчет токов короткого замыкания

4.2 Расчет токов короткого замыкания в программе ENERGO

5 Выбор электрооборудования на подстанции НПЗ

5.1 Выбор оборудования на стороне ВН 110 кВ

5. 1 1 Выключатели и разъединители на 110 кВ, установленные

на вводах

5.1.2 Выбор трансформаторов тока

5.1.3 Выбор трансформаторов напряжения

5.1.4 Ограничители перенапряжения

5.1.5 Токоведущие части

5.2 Выбор оборудования на стороне СН 35 кВ

5.2.1 Выключатели и разъединители на 35 кВ

5.2.2 Выбор трансформаторов ток

5.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

5.2.4 Ограничители перенапряжения

5.3 Выбор оборудования на стороне НН 10 кВ

5.3.1 Выключатели на 10 кВ

5.3.2 Выбор трансформаторов тока

5.3.3 Выбор трансформаторов напряжения

5.3. 4Выбор КРУ

5.3.5 Выбор трансформатора собственных нужд

5.4 Выбор аккумуляторных батарей

6 Испытания электрооборудования

6.1 Общее положение по применению

6.2. Испытание изоляции приложенным напряжением

6.2.1 Испытание напряжением переменного тока

6.2.2. Испытание напряжением постоянного тока

6.3 Проведение испытаний

6.4 Измерение характеристик изоляционных конструкций

6.5 Схемы измерений. Экранирование

6.6 Измерение сопротивления изоляции

6.7 Методы определения параметров изиляции

7 Обеспечение безопасности на подстанции

7.1 Компоновка ОРУ 110 кВ, ОРУ 35 кВ и ЗРУ 10 кВ

7.2 Расчет заземляющего устройства

7.2.1 Назначение и конструкции заземляющих устройств

7.2.2 Расчет заземляющих устройств

7.3 Средства индивидуальной защиты

7.4 Контроль изоляции

7.5 Противопожарные мероприятия

7.6 Трансформаторы

7.7 Помещение ОПУ

7.8 Кабели

7.9 Помещение АКБ

7. 10 Молниезащита ОРУ

7. 11 Освещение на ОРУ

7. 12 Электромагнитные поля в производственых условиях

7. 12.1 Влияние электромагнитных полей на организм человека

7. 12.2 Защита от электромагнитных изучений

8 Экономическая часть

8.1.1 Определяемся с фондом заработанной платы рабочих и служащих наших сетей

8.1.2 Составление сметы капитальных вложений на сооружение линий

и подстанций

8.1.3 Постоянные затраты

8.1.4 Определение производственных затрат при передаче и

распределение электроэгии

8.1.5 Себестоимость электроэнергии

8.2 Доходы организаций

8.3 Расходы организаций

8.4 Налог на прибыль

9 Релейная защита и автоматика на подстанции «НПЗ

9.1 Выбор видов защиты для оборудования подстанции

9.1.1 Защита трансформаторов с обмоткой высшего напряжения

110кВ

9.1.2 Защита воздушных линий в сетях напряжением 35 кВ

с изолированной нейтралью

9.1.3 Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением

3 — 10 кВс изолированной нейтралью

9.1.4 Защита шин, защита на секционном выключателе

9.2 Выбор поставщика оборудования и типоисполнение

терминалов РЗА

9.2.1 Защита трансформатора

9.2.2 Выбор релейной защиты и автоматики КРУ 6 и ОРУ 35 кВ

9.3 Расчет МТЗ для отходящей линии 35 кВ

9.4 АПВ линий с одностороннем питанием

9.4.1 Выполнение функции АПВ

Введение

Темой данного дипломного проекта является строительство подстанции в сети Западного района, а также разработка эскизного проекта развития районной электрической сети в связи с ростом нагрузок на существующих подстанциях, для строительства нефтеперерабатывающего завода.

Для экономического развития Западной Сибири в первую очередь необходимо подымать промышленность. А так как, в этом регионе имеется и добывается нефть, то необходимо начинать со строительства нефтеперерабатывающего завода. Это приведет к образованию новых рабочих мест для высоко квалифицированных рабочих и служащих, дополнительные поступления в бюджет региона, будет способствовать к снижению цен на горюче-смазочные материалы из-за уменьшения транспортных расходов. Поэтому подстанции с потребителями такого вида как нефтеперерабатывающие заводы, должны обладать высокой

1. Характеристика промышленного района

От Сургутской ГРЭС-1 получают питание подстанции Сургутских электрических сетей «Сургут», «Имилор», «Почитлор» от этих подстанций в свою очередь питаются подстанции западного района 110/35/6−10кВ.

Задачей данного проекта является создание эскизного проекта развития районной электрической сети в связи с появлением новых нагрузок в связи со строительством завода. В процессе проектирования решаются следующие задачи:

анализируется существующая сеть энергосистемы и составляется баланс активных и реактивных мощностей с учетом перспективного развития рассматриваемого района;

выбираются рациональные варианты схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, материала и сечений проводов ЛЭП;

сопоставляются предложенные схемы по техническим показателям, и выбирается оптимальный вариант по результатам технико-экономического анализа;

рассчитываются режимы работы сети;

рассматривают необходимость поддержания качества электроэнергии и производят выбор средств регулирования;

определяются экономические показатели принятой схемы электрической сети

Рассматриваемый проектом участок Западного района, а именно: подстанция «НПЗ» напряжением 100/35/10 кВ, имеющая два трансформатора ТРДН-25 000/110/35/10 кВ. На стороне 110 кВ ОРУ выполнено по схеме мостика с ремонтной перемычкой со стороны линии, а ОРУ 35 кВ имеет схему двойная система сборных шин с обходной. К подстанции подходят две линии 110 кВ с сечением провода АС-120мм2;

2 Анализ существующей схемы электрической сети района

2.1 Нагрузки потребителей

Нагрузки потребителей не являются величиной постоянной. От режимов потребления электроэнергии зависят режимы работы энергетических установок. Для расчета электрической сети использовались нагрузки, приближенные к реальному потребителю в период наибольших нагрузок, которой приходится на средний отрезок зимы (декабрь). Исходные мощности нагрузок показаны на электрической схеме района.

2.2 Баланс мощности

2.2.1 Баланс активных мощностей

В каждый момент времени в систему должно поступать от генераторов электростанций столько электроэнергии, сколько в этот момент необходимо всем потребителям с учетом потерь при передаче, то есть баланс по активным мощностям при неизменной частоте записывается как

, (1)

где -суммарная генерируемая активная мощность электростанций;

— суммарное потребление мощности.

Баланс активных мощностей обеспечивается за счет обменной мощности с соседними энергосистемами через балансирующий узел. Этот узел генерирует необходимое количество активной мощности при дефиците ее в сетевом районе либо потребляет ее при избытке. В данном случае таким узлом является подстанция № 1.

Потребление активной мощности в системе складывается из нагрузок потребителей, собственных нужд (с.н.) электрических станций, потерь мощности в линиях и трансформаторах:

. (2)

Суммарные потери активной мощности в линиях примем 2%, в трансформаторах 1,2% от мощности нагрузок. Потери в трансформаторах учитываются только для тех подстанций, где нагрузки заданы со стороны шин низкого напряжения. Нагрузки подстанций и потери в трансформаторах сведены в таблицу 1.

Таблица 1 — Активные нагрузки на подстанциях и потери в трансформаторах

№ подстанции

Активная нагрузка, МВт

Потери в трансформаторах, МВт

Элегаз

Р=16,7

0,2

Федоровская

Р=6,4

0,07

КНС-1

Р=38

0,45

КНС-11

Р=40,3

0,48

КНС-7

Р=16,2

0,19

Брусничная

Р=17,74

0,21

Яун-лор

Р=15,5

0,18

Вачимская

Р= 21,1

0,25

Нагрузка 1

Р=11

0,13

Нагрузка 2

Р=59

0,71

Нагрузка 3

Р=38

0,46

Нагрузка 4

Р=120

1,44

Итого:

400,2

4,74

Суммарные потери активной мощности в линиях примем 2% от мощности всех нагрузок:

(3)

где m% - процент потерь в линии, m% = 2;

— суммарная мощность потребителей;

Мощность нагрузок: ?Рн = 400,2 МВт.

2.2.2 Баланс реактивных мощностей

Балансу реактивной мощности в системе соответствует выражение

(4)

где суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанции при коэффициенте мощности не ниже номинального;

Потребление реактивной мощности в системе слагается из нагрузок потребителей, собственных нужд электрических станций, потерь мощности в линиях и трансформаторах.

Потери реактивной мощности для воздушных линий примем 5% от модуля полной передаваемой по линии мощности при 110 кВ. Потери реактивной мощности в трансформаторах примем 7% от полной мощности, проходящей через трансформатор.

Полные нагрузки подстанций и потери реактивной мощности в трансформаторах сведены в таблицу 2.

Таблица 2 — Полные нагрузки на подстанциях и потери в трансформаторах

№ подстанции

Полная нагрузка, МВА

Потери в трансформаторах, МВАр

Элегаз

S=17,52

1,23

Федоровская

S =6,7

0,47

КНС-1

S =39,88

2,79

КНС-11

S =42,31

2,96

КНС-7

S =17,01

1,19

Брусничная

S =19,1

1,33

Яун-Лор

S =16,28

1,14

Вачимская

S =22,14

1,55

Нагрузка 1

S =11,51

0,8

Нагрузка 2

S=61. 95

4,34

Нагрузка 3

S=39,84

2,78

Нагрузка 4

S=125. 9

8,8

Итого

420

29,4

Потери реактивной мощности для воздушных линий:

МВАр

Потребление мощности в системе:

?Sн = 420+(4. 74+j29. 37)+(8+j21)=420+29. 75+22. 47=472. 22 МВт.

Итогом расчета баланса полной мощности является определение необходимой обменной мощности:

(5)

Из баланса мощности мы видим, что можно безболезненно для системы подключить нагрузку до 50 МВт.

2.3 Анализ работы трансформаторов установленных в системе

Необходимость в реконструкции подстанции возникает при перспективном росте трансформируемых мощностей, когда коэффициенты нагрузки и аварийной перегрузки трансформаторов превысят допустимые значения, установленные по ГОСТ 14 209–85. На время максимума, аварийную перегрузку трансформаторов рекомендуется принимать равной 140%, продолжительностью до 6 часов, но не более 5 суток, при этом коэффициент загрузки в нормальном режиме работы трансформатора зависит от количества трансформаторов, установленных на подстанции.

Так как в рассматриваемом сетевом районе потребители в основном 2-й категории надежности, то следует обеспечить их электроснабжение во всех возможных после аварийных ситуациях на подстанциях. Для понижающих подстанций это условие выполняется, если:

(6)

Здесь — количество и единичная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях;

— количество отключенных трансформаторов;

— определяется по наибольшей нагрузке с учетом возможного резервирования () по сети низкого напряжения

Наибольшая нагрузка в нормальном режиме:

где — коэффициент совмещения максимума.

При проектировании можно принять = 1, = 0.

Приведем пример расчета потерь мощности и коэффициента аварийной перегрузки трансформатора на подстанции Брусничная.

Тип трансформатора ТДТН-25 000/110/35/6.

На рисунке 1 — представлена схема замещения трёхобмоточного трансформатора.

Рисунок 1 — Схема замещения трёхобмоточного трансформатора

Количество трансформаторов — 2.

Справочные данные приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Справочные данные трансформатора ТДТН-25 000/110/35/6

,

МВА

обмоток, кВ

R, Ом

X, Ом

,

кВт

,

кВАр

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

25

115

38,5

6. 6

1,5

1,5

1,5

54

0

33

36

250

Мощность подстанции в нормальном режиме:

S= S35 +S6 = 13,34+j5,4+4,4+j1,8 = 17,74+j7,2МВА.

Мощность, приходящаяся на один трансформатор: S=8,87+j3,6 МВА.

Рассчитаем потери в трансформаторе по формулам:

(7)

, (8)

МВАр.

Коэффициент загрузки трансформатора:

kз==0,38 или 38%. (9)

Коэффициент аварийной перегрузки трансформатора:

Kав==0,76 или 76%.

Аналогичный расчёт проведём для трансформаторов всех подстанций и результат расчета сведём в таблицу 6. Из таблицы видно, что трансформаторы в замене не нуждаются,

2.4 Расчёт приведённых нагрузок подстанций

Подстанции в расчетной схеме учитываются приведенными нагрузками, которые включают в себя заданную мощность подстанции в рассматриваемом режиме Sн и потери мощности в трансформаторах? Sт:

Sпр=Sн+?Sт.

В таблицу 4 сведем приведенные нагрузки.

Таблица 4 — Приведенные нагрузки подстанций.

№ п/ст

Тип трансформатора, S МВА

Число трансформаторов на п/ст

Мощность подстанции,

МВА

Нагрузка трансформатора в нормальном режиме, %

Нагрузка трансформатора в аварийном режиме, %

Потери в

трансформаторах,

МВА

Приведенная нагрузка, МВА

Брусничная

ТДТН-25

2

17,74+j7,2

¦S¦=19,15

38

76

0,106+j1,276

17,85+j15,58

Элегаз

ТДТН-25

2

16,7+j5. 3

¦S¦=17,52

35

70

0,0629+j1,14

16,76+j6,44

Федоровская

ТДТН-25

2

6. 4+j2

¦S¦=6,7

15

27

0,1+j0,6

6,5+j2,6

КНС-1

ТДТН-40

2

38+j12. 1

¦S¦=39. 88

50

100

0,16+j2,66

38,16+j14,76

КНС-11

ТДТН-40

2

40. 3+j12. 9

¦S¦=42. 31

53

106

0,176+j2,94

40,47+j15,84

КНС-7

ТДТН-40

2

16. 2+j5. 2

¦S¦=17. 01

21

42

0,099+j0,9

16,3+j6,1

Яун-Лор

ТДТН-25

2

15. 5+j5. 5

¦S¦=16. 28

33

66

0,096+j1,08

15,6+j6,58

Вачимская

ТДТН-25

2

21. 1+j6. 7

¦S¦=22. 14

44

88

0,116+j1,55

21,21+j8,25

2.5 Расчет и анализ существующего режима

2.5.1 Расчет параметров режима

Приведем пример расчета параметров линии и потерь в ней.

Л-12−1,2: Пачетлор — п/ст КНС-11.

Марка провода: 2АС-150/24. Длина линии: 15,3 км.

Погонные параметры /3/: = 0,195 Ом/км; = 0,427 Ом/км; = 2,7410-6 См/км.

Рассчитаем приведенные параметры линии:

,

где r, x, b — активное, индуктивное сопротивления, емкостная проводимость линии соответственно;

l — длина линии;

r0, x0, b0 — погонные параметры линии.

Ом,

Ом,

м

Данные по остальным линиям сведем в таблицу 5.

Таблица 5 — Параметры линий электропередач

ЛЭП

Дина ЛЭП,

км

Количество

цепей

Марка

провода, км

r0, Ом/км

x0 ,

Ом/км

b0 ,

мкСим/км

r,

Ом

x,

Ом

b,

мСим

Л-1−1,2

79,5

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

19,87

33,4

0,427

Л-2−1,2

0,08

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

0,01

0,016

0,0004

Л-3−1,2

4,45

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

0,55

0,9

0,024

Л-4−1,2

3,6

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

0,9

1,51

0,0194

Л-5−1,2

0,29

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

0,036

0,058

0,0015

Л-6−1,2

60,6

2

АС-1 85/24

0,157

0,409

2,82

4,76

12,39

0,341

Л-7−1,2

5,6

2

АС-95/16

0,31

0,43

2,65

0,88

1,15

0,029

Л-8−1,2

0,15

2

АС-1 85/24

0,157

0,409

2,82

0,012

0,029

0,0008

Л-9−1,2

0,23

2

АС-1 85/24

0,157

0,409

2,82

0,018

0,045

0,0013

Л-10−1,2

11,64

2

АС-1 85/24

0,157

0,409

2,82

0,925

2,23

0,063

Л-11−1,2

8,2

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

1,02

1,72

0,044

Л-12−1,2

15,3

2

АС-1 50/1 9

0,25

0,42

2,69

1,49

3,18

0,08

Л-13−1,2

11,1

2

АС-95/16

0,31

0,43

2,65

1,72

2,38

0,058

2.5.2 Нагрузки ЛЭП существующей сети в максимальном режиме

Таблица 6 — Нагрузки ЛЭП существующей сети

№ Линия

Параметры линий сети

Марка

провода

Кол-во

цепей

Максимальный

ток в линии, А

Допустимый

длительный ток

одной цепи, А

Предельная

экономическая нагрузка

на одну цепь, А

Л-1−1,2

АС-120/19

2

109,8

390

190

Л-2−1,2

АС-120/19

2

117

390

190

Л-3−1,2

АС-120/19

2

89,6

390

190

Л-4−1,2

АС-120/19

2

190,1

390

190

Л-5−1,2

АС-120/19

2

89,3

390

190

Л-6−1,2

АС-185/24

2

218

520

265

Л-7−1,2

АС-95/16

2

91,9

330

Л-8−1,2

АС-185/24

2

35,7

520

Л-9−1,2

АС-185/24

2

210

520

Л-10−1,2

АС-185/24

2

206

520

265

Л-11−1,2

АС-120/19

2

100

390

190

Л-12−1,2

АС-150/24

2

224

450

265

Л-13−1,2

АС-95/16

2

58,8

330

265

Как видно из таблицы 6, ЛЭП в замене не нуждаются. Существующая сеть в режиме максимальных существующих нагрузок проверена и в реконструкции не нуждается.

2.5.3 Проверка сети по отклонению напряжения

Допустимое напряжение на подстанции должно находиться в пределах ±5% от номинального, для подстанций с нерегулируемым напряжением и ±15% для подстанций с регулируемым напряжением под нагрузкой (РПН).

Как следует из приложения 1, максимальное напряжение U = 113 кВ на подстанции Сургут, минимальное U = 112 кВ на подстанции КНС-11. Эти напряжения лежат в допустимых пределах, что говорит о нормальной работе системы.

2.5.4 Проверка ЛЭП по нагреву

Проверку ЛЭП будем производить по следующим условиям:

1. Ток в линии не должен превышать допустимого по нагреву тока:

. (10)

2. Ток в линии в аварийном режиме, т. е. при отключении второй цепи, либо другой линии, не должен превышать допустимого по нагреву тока:

(11)

3. Ток в линии не должен превышать экономически целесообразного тока для данного сечения провода:

. (12)

2.6 Варианты развития схемы сети

2.6.1 Сравнение вариантов развития сети

Сравнение будем производить по нескольким параметрам, самые главные из которых стоимость дополнительно сооружаемых линий и надёжность электроснабжения потребителей. Следовательно, сразу не рассматривает второй вариант, в связи с дорогостоящей установкой опор в различные районы. Дешевле подключить вновь вводимую подстанцию к одной из отпаек. У первого и третьего варианта имеются параллельные связи, что будет осуществлять надежное электропитание и соединение с системой может осуществляться через две п/ст.

Из вышеприведённых соображений, считаю целесообразным более подробно рассмотреть первый и третий варианты развития сети как наиболее дешёвых и надёжных приведены ниже.

Произведем сравнение этих вариантов по технико-экономическим показателям, сравним затраты на их строительство.

2.6.2 Выбор сечений проводов и анализ работы сети

Выбор экономических сечений проводов является одной из важнейших задач проектирования и сооружения электрических сетей, так как связан со значительными капиталовложениями, основными расходами проводниковых материалов, потерями мощности и электроэнергии в системах. Для вновь проектируемых линий сечения выбираем с помощью метода экономических интервалов для энергосистемы Сибири.

На выбранные экономические сечения накладываются ограничения, учитывающие ряд технических требований. Сечения проводников по нагреву должны обеспечить условие: I ут. реж. <Iдоп. Согласно.

Для устранения коронирования и радиопомех выбираемые сечения должны удовлетворять условию: Fi > Fmjn.

Для уже существующих линий сечения выбираются по условию:

Iнб выбирается для наибольшего потока мощности в линии, если линия двухцепная то Iнб = Iном/2 Допустимый ток берётся из справочника для соответствующего сечения линии. Если для существующей линии Iнб > Iдоп то выбираем новое сечение по методу экономических интервалов. Для каждого режима сети определяем максимальное падение напряжения в процентах от номинального:

2.7 Присоединение новой подстанции

В связи со строительством нового завода возникает необходимость в обеспечении его энергией и мощностью, для чего предложим два варианта подключения к району электроснабжения новой подстанции и присвоим п/ст НПЗ (Нефтеперерабатывающий завод). Выполним подстанцию двухтрансформаторной с трансформаторами ТДТН-25 000/110/35/10. Мощность нагрузок в максимальном режиме для этой подстанции примем 22,45 МВА. Тангенс нагрузки примем с учетом специфики нефтеперерабатывающего завода

Таблица 7 — Приведенная нагрузка подстанции НПЗ

подстанция

Тип трансформатора,
мощность, МВА

Число трансформаторов на подстанции

Мощность подстанции,
МВА

Нагрузка трансформатора
в нормальном режиме, %

Нагрузка трансформатора
в аварийном режиме, %

Потери в
трансформаторах, МВА

Приведенная нагрузка,
МВА

НПЗ

ТДТН-25

2

20+j10,2

|S|=22,45

45

90

0,12+j1,8

20,12+j12

2.7.1 Расчет основных установившихся режимов работы сети с подключением подстанции «НПЗ»

Состояние электрической сети в любой момент времени называется режимом сети и характеризуется следующими параметрами режима: активной и реактивной мощностями в элементах сети, частотой, напряжением у потребителя и в узловых точках сети, величиной токов, протекающих по участкам сети, углами расхождения ЭДС и напряжений, потерями мощности и падениями напряжений в элементах сети.

Задача расчета заключается в нахождении его параметров с целью определения условий, в которых работает оборудование сети и ее потребители. По результатам расчета оценивается экономичность работы сети, предлагаются эффективные способы снижения потерь энергии, устанавливают уровни напряжения на подстанциях и мероприятия по поддержанию их в допустимых пределах.

Характер режима сети определяется тремя факторами: графиками нагрузок отдельных подстанций, режимами работы генераторов, условиями обмена мощностью рассматриваемой энергосистемы с соседними. В рассматриваемой системе определяющим фактором будем считать нагрузки сети. На данном этапе ясно место подключения новой подстанции.

2.7.1.1 Первый вариант в максимальном режиме

Подключим подстанцию НПЗ отпайкой к Л-1−1,2 двухцепной линией, выполненной проводом АС-120/19, при этом длина линии составит 20 км.

1) Расчет параметров линии:

Рассчитаем параметры новой линии Л-14−1,2 и внесем в таблицу 8.

Рисунок 2 — Схема первого варианта подключения подстанции НПЗ

Таблица 8 — Расчет параметров линии Л-14−1,2

ЛЭП

Длина ЛЭП, км

Количество

цепей

Марка

провода

r0,

Ом/км

х0,

Ом/км

b0,

мкСим/км

r, Ом

х, Ом

b, Сим

Л-14−1,2

20

2

АС-1 20/1 9

0,25

0,42

2,69

2,5

0,84

0,118

2) Проверка работы линий сети в максимальном режиме после подключения новой подстанции НПЗ по первому варианту.

Таблица 9 — Проверка работы линии Л-14−1,2

№ Линия

Параметры линий сети

Марка провода

Кол-во

цепей

Максимальный

ток в линии на одну цепь, А

Допустимый

длительный ток

одного провода, А

Предельная

экономическая

нагрузка на одну

цепь, А

Л-1−1,2

АС-120/19

2

165

390

190

Л-2−1,2

АС-120/19

2

81,4

390

190

Л-3−1,2

АС-120/19

2

64

390

190

Л-4−1,2

АС-120/19

2

162,2

390

190

Л-5−1,2

АС-120/19

2

62,2

390

190

Л-6−1,2

АС-185/24

2

191,4

520

265

Л-7−1,2

АС-95/16

2

63,8

330

Л-8−1,2

АС-185/24

2

24,7

520

Л-9−1,2

АС-185/24

2

145,9

520

Л-10−1,2

АС-185/24

2

204

520

265

Л-11−1,2

АС-120/19

2

114

390

190

Л-12−1,2

АС-150/24

2

154,2

450

265

Л-13−1,2

АС-95/16

2

58,4

330

265

Л-14−1,2

АС-120/19

2

164

390

190

Как видно из таблицы 9, ЛЭП в замене не нуждаются.

3) Проверка сети по допустимому напряжению.

Как следует из приложения 2, максимальное напряжение 114 кВ на п/ст Сургут, минимальное 112 на п/ст НПЗ.

Эти напряжения лежат в допустимых пределах, что говорит о нормальной работе системы.

2.7.1.2 Второй вариант в максимальном режиме

Подключим подстанцию НПЗ отпайкой Л-15−1,2, длина которой составит 32 км, к линии Л-11−1,2 (выполненной проводом АС-120/19).

Рисунок 3 — Схема третьего варианта подключения подстанции НПЗ

1) Расчет параметров линии

Рассчитаем параметры новой линии Л-15−1,2 и внесем в таблицу 10.

Таблица 10 — Расчет параметров линии

ЛЭП

Длина ЛЭП, км

Количество цепей

Марка

провода

r0, Ом/км

х0, Ом/км

b0, мкСим/км

r, Ом

х, Ом

b, Сим

Л-15−1,2

32

2

АС-120/19

0,25

0,42

2,69

4

6,72

0,172

2) Проверка работы линий сети в максимальном режиме после подключения новой подстанции НПЗ по второму варианту.

Таблица 11 — Проверка работы линии

№ Линия

Параметры линий сети

Марка провода

Кол-во

цепей

Максимальный

ток в линии на одну цепь, А

Допустимый длительный ток одного провода, А

Предельная

экономическая нагрузка

на одну цепь, А

Л-1−1,2

АС-120/19

2

87,3

390

190

Л-2−1,2

АС-120/19

2

81,3

390

190

Л-3−1,2

АС-120/19

2

63,5

390

190

Л-4−1,2

АС-120/19

2

162,8

390

190

Л-5−1,2

АС-120/19

2

62,4

390

190

Л-6−1,2

АС-185/24

2

146,2

520

265

Л-7−1,2

АС-95/16

2

63,8

330

Л-8−1,2

АС-185/24

2

24,7

520

Л-9−1,2

АС-185/24

2

146

520

Л-10−1,2

АС-185/24

2

206

520

265

Л-11−1,2

АС-120/19

2

202

390

190

Л-12−1,2

АС-150/24

2

154,8

450

265

Л-13−1,2

АС-95/16

2

58,4

330

265

Л-15−1,2

АС-120/19

2

151,5

390

190

Как видно из таблицы 11, ЛЭП в замене не нуждаются.

3) Проверка сети по допустимому напряжению

Как следует из приложения 3, максимальное напряжение 114 кВ на п/ст Сургут, минимальное 111 на п/ст НПЗ.

Эти напряжения лежат в допустимых пределах, что говорит о нормальной работе системы.

По технико-экономическому сравнению подключения (3. 1) новой подстанции выбираем первый вариант подключения.

2.7.2 Анализ работы системы в минимальном режиме

Режим минимальных нагрузок.

В режиме минимальных нагрузок, мощность составляет 0.7 от мощности максимальных нагрузок. Расчеты в приложении 4.

1) Проверка сети по допустимому напряжению.

Как следует из приложения 4, максимальное напряжение U=115 кВ на подстанции Сургут, минимальное U=112 кВ на подстанции НПЗ. Эти напряжения лежат в допустимых пределах, что говорит о нормальной работе системы. 2) Проверка работы линий.

Таблица 14 — Работа линий в минимальном режиме

№ Линия

Параметры линий сети

Марка провода

Кол-во

цепей

Максимальный

ток в линии на одну

цепь, А

Допустимый длительный ток одного провода, А

Предельная

экономическая нагрузка

на одну цепь, А

Л-1−1,2

АС-120/19

2

132,7

390

190

Л-2−1,2

АС-120/19

2

80

390

190

Л-3−1,2

АС-120/19

2

62,6

390

190

Л-4−1,2

АС-120/19

2

160

390

190

Л-5−1,2

АС-120/19

2

61,4

390

190

Л-6−1,2

АС-185/24

2

156,2

520

265

Л-7−1,2

АС-95/16

2

62,8

330

Л-8−1,2

АС-185/24

2

24,5

520

Л-9−1,2

АС-185/24

2

143,5

520

Л-10−1,2

АС-185/24

2

141,2

520

265

Л-11−1,2

АС-120/19

2

52,8

390

190

Л-12−1,2

АС-150/24

2

152

450

265

Л-13−1,2

АС-95/16

2

40

330

265

Л-14−1,2

АС-120/19

2

81,2

390

190

2.7.3 Анализ послеаварийного режима

Наиболее тяжёлый режим работы энергосистемы, рассчитаем режим сети в этих условиях. Все расчеты приведены в приложении 5.

В послеаварийном режиме допускается отклонение напряжения 20% от номинала. Рассмотрим режим работы данной сети при обрыве одной цепи линий с подключением новой подстанции Л-14−1,2.

1) Проверка сети по допустимому напряжению.

Как следует из приложения 5, максимальное напряжение U=113 кВ на подстанции Сургут, минимальное U=110 кВ на подстанции КНС-11, на подстанции НПЗ U=111 кВ. Эти напряжения лежат в допустимых пределах, что говорит о нормальной работе системы.

2) Проверка работы линий

Таблица 15 — Проверка работы линии

№ Линия

Параметры линий сети

Марка провода

Кол-во

цепей

Максимальный

ток в линии на одну цепь, А

Допустимый

длительный ток

одного провода, А

Предельная

экономическая нагрузка

на одну цепь, А

Л-1−1

АС-120/19

1

191

390

190

Л-2−1

АС-120/19

1

123

390

190

Л-3−1

АС-120/19

1

88,6

390

190

Л-4−1

АС-120/19

1

195

390

190

Л-5−1

АС-120/19

1

90,9

390

190

Л-6−1

АС-185/24

1

249

520

265

Л-7−1

АС-95/16

1

95,3

330

Л-8−1

АС-185/24

1

36,3

520

Л-9−1

АС-185/24

1

220

520

Л-10−1

АС-185/24

1

207

520

265

Л-11−1

АС-120/19

1

96,5

390

190

Л-12−1

АС-150/24

1

237

450

265

Л-13−1

АС-95/16

1

59,8

330

265

Л-14−1

АС-120/19

1

127

390

190

Так как рассматривается послеаварийный режим, то достаточно того, чтобы линия удовлетворяла требованию:. Реконструкция ЛЭП не требуется.

2.8 Выбор отпаек трансформатора на подстанции НПЗ

2.8.1 Режим существующих нагрузок (максимальный)

Исходные данные.

Трансформатор ТДТН-25 000/110/35/10:

ДРхх = 0,036 МВт; ДQхх=0,25 МВАр; rВ=1,5 Ом; rС=1,5 Ом; rН=1,5 Ом;

xВ=54 Ом; xC=0 Ом; xН=33 Ом.

Пределы регулирования:.

SН. ПР=20,1+j12 МВА; SСН=15+j7,7 МВА; SНН=5+j2,5 МВА; UВ=114,2 кВ.

1. Найдем потери напряжения в обмотках трансформатора:

, (18)

.

, (19)

.

, (20)

.

2. Определим приведенные напряжения на шинах СН, НН:

,(21)

. (22)

3. Рассчитаем значение напряжения ответвления на обмотке ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах НН:

. (23)

4. Выберем стандартную отпайку и определим действительное напряжение на шинах НН.

Выбираем отпайку -1 с напряжением 113 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН:

. (24)

5. Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:

. (25)

6. Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями Vдоп%, устанавливаемыми ГОСТ 13 109–97:

. (26)

На шинах НН:

.

На шинах СН:

.

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

2.8. 2Минимальный режим

Исходные данные.

Трансформатор ТДТН-25 000/110/35/10:

ДРхх=0,036 МВт; ДQхх=0,25 МВАр; rВ=1,5 Ом; rС=1,5 Ом; rН=1,5 Ом.

xВ=54 Ом; xС=0 Ом; xН=33 Ом.

Пределы регулирования:.

SН. ПР=14+j7,14 МВА, SСН=10,5+j5,39 МВА, SНН=3,5+j1,75 МВА; UВ=114 кВ.

1. Найдем потери напряжения в обмотках трансформатора:

,

,

.

2. Определим приведенные напряжения на шинах СН, НН:

,

.

3. Рассчитаем значение напряжения ответвления на обмотке ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах НН:

.

4. Выберем стандартную отпайку и определим действительное напряжение на шинах НН.

Рисунок 5 — Шкала отпаек трансформатора.

Выбираем отпайку 1 с напряжением 117 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН.

.

5. Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:

. (27)

6. Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями Vдоп%, устанавливаемыми ГОСТ 13 109–97.

На шинах НН:

.

На шинах СН:

.

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

2.8.3 Послеаварийный режим

Исходные данные.

Трансформатор ТДТН-25 000/110/35/10:

ДРхх=0,036 МВт; ДQхх=0,25 МВАр; rВ=1,5 Ом; rС=1,5 Ом; rН=1,5 Ом,

xВ=54 Ом; xC=0 Ом; xН=33 Ом.

Пределы регулирования:.

SН. ПР=20,1+j12 МВА, SСН=15+j7,7 МВА, SНН=5+j2,5 МВА. UВ=111 кВ.

1. Найдем потери напряжения в обмотках трансформатора:

,

,

.

2. Определим приведенные напряжения на шинах СН, НН:

,

.

3. Рассчитаем значение напряжения ответвления на обмотке ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах НН:

.

4. Выберем стандартную отпайку и определим действительное напряжение на шинах НН.

Рисунок 6 — Шкала отпаек трансформатора.

Выбираем отпайку -1 с напряжением 113 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН.

.

5. Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:

.

6. Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями Vдоп%, устанавливаемыми ГОСТ 13 109–97.

На шинах НН:

.

На шинах СН:

.

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

2.8. 4Расчет стандартной отпайки для всех режимов

Для трех полученных значений UОТВ. В определим среднее арифметическое и подберем стандартную отпайку.

.

Рисунок 7- Шкала отпаек трансформатора.

Выбираем отпайку 0 с напряжением 115 кВ.

Далее расчет проводится аналогично тому, как это было сделано выше. Полученные данные сведем в таблицу 16.

Таблица 16

Режим

НН

СН

Uнн, кВ

V, %

Uсн, кВ

V,%

Существующий

10,4

+0,6

36,44

+0,24

Максимальный

10,7

+0,2

37,54

-0,2

Послеаварийный

10,3

-0,3

36,1

-0,7

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

3 Технико-экономическое сравнение вариантов подключения подстанции НПЗ

Выбор оптимального варианта подключения подстанции произведен по приведенным затратам, так как в этом методе сравнения вариантов для сокращения расчетов требуется сравнение только тех частей схемы, которые получаются различными. Общие части схемы при этом из сравнения можно исключить. Если, например, в сравниваемых вариантах одинаковое количество линий, отходящих от подстанции, равны их номинальные напряжения, допустимо стоимость этой подстанции вообще не учитывать.

Таким образом, затраты на одинаковые элементы могут не определяться. Однако следует заметить, что подсчет этих затрат позволяет иметь представление не только о различиях в абсолютной их величине, но и об относительном значении разницы в полной стоимости сравниваемых вариантов.

Определение капитальных затрат на сооружение сетей и подстанций производится путем составления сметы. В ней учитывается стоимость оборудования, а также всех строительных и монтажных работ, необходимых для сооружения сети.

Однако составление сметно-финансовых расчетов для ряда сравниваемых вариантов электрической сети требует много времени. Поэтому при технико-экономическом сравнении нескольких вариантов сети или линии электропередачи капитальные затраты определяются по укрупненным показателям, которые дают полную величину капитальных вложений: на 1 км линии, одну подстанцию, одну ячейку выключателя и т. д. Суммарные капитальные затраты определяются умножением укрупненного показателя на число сооружаемых единиц.

3.1.1 Капитальные затраты на сооружение сети

Капитальные затраты состоят и вложений в линии, электростанции и подстанции.

Определение капитальных затрат на сооружение сети сведем в таблицу отдельно для линий и открытого распределительного устройства (ОРУ) для различных вариантов. Учтем поправочный коэффициент К на стоимость электрических сетей в районе Сибири.

Таблица 12 — Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Вариант

Линия

Марка провода

Число цепей

Длина, км

Уд. стоимость, тыс. руб.

К

Кап. Затраты на ВЛ. тыс. руб

1

Л-14−1,2

АС-120/19

2

20

820

1,2

19 680

2

Л-15−1,2

АС-120/19

2

32

820

1,2

31 488

3.1.2 Годовые эксплуатационные расходы

В состав годовых эксплуатационных расходов электрической сети входят:

1) отчисления на амортизацию оборудования линий электропередач.

2) затраты на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач.

3) стоимость потерь электрической энергии в электрических сетях.

И=ИА + ИТР + ИДW, (13)

гдеИА — отчисления на амортизацию оборудования,

ИТР — затраты на текущий ремонт и обслуживание,

ИДW — стоимость потерь электрической энергии.

,(14)

гдеРЛ — капитальные затраты на сооружение ЛЭП,

КЛ — нормы амортизационных отчислений для ЛЭП, %,

,

, (15)

где — суммарная длина ЛЭП,

— ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП,

, (16)

где — наибольшие потери активной мощности в элементах сети при заданном максимуме нагрузки потребителей (определяем по результату расчета в программе «Энерго»);

ЗЭ — удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях.

,

ЗЭ = 70 коп / кВт•ч.

Вариант1:

;

;

;

И=472,32+49+39 279,24=39 800,56 тыс. руб.

Вариант 2:

;

;

;

И=755,71+78,4+39 691,26=40 525,37 тыс. руб.

3.1.3 Приведенные затраты

Годовые эксплуатационные расходы не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции; они не дают полного представления об экономичности, так как не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может дать только учет всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Полным затратам общественного труда на производство продукции соответствует себестоимость продукции. Поэтому стоимость продукции (индивидуальная стоимость) и следует считать основным экономическим показателем.

Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются так называемые приведенные затраты. При единовременных капитальных вложениях (срок строительства не более 1 года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:

З=ЕН • К + И(17)

где ЕН — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, ЕН = 0,14;

К — единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты;

И — ежегодные эксплуатационные издержки;

Для сравнения вариантов рассчитаем их приведенные затраты:

З1 = 0,14 • 19 680 + 39 800,56 = 42 555,76 тыс. руб.

З2 = 0,14 • 31 488 +40 525,37 =44 933,69 тыс. руб.

Исходя из полученных результатов, очевидно, что экономически целесообразно для подключения подстанции выбрать вариант 1. С учетом простоты, наглядности и надежности мы выбираем схему РУ-35кВ «две секционированные системы шин».

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Ручной расчет токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов на подстанции НПЗ, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Электрическая схема для расчета токов КЗ приведена в приложении ?. Проводим расчет короткого замыкания в точках Kl, K2 и КЗ (на сторонах ВН, СН и НН трансформатора).

Составляем расчетную схему замещения.

Рисунок 10 — Схема замещения

Определяем сопротивление обмоток автотрансформатораАТДЦТН-125 000/220 при Uк, в-с=11%, Uк, в-н=45%, Uк, с-н=28%:

Хв =1/200*(U к, в-с + U к, в-н — U к, с-н)* Sб/Sн.т. =1/200*(11+45−28)*100/125=0,112;

Хс =1/200*(U к, в-с + U к, с-н — U к, в-н)* Sб/Sн.т. =1/200*(11+28−45)*100/125=0;

Хн =1/200*(U к, в-н + U к, с-н + U к, в-с)* Sб/Sн.т. =1/200*(45+28−11)*100/125=0,248;

Результирующее сопротивление автотрансформаторов в базисных единицах:

Xат=(0,112+0*0,248/0+0,248)*0,5=0,056

Определяем сопротивление обмоток трансформатора ТДТН-25 000/115/38,5/10,5 в базисных единицах:

Хв=1/200*(Uк, в-с+Uк, в-н — U к, с-н)* Sб/Sн.т. =1/200*(10,5+17,5−6,5)*100/25=0,43;

Хс =1/200*(U к, в-с + U к, с-н — U к, в-н)* Sб/Sн.т. =1/200*(10,5+6,5−17,5)*100/25=0;

Хн =1/200*(U к, в-н + U к, с-н + U к, в-с)* Sб/Sн.т. =1/200*(17,5+6,5−10,5)*100/25=0,27.

Результирующее сопротивление обмоток трансформатора в базисных единицах:

Для точки к.з. 2 Хт.с. =(0,43+0)*0,5=0,215

Для точки к.з. 3 Хт.н. =(0,43+0,27)*0,5=0,35

Составим таблицу базисных сопротивлений линий и трансформаторов.

Таблица 24 — Базисные сопротивления системы

п/п

Наименование

объекта

Обозначение

На схеме

Сопротивление,

Ом.

Базисное

Сопротивление

1

ВЛ-18

Х1

3,72

0,0307

2

ВЛ-17

Х2

12,3

0,1015

3

ВЛ-16

Х3

14,05

0,116

4

ВЛ-6−1,2

Х4

11,91

0,98

5

ВЛ-11−1,2

ВЛ-10−1,2(до

места врезки)

Х5

3,9

0,032

6

ВЛ-1−1,2(до

места врезки

ВЛ-14−1,2)

Х6

4,13

0,0341

7

ВЛ-1−1,2(от

места врезки

ВЛ-14−1,2

до п/ст Пачетлор)

Х7

11,985

0,099

8

ВЛ-14−1,2

Х8

4,05

0,034

Далее все расчеты проводим в базисных единицах.

Находим эквивалентные сопротивление Хл1-Хат1, Хл1-Хат1, Хл1-Хат1:

Хэ1= Х1+Хат1=0,0307+0,056=0,0867

Хэ2= Х2+Хат2=0,1015+0,056=0,1575

Хэ3= Х3+Хат3=0,116+0,056=0,172

Перерисовываем схему замещения

Рисунок 11

Сопротивления Хэкв1, Хэкв2, Х4 преобразуем в звезду.

Преобразовываем схему

Рисунок 12 — Схема замещения

Сложив последовательные сопротивления, имеем вид схемы

Хэ7=Х6+Хэ5=0,0341+0,0694=0,1035

Хэ8=Х5+Хэ6=0,032+0,1261=0,1581

Рисунок 13 — Схема замещения

Преобразуем сопротивления Хэ4, Хэ3,ХЭ8 в звезду.

Рисунок 14 — Схема замещения

Преобразуем схему и найдём результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К-1

Схема замещения имеет вид

Рисунок 15 — Схема замещения

Результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К2

Х к-2=Х12+Хт.в. +Хт.с. =0,1+0,215+0=0,315

Результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К3

Х к-3=Х12+Хт.в. +Хт.н. =0,1+0,215+0,135=0,45

Трехфазное короткое замыкание на шинах 110 кВ (точка К-1):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Трехфазное короткое замыкание на шинах 35 кВ (точка К-2):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Трехфазное короткое замыкание на шинах 10 кВ (точка К-3):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Согласно расчетов токов короткого замыкания в программе Energo:

В точке К-1Iк-1=3,6 кА;

В точке К-2Iк-2=12,5 кА;

В точке К-3Iк-3=5,1 кА;

4.2 Расчет токов короткого замыкания в программе ENERGO

Программа ENERGO рассчитывает токи короткого замыкания в соответствии с ГОСТ 25 514–87 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»:

— действующее значение периодической составляющей тока симметричного и несимметричных коротких замыканий в начальный момент времени в точке короткого замыкания и во всех элементах расчётной схемы, а также в моменты времени до 0,5 с после начала короткого замыкания с помощью типовых кривых;

— остаточные напряжения во всех узлах схемы.

Согласно расчету ток КЗ в точке 1: Iп. о = 11,601 кА.

Ток КЗ в точке 2: Iп. о = 6,042 кА. Ток К З в точке 3: Iп. о = 13,982 кА.

5 Выбор электрооборудования на подстанции НПЗ

5.1 Выбор оборудования на стороне ВН 110 кВ

5. 1 1 Выключатели и разъединители на 110 кВ, установленные на вводах

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах:

— длительная нагрузка;

— перегрузка;

— короткое замыкание;

— холостой ход;

— не синхронная работа.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам /2/:

— напряжению установки: Uуст Uном; (28)

— длительному току: ImaxIном; (29)

— отключению периодической составляющей К.З.: (30)

— отключению апериодической составляющей тока К.З. :

, (31)

где — нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

, (32)

где — наименьшее время от начала К.З. до момента расхождения дугогасительных контактов: ,

где с — минимальное время действия релейной защиты;

с — собственное время отключения выключателя.

Tа — постоянная времени затухания, а периодической составляющей, примем Tа =0,02 с;

— электродинамической стойкости ,(33)

где — наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

— ударный ток,(34)

где — ударный коэффициент, нормированный для выключателей;

— термической стойкости:

,

где — предельный ток термической стойкости;

— длительность протекания тока термической

— тепловой импульс по расчету, кА2 ·с,

,

где с.

Здесь — время действия релейной защиты;

— полное время отключения выключателя (каталожные данные).

Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующем КЗ.

Выбираем выключатель на ОРУ-110 кВ.

Максимальные токи продолжительного режима в цепях вводов находим из условия, что один из вводов нагружен на полную мощность:

,(35)

=

По максимальному току продолжительного режима выбираем выключатель ВГУ-110−40/2000.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

В свою очередь завод — изготовитель гарантирует выключателю содержание апериодической составляющей в отключаемом токе для времени:

кА,

кА.

Определим тепловой импульс, выделяемый током КЗ:

кА2 ·с.

Выберем разъединитель для наружной установки SGF-110−1600.

Результаты выбора сведены в таблицу 25.

Таблица 25 — Выключатели и разъединители, устанавливаемые на стороне ВН

Расчетные параметры

Выключатель

Разъединитель

ВГУ-110−40/2000

SGF-110/1600

кВ

кВ

кВ

А

А

А

кА

кА

-

кА

кА

-

кА

кА

кА

кА2 ·с

кА2 ·с

кА2 ·с

5.1.2 Выбор трансформаторов тока

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

Для наружной установки в цепи 110 кВ примем трансформатор тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией типа ТФЗМ-110Б.

Данный трансформатор имеет три обмотки:

— первая класса 0,5 для присоединения измерительных приборов;

— вторая и третья класса 10Р для релейной защиты и автоматики.
Трансформаторы тока выбираем по /2/:

— напряжению установки:; (36)

— току:, (37)

где — номинальный ток первичной обмотки;

— электродинамической стойкости; (38)

— термической стойкости; (39)

— вторичной нагрузке:. (40)

На вводах примем к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-200/42−0,5/10Р/10Р. Расчётные и каталожные данные сведём в таблицу 26.

Таблица 26 — Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Расчетные данные

Трансформатор тока

ТФЗМ- 110Б-1−200/42−0,5/10Р/10Р- 1 ХЛ

кВ

кВ

А

А

кА

кА

кА2 ·с

кА2 ·с

Выбираем тип приборов и распределение нагрузки по фазам (таблица 27).

Таблица 27 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, В-А

А

В

С

Амперметр

Э-350

0,5

0,5

0,5

Счётчик энергии

Альфа

0,1

--

0,1

Итого:

0,6

0,5

0,6

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

Определим сопротивление приборов /2/:

Ом. (41)

Допустимое сопротивление проводов:

, (42)

где: — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом;

— сопротивление контактов: = 0,05 Ом если в цепи 2−3 прибора,

= 0,1 Ом если приборов 4 и больше /2/;

=1,2 — 0,024 — 0,1 = 1,07 Ом.

Сечение соединительных проводов:

, (43)

где — удельное сопротивление материала провода, для алюминиевых жил = 0,0283 Оммм2/м /2/;

— расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, = 80 м;

мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию прочности.

Изобразим схему включения приборов:

Рисунок 16 — Схема включения приборов к трансформаторам тока на ВН

На ремонтной перемычке примем к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-100/41−0,5/10Р/10Р. Максимальные токи продолжительного режима в цепи ремонтной перемычки находим как:

А.

Расчётные и каталожные данные сведём в таблицу 28.

Таблица 28 — Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Расчетные данные

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-1−100/41−0,5/10Р/10Р-ХЛ1

кВ

кВ

А

А

кА

кА

кА2 ·с

кА2 ·с

Выбираем тип приборов и распределение нагрузки по фазам (таблица 29).

Таблица 29 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока.

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-350

-

0,5

-

Итого:

-

0,5

-

Определим сопротивление приборов:

Ом. Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности: Ом.

Сопротивление контактов: = 0,05 Ом, так как в цепи 1 прибор.

Допустимое сопротивление проводов:

=1,2−0,02−0,05 = 1,13 Ом.

Сечение соединительных проводов: мм.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию прочности.

Схема включения приборов представлена на рисунке 17:

А В С

Рисунок 17 — Схема включения приборов к трансформаторам тока на ВН

5.1.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для питания катушек напряжения измерительных приборов и для изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю.

На сборных шинах ОРУ 110 кВ выбираем ЗхНКФ-110−83 ХЛ1 каскадного типа. Данный трансформатор имеет две вторичные обмотки, одна из которых включена в звезду и к ней подключаются катушки измерительных приборов, другая соединяется в разомкнутый треугольник и используется для контроля изоляции.

Трансформаторы напряжения выбираются по /2/:

— напряжению установки;

— по конструкции и схеме соединения обмоток;

— по классу точности;

— по вторичной нагрузке.

Таблица 30 — Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения типа НКФ-100−58.

Прибор

Тип

мощность одной обмотки,

ВА

Число Обмоток

cos

sin

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Р, Вт

Q, BA

Вольтметр

Э-350

2

1

1

0

1

2

0

Счётчик энергии

Альфа

0,1

2

0,38

0,925

1

1,14

2,78

Регистрирующий вольтметр

Н-394

10

1

1

0

1

10

0

Фиксирующий прибор

ФИП

3

1

1

0

1

3

0

Регистрирующий частотомер

Н-397

7

1

1

0

1

7

0

Итого:

31,42

8,33

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

, (44)

ВА.

Три трансформатора напряжения НКФ-100−83 соединённых в звезду имеют мощность:

ВА,

ВА > ВА.

Следовательно, выбранный трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности 0,5.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм, по условию прочности.

5.1.4 Ограничители перенапряжения

ОПН для защиты трансформаторов выберем по напряжению установки:

.

Выберем ОПН 110ХЛ1.

5.1.5 Токоведущие части

Токоведущие части в распределительных устройствах 35 кВ и выше выполняются сталеалюминевыми проводами АС.

Гибкие шины крепятся на подвесных изоляторах при достаточно больших расстояниях между фазами.

При таких расстояниях силы взаимодействия невелики, поэтом расчет на электродинамическое действие для гибких шин не проводится. Кроме того, шины должны быть большим сечением, чем минимально допустимое по короне /2/.

Для ОРУ на высшем напряжении приняты гибкие шины, выполненные проводом марки АС-70/11 с допустимым током = 265 А.

Проверка на допустимый ток:

АА.

Провода располагаются горизонтально с расстоянием между фазами D=3м.

Ток короткого замыкания = 3,8 кА < 20 кА, поэтому проверка на схлестывание не проводится.

По условиям коронирования выбранный провод удовлетворяет условиям /1/, так как минимально допустимое значение по условиям коронирования для 110 кВ — 70 мм2.

Минимальное допустимое сечение по термической стойкости:

, (45)

где C=91 — функция, значение которой приведено для алюминиевых шин /2/.

=17 мм,

= 79,3 мм2, следовательно по термической стойкости шины проходят.

Проверку на электродинамическое взаимодействие не проводят, потому что фаза не расщеплена.

Для подвески токопроводов на ОРУ 110 примем к установке подвесные линейные кремнеорганические изоляторы ЛК 70/110.

5.2 Выбор оборудования на стороне СН 35 кВ

5.2.1 Выключатели и разъединители на 35 кВ

Выбор выключателей и разъединителей на стороне среднего напряжения производится аналогично выбору на стороне высшего напряжения.

Выбираем выключатели (трансформаторные, секционный, линейные) ОРУ-35 кВ.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой