Выбор схеми розвитку районної електричної сети

Реферат.

Метою справжньої роботи є підставою вибір найкращою в техникоекономічному плані схеми розвитку районної електричної мережі при дотриманні заданих вимог до надійності схеми електропостачання і до якості електроенергії відпускає споживачам, безпосереднє проектування подстанции.

Необхідно зробити підключення нового споживача до існуючої вихідної електричної мережі. Розглянуто три варіанта підключення проектованої підстанції № 10. Проектування відбувалося за урахуванням кліматичних умов, у яких перебуває подстанция.

Діяльність наведено розрахунки нормальних і аварійних режимів всіх аналізованих варіантів. Зроблено вибір перетинів дротів ліній електропередач кожному за варіанта. Зроблено техніко-економічне порівняння варіантів. У результаті був обраний найоптимальніший варіант приєднання проектованої підстанції до існуючої мережі. Наступним етапом провели проектування понижуючої підстанції 110/10 кВ, вибір числа і силових трансформаторів, трансформаторів потреб, вибір устаткування й комутаційної апаратури. У «Розділі релейная захист» було зроблено розрахунок релейного захисту силового трансформатора. Розрахунки нормальних і аварійних режимів виконані програмі «RASTR». Розрахунки струмів короткого замикання виконані програмі «ТКЗ-3000». Вибір числа і силових трансформаторів, їх теплової режим роботи у зимовий і літній періоди виконані програмі «TRANS».

Дипломний проект содержит:

Листов -.

Малюнків -.

Таблиць -.

Додатків -3.

Перелік аркушів графічних документов.

|№ п/п |Найменування |Кількість |Формат | |1 |Варіанти розвитку електричної мережі |1 |А1 | |2 |Техніко-економічне порівняння варіантів |1 |А1 | |3 |Результати розрахунку встановлених режимів |2 |А1 | |4 |Головна схема електричних сполук |1 |А1 | | |підстанції | | | |5 |Конструктивне виконання підстанції |1 |А1 | |6 |Релейная захист трансформатора |1 |А1 |.

Содержание Задание на проектирование Реферат Перечень аркушів графічних документов Введение.

1. Мета праці та характеристика вихідної информации.

2. Проектування електричної сети.

1. Розробка варіантів розвитку сети.

2. Вибір перетинів ліній электропередач.

3. Техніко-економічне зіставлення варіантів розвитку сети.

3. Вибір числа і силових трансформаторов.

1. Розрахунок режимів систематичних навантажень і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-25 000/110/10 (варіант I).

2. Розрахунок режимів систематичних навантажень і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-16 000/110/10 (варіант II). 3. Економічне зіставлення варіантів трансформаторов.

4. Аналіз встановлених режимів електричної сети.

5. Розрахунок струмів короткого замыкания.

6. Головна схема електричних соединений.

1. Найвища вимога, які пред’являються головним схемами розподільних устройств.

2. Вибір схеми розподільного устрою високої напруги (РУ ВН).

3. Вибір устаткування РУ ВН.

4. Вибір схеми розподільного устрою нижчого напруги (РУ НН).

5. Вибір устаткування (РУ НН).

6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму і напряжения.

7. Вибір токоведущих частин на РУ НН.

8. Власні потреби і оперативний струм. 9. Вибір обмежувачів перенапряжения.

7. Конструктивне виконання подстанции.

8. Релейная захист понижувального трансформатора.

1. Розрахунок диференціальної токовой захисту понижувального трансформатора.

2. Розрахунок МТЗ з блокуванням щодо мінімальної напряжению.

3. Розрахунок МТЗ від перегрузки.

9. Безпека і екологічність проекта.

1. Короткий опис проектованого объекта.

2. Шкідливі і небезпечні факторы.

3. Заходи безпеки при обслуживании.

4. Пожежна безопасность.

5. Екологічність проекта.

6. Надзвичайні ситуации.

7. Грозозащита і заземлення подстанции.

8. Розрахунок заземляющих пристроїв (ЗУ). 10. Кошторис зведення подстанции.

Заключение

Приложения.

1. Розрахунок теплового режиму силових трансформаторов.

2. Розрахунок струмів короткого замыкания.

3. Розрахунок встановлених режимов Библиографический список.

Розвиток енергетики Росії, посилення перетинів поміж енергосистемами вимагає розширення будівництва електроенергетичних об'єктів, у цьому числі ліній електропередач і підстанцій напругою 35−110кВ змінного тока.

Нині ЄЕС Росії містять у собі сім паралельно працюючих об'єднань енергосистем: Центру, Середньої Волги, Уралу, Северозаходу, Сходу, Півдня і Сибири.

Виробництво електроенергії зростає в усьому світі, що супроводжується зростанням кількості електроенергетичних систем, що йде шляхом централізації виробітку електроенергії на великих електростанціях і інтенсивного будівництва ліній електропередач і подстанций.

Проектування електричної мережі, включно з розробкою конфігурації сіті й схеми підстанції, є одним із основних цілей розвитку енергетичних систем, які забезпечують Надійне і дуже якісне електропостачання споживачів. Якісна проектування є основою надійної і економічного функціонування електроенергетичної системы.

Завдання проектування електричної мережі належить до класу оптимізаційних завдань, проте то, можливо суворо вирішена оптимизационными методами у зв’язку з великий складністю завдання, зумовленої многокритериальностью, многопараметричностью і динамічним характером завдання, дискретністю і часткової невизначеністю вихідних параметров.

У умовах проектування електричної мережі зводиться до розробці кінцевого числа раціональних варіантів розвитку електричної мережі, які забезпечують Надійне і дуже якісне електропостачання споживачів електроенергією в нормальних і післяаварійних режимах. Вибір найбільш раціонального варіанта проводиться у разі економічному критерію. У цьому все варіанти попередньо доводяться рівня якості і надёжности електропостачання. Екологічний, соціальний та інші критерії під час проектування мережі враховуються як ограничений.

1. Мета праці та характеристика вихідної информации.

Метою дипломного проекту є розробка раціонального, в техніко-економічному сенсі, варіанта електропостачання споживачів знову яка споруджується підстанції 10 з дотримання вимог ГОСТ до надёжности і якості електроенергії, відпускає споживачам, і навіть розробка електричної схеми і компонування підстанції, вибору основного устаткування, і - оцінка роботи підстанції в нормальних, аварійних і післяаварійних режимах. Карту-схему району електропостачання представлена на рис. 1.1, підстанція споруджується у районі Уралу зі середньорічний температурою довкілля +50С.

Джерелами електроенергії у схемою є ГРЕС, працююча на буром вугіллі і сусідня енергосистема, эквивалентированная до вузлу 1, потужність якої значно перевищує потужність аналізованого району розвитку мережі, тому напруження як у вузлі 1 вважатимуться незмінним при коливанні навантажень аналізованої мережі (U1=115кВ). На ГРЕС встановлено генератори ТВВ-200 і трансформатори ТДЦ-250 000/220. Системообразующая мережу 220кВ виконано дротом АС-400, розподільча мережу 110кВ виконано дротом АС-240.

Споживачі електроенергії подключаемой підстанції № 10 включають промислову і комунальну навантаження загальної потужністю максимальному режимі 32 МВт при cos?=0,87. Графік навантаження приведён малюнку 1.2 й у таблиці 1.1.

Склад споживача категоріям надёжности электроснабжения:

I категорія — 40%.

II категорія — 40%.

III категорія — 20%;

Номінальне нижчу напруга підстанції 10 кВ;

Кількість відведених ліній — 16.

P=80MBт.

Р =110МВт 4 cos?=0,9.

cos?=0,9.

ТДЦН — Р50 000/220.

2 1000.

4ТВВ-200.

Uбаз P=32МВт cos=0,87.

1 10.

6 Р=130МВт.

cos?=0,9.

9 8 5.

P=16,9МВт.

3 cos?=0.9.

Р=125МВт cos?=0,9.

Рис. 1.1 Карту-схему району электроснабжения.

Графік навантаження характерного зимового дня.

[pic].

Графік навантаження характерного літнього дня.

[pic].

Рис. 1.2 Графік навантаження трансформаторов.

Таблиця 1.1.

Графік навантаження характерного літнього і зимового дня.

|Годинник |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 |11 |12 | |діб | | | | | | | | | | | | | |Зима, % |40 |40 |40 |40 |50 |50 |40 |40 |40 |40 |40 |50 | |Літо, % |30 |30 |30 |30 |40 |40 |30 |30 |30 |30 |30 |40 | |Годинник |13 |14 |15 |16 |17 |18 |19 |20 |21 |22 |23 |24 | |діб | | | | | | | | | | | | | |Зима, % |40 |40 |80 |100 |100 |100 |100 |100 |40 |40 |80 |80 | |Літо, % |30 |30 |70 |70 |80 |80 |80 |70 |30 |30 |70 |70 |.

2. ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СЕТИ.

1. Розробка варіантів розвитку сети.

На стадії вибору конкурентно здатних варіантів розвитку електричної мережі вирішуються дві основні завдання — визначення раціонального класу напруги сіті й вибір конфігурації сети.

Визначення раціонального класу напруги залежить від району, в якому ведеться проектування, потужності присоединяемых вузлів та його удалённости від джерел электроэнергии.

Аналіз карти-схеми мережі (рис. 1.1), розташування і параметри і параметри присоединяемой підстанції № 10 однозначно визначають клас напруги мережі 110кВ, оскільки ця плавна напруга явно вигідніше. І використання іншого класу напруги вимагає додаткової щаблі трансформації і є нерациональным.

Розробка варіантів розвитку, що з приєднанням підстанції 10 до неї 110кВ, виконано за дотримання таких засадничих принципи вибору конфігурації сети:

— мережу має бути як можна коротше географически;

— електричний шлях від джерел до споживача має бути як можна короче;

— існуюча мережа мусить бути короче;

— кожен варіант розвитку повинен відповідати вимогам надёжности;

— споживачі I і II категорії за надійністю електропостачання повинні будуть отримувати харчування від двох незалежні джерела (з двох чи більше линиям);

— в післяаварійних режимах (відключення лінії, блоку на станції) проектовані й існуючі лінії нічого не винні перевантажуватися (струм лінією ні перевищувати довго припустимого струму по нагреву).

З урахуванням зазначених вимог розробили варіанти приєднання підстанції № 10 до энергосистеме.

Варіант I (рис. 2.1) передбачає підключення проектованої підстанції № 10 по найбільш короткому шляху від вузла № 7 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довжиною 20км).

Варіант II (рис. 2.2) передбачає приєднання підстанції № 10 в кільце від вузлів № 7 і № 8 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довжиною 45км).

Варіант III (рис. 2.3) передбачає підключення проектованої підстанції № 10 від вузла № 8 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довжиною 50км).

Варіант IV (рис. 2.4) передбачає підключення проектованої підстанції № 10 в кільце від вузлів № 5 і № 7 (будівництво двох ліній 110кВ загальної довгою 60км).

32/0.87 10.

40/0.85.

20/0.85.

9 8 5.

60/0.85.

16.9/0.9.

існуюча сеть.

проектируемая сеть.

Рис. 2.1 Розвиток мережі за спрощеним варіантом I.

32/0.87 10.

40/0.85.

20/0.85.

9 8 5.

16.9/0.9.

60/0,85 існуюча сеть.

проектируемая сеть.

Рис. 2.2 Розвиток мережі за спрощеним варіантом II.

32/0.87 10.

40/0.85.

20/0.85.

9 8 5.

60/0.85.

16.9/0.9.

існуюча сеть.

проектируемая сеть.

Рис. 2.3 Розвиток мережі за спрощеним варіантом III.

32/0.87 10.

40/0.85.

20/0.85.

9 8 5.

16.9/0.9.

60/0.85.

існуюча сеть.

проектируемая сеть.

Рис. 2.4 Розвиток мережі за спрощеним варіантом IV.

2. Вибір перетинів ліній электропередач.

Вибір перетинів ліній електропередач виконується з допомогою економічних токовых інтервалів. Причому у залежність від принципів застосовуваних при уніфікації опор зони економічних перетинів можуть зрушуватися, для однозначності проектних рішень під час виборів перетинів обумовлюються використовувані опори і таблиці економічних інтервалів сечений.

Проектируемая підстанція і споруджувані ліній електропередач перебувають у кліматичної зоні Уралу, належить до I району по гололёду. У будівництво ліній електропередач використовуються сталеві опори. Значення економічних токовых інтервалів було взято з таблиці 1.12 [2]. Для вибору перетинів ліній електропередач попередньо підраховані струми навантаження вузлів в максимальному режиме.

Струми навантаження вузлів розраховуються по формуле:

[pic] (2.1) де Р — потужність підстанції в максимальному режиме.

Uномінальне напруга сети.

Результати розрахунків струмів вузлів наведені у таблиці 2.1.

Таблиця 2.1.

Результати розрахунку струмів узлов.

|№ вузла |Потужність, МВт|[pic] |Клас |Струм навантаження,| | | | |напруги, |А | | | | |кВ | | |2 |110 |0,9 |220 |321 | |3 |125 |0,9 |220 |364 | |4 |80 |0,9 |220 |233 | |6 |130 |0,9 |220 |379 | |7 |40 |0,85 |110 |247 | |8 |60 |0,85 |110 |370 | |9 |20 |0,85 |110 |123 | |10 |32 |0.87 |110 |193 | |5 |16.9 |0,9 |220 |44 |.

Розрахунок токораспределения у мережі для вибору перетинів проводиться у разі еквівалентним длинам.

Потокораспределение в системоутворюючої мережі залишається постійним для всіх варіантах приєднання проектованої підстанції 10 та залежною від варіанта її приєднання. Тож за системоутворюючої мережі потокораспределение розраховується раз і надалі аналізі враховуватися не будет.

Токораспределение системоутворюючої мережі наведено в таблиці 2.2.

Токораспределение розподільній мережі наведено в таблиці 2.3…2.5 відповідно для варіантів I-IV. Лінії 5−8, 5−7, 8−9 -існуючі, перетин ліній АС-240.

Таблиця 2.2.

Токораспределение системоутворюючої сети.

|№ лінії |Довжина, км |Кількість ліній |Приведённая |Струм в лініях,| | | | |довжина, км |А | |1−3 |54 |1 |54 |89 | |1−2 |50 |2 |25 |129 | |3−5 |59 |1 |59 |393 | |2−1000 |70 |1 |70 |575 | |4−1000 |58 |2 |29 |97 | |5−1000 |58 |2 |29 |373 | |6−1000 |62 |2 |31 |242 |.

Таблиця 2.3.

Токораспределение розподільній мережі (Варіант I).

|№ лінії |Довжина, км |Кількість ліній |Приведённая |Струм в лініях,| | | | |довжина, км |загальний, А | |5−8 |40 |2 |20 |512 | |5−7 |46 |2 |23 |262 | |8−9 |20 |1 |20 |143 | |7−10 |40 |2 |20 |206 |.

Таблиця 2.4.

Токораспределение розподільній мережі (Варіант II).

|№ лінії |Довжина, км |Кількість ліній |Приведённая |Струм в лініях,| | | | |довжина, км |А | |5−8 |40 |2 |20 |592 | |5−7 |46 |2 |23 |384 | |8−9 |20 |1 |20 |268 | |7−10 |20 |1 |20 |254 | |8−10 |25 |1 |25 |162 |.

Таблиця 2.5.

Токораспределение розподільній мережі (Варіант III).

|№ лінії |Довжина, км |Кількість ліній |Приведённая |Струм в лініях,| | | | |довжина, км |А | |5−8 |40 |2 |20 |720 | |5−7 |46 |2 |23 |258 | |8−9 |20 |1 |20 |170 | |8−10 |50 |2 |25 |206 |.

Таблиця 2.6.

Токораспределение розподільній мережі (Варіант IV).

|№ лінії |Довжина, км |Кількість ліній |Приведённая |Струм в лініях,| | | | |довжина, км |А | |5−8 |40 |2 |20 |512 | |5−7 |46 |2 |23 |318 | |8−9 |20 |1 |20 |134 | |5−10 |40 |1 |40 |143 | |7−10 |20 |1 |20 |132 |.

Таблиця 2.7.

Вибір перетинів ліній электропередач.

|№ варіанта |№ лінії |Струм однією |Кількість |Марка і | | | |ланцюг, А |проектованих |перетин | | | | |ліній |дроти | |I |7−10 |103 |2 |АС-120 | |II |8−10 |81 |1 |АС-120 | | |7−10 |127 |1 |АС-120 | |III |8−10 |103 |2 |АС-120 | |IV |7−10 |66 |1 |АС-120 | | |5−10 |143 |1 |АС-120 |.

Перевірка вибраних перетинів виконується з умов найбільш важких аварійних режимів, як яких использованы:

— Обрив одній з паралельних ланцюгів в радіальної сети;

— Обрив найбільш навантаженої лінії в кольце.

Результати перевірки вибраних перетинів для розподільній мережі наведені у таблицях 2.8…2.11 відповідно для варіантів I-IV.

Таблиця 2.8.

Перевірка перетинів ліній розподільній мережі (Варіант I).

|№ |Перетин |Кількість |Вигляд аварії |Струм на 1 ланцюг, А |Результат| |лінії | |ланцюгів | | |перевірки | | | | | |Iавар. |Iдоп. | | |5−7 |АС-240 |2 |обрив 5−7 |431 |610 |удовл. | |7−10 |АС-120 |2 |обрив 10−7 |206 |390 |удовл. |.

Таблиця 2.9.

Перевірка перетинів ліній розподільній мережі (Варіант II).

|№ |Перетин |Кількість |Вигляд аварії |Струм на 1 ланцюг, А |Результат| |лінії | |ланцюгів | | |перевірки | | | | | |Iавар. |Iдоп. | | |5−7 |АС-240 |2 |обрив 5−7 |335 |610 |удовл. | |5−8 |АС-240 |2 |обрив 5−8 |532 |610 |удовл. | |7−10 |АС-120 |1 |обрив 8−10 |208 |390 |удовл. | |8−10 |АС-120 |1 |обрив 7−10 |208 |390 |удовл. |.

Таблиця 2.10.

Перевірка перетинів ліній розподільній мережі (Варіант III).

|№ |Перетин |Кількість |Вигляд аварії |Струм на 1 ланцюг, А |Результат| |лінії | |ланцюгів | | |перевірки | | | | | |Iавар. |Iдоп. | | |5−8 |АС-240 |2 |обрив 5−8 |720 |610 |неудовл. | |8−10 |АС-120 |2 |обрив 8−10 |206 |390 |удовл. |.

Таблиця 2.11.

Перевірка перетинів ліній розподільній мережі (Варіант IV).

|№ |Перетин |Кількість |Вигляд аварії |Струм на 1 ланцюг, А |Результат| |лінії | |ланцюгів | | |перевірки | | | | | |Iавар. |Iдоп. | | |5−10 |АС-120 |1 |обрив 7−10 |209 |390 |удовл. | |7−10 |АС-120 |1 |обрив 5−10 |209 |390 |удовл. |.

Аналіз результатів перевірки перетинів проектованих ліній показує, що у аварійних режимах за умовою довго припустимого струму не проходить лінія 5−8 у варіанті III.

Необхідно додати наявних ліній третью.

32/0.87 10.

40/0.85.

20/0.85.

9 8 5.

60/0.85.

16.9/0.9.

Існуюча сеть.

Проектируемая сеть.

Рис. 2.5 Розвиток мережі за прискореним варіантом III з одночасним посиленням лінії 5−8.

Аналіз результатів перевірки перетинів проектованих ліній показує, потреби посилення інших ліній відсутня, все лінії проходять по довго допустимому току. Розрахунок струмів проектованих ліній був виконаний у програмі RASTR.

3. Техніко-економічне зіставлення варіантів розвитку сети.

Завдання техніко-економічного зіставлення варіантів розвитку електричної мережі у випадку є многокритериальным. При зіставленні варіантів необхідний облік таких критеріїв, як, критерій технічного прогресу, критерій надёжности і забезпечення якості, соціальний та інші. Рішення на загальному випадку є дуже складним, і завдання зводиться до економічного зіставленню варіантів, що забезпечують Надійне і якісне енергопостачання споживачів із урахуванням обмежень за екології і з виконанням соціальних требований.

Критерій по екології і надёжности береться до розробці варіантів розвитку, критерій якість — під час аналізу електричних режимів для найбільш економічних вариантов.

Як економічного критерію порівнювати варіантів розвитку використані приведені витрати, включаючи видатки спорудження ліній і подстанций.

[pic] руб./год, где.

[pic]- нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, в расчётах принимается[pic];

[pic]- капітальні вкладення лінії подстанции.

[pic] -відповідно витрати на амортизацію і обслуговування ліній [pic] і підстанцій [pic], [pic]- витрати отримати відшкодування втрат енергії в електричних сетях;

[pic]- математичне очікування народногосподарського шкоди від порушення электроснабжения.

Визначення капітальних вкладень виробляється зазвичай по укрупнённым стоимостным показниками для устаткування підстанцій і ЛЭП.

Щорічні витрати [pic] і [pic] визначаються сумою відрахувань від капітальних вкладень [pic] і [pic], де [pic], [pic]- відповідно коефіцієнти відрахувань на амортизацію і обслуговування для ліній і підстанцій (табл. 2.12).

[pic]- визначається з урахуванням вартості [pic] споруди 1 км лінії [pic] певних класів напруги, перерізу, марки дроти, довжини лінії [pic], кількість ліній [pic].

[pic].

[pic]- включає вартість підстанції без обліку устаткування однакового всім варіантах. Для попередніх розрахунків [pic] можна прийняти как.

[pic], где.

[pic]- число осередків вимикачів 110кВ.

[pic] - вартість однієї осередки (табл.2.12).

[pic], где.

[pic]-суммарные втрати потужності мережі в максимальному режимі, певні кожної линии[pic].

[pic] за всі лініях сети.

[pic] - число годин максимальних втрат надходжень у год.

[pic].

[pic] - питома вартість втрат електроенергії у аналізованому режимі ([pic]).

Для річного числа використання максимуму навантаження [pic].

[pic]ч.

[pic]- сумарні втрати х.х. трансформатора.

З огляду на істотну частку у приведених витратах капіталовкладень і витрат на підстанції, і навіть те що, що у всіх варіантах число, міць і типи трансформаторів, число і типи вимикачів не залежить від схеми мережі, облік подстанционных витрат не выполняется.

Усі розрахунки виконані цінах 1985 року й зведені в табл.2.13.

Таблиця 2.12.

Економічне порівняння варіантів розвитку. |№ варіанта |ВариантI |ВариантII |ВариантIII |ВариантIV | |Кількість вимикачів |8 |9 |6 |9 | |добавляемых до схемою. | | | | | |Кількість вимикачів |2 |3 |0 |3 | |врахованих порівняно | | | | | |Капітальні вкладення |11.4x |11.4×20+ |14×20+ |11,4×20+ | |лінії (тис. крб.) |x20×2=524.|11.4×25= |+(11.4×25)x|+11,4×40= | | |4 |=547.2 |x2=850 |=718,2 | |Капітальні вкладення |70 |105 |0 |105 | |підстанцію (тис. крб.) | | | | | |Сума капітальних вкладень |524,4+70=5|547,2+105=|850+0=850 |718,2+105= | |[pic] (тис. крб.) |94,4 |652,2 | |=823,2 | |Втрати потужності з |3,04 |3,05 |2,338 |2,307 | |програми «RASTR», (мВт) | | | | | |Недоліки на амортизацію і |0,094×70= |0,094×105=|0 |0,094×105=9,| |обслуговування ПС |6,58 |9,87 | |87 | |[pic] (тис. крб.) | | | | | |Недоліки на амортизацію і |0,028х |0,028х |0,028х |0,028х | |обслуговування В |х524,4= |547,2= |850= |718,2= | |[pic] (тис. крб.) |=14,68 |=15,32 |=23,8 |=20,1 | |Недоліки на втрати |153,54 |154,04 |118 |116,5 | |електроенергії | | | | | |[pic] | | | | | |(тис. крб.) | | | | | |Кількість годин max втрат |2886 |2886 |2886 |2886 | |(час/год) | | | | | |Наведені витрати |249,14 |260,23 |283,5 |286,42 | |[pic] | | | | | |(тис. крб.) | | | | | |Співвідношення варіантів, % |1 |1,04 |1,13 |1,14 |.

Аналіз результатів зіставлення варіантів розвитку показує, що економічним є варіант № 1. Цього варіанта приймається до подальшого розгляду за критеріями якості электроэнергии.

3. Вибір числа і силових трансформаторов.

1. Розрахунок режимів систематичних і аварійних перевантажень трансформатора.

ТРДН-25 000/110 на підстанції № 10 (варіант I).

Розрахунок зроблений із застосуванням програми TRANS.

Отримано такі результати розрахунку, залежно від режима.

Зимовий графік нагрузки.

Режим систематичних перегрузок.

— знос ізоляції - 0.0003 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 0.00 МВт*ч/сут.;

Режим аварійних перегрузок.

— знос ізоляції - 1,7827 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт*ч/сут.;

Розрахунок даного режиму показує, що умови допустимості аварійних перевантажень не виконується. З метою запровадження теплового режиму на допустиму область зроблена корекція графіка навантаження (відключення частини споживачів) в такий спосіб, щоб недоотпуск електроенергії споживачам був минимальным.

Скоригований зимовий графік навантаження показаний на рис. 3.1.

Графік навантаження характерного зимового дня.

[pic].

Рис. 3.1 Скоригований зимовий графік навантаження із зазначенням номінальною потужності трансформатора.

Графік навантаження характерного літнього дня.

[pic].

Рис. 3.2 Літній графік навантаження із зазначенням номінальною потужності трансформатора.

Літній графік нагрузки.

Режим систематичних перегрузок.

— знос ізоляції - 0,0007 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварійних перегрузок.

— знос ізоляції - 0,1385 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт*ч/сут.;

Капіталовкладення — 131 тис. руб.;

Річні втрати електроенергії - 850 549 кВт*ч/год;

Вартість втрат — 13 тис. руб.;

Наведені витрати (без шкоди) становлять — 41 тис. руб.

Розрахунок показав, що з установці на проектованої підстанції трансформатора типу ТРДН-25 000/110 умови допустимості систематичних і аварійних перевантажень переважають у всіх режимах дотримується, недоотпуска електроенергії немає. Загальні видатки варіант I дорівнюватимуть приведённым.

З (I) = 41 тыс. руб.

2. Розрахунок режимів систематичних і аварійних перевантажень трансформатора.

ТРДН-16 000/110 на підстанції № 10 (варіант II).

Розрахунок зроблений із застосуванням програми TRANS.

Отримано такі результати розрахунку, залежно від режима.

Зимовий графік нагрузки.

Режим систематичних перегрузок.

— знос ізоляції - 0,0189 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварійних перегрузок.

— знос ізоляції - 212.1621 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 50.02 МВт*ч/сут.;

Літній графік нагрузки.

Режим систематичних перегрузок.

— знос ізоляції - 0,0087 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварійних перегрузок.

— знос ізоляції - 170.4378 о.е.;

— недоотпуск електроенергії - 17.29 МВт*ч/сут.;

Капіталовкладення — 96 тис. руб.;

Річні втрати електроенергії - 1 028 792 кВт*ч/год;

Вартість втрат — 15 тис. руб.;

Наведені витрати (без шкоди) становлять — 36 тис. руб.

Розрахунок показав, що з установці на проектованої підстанції трансформатора типу ТРДН-16 000/110 є недоотпуск електроенергії споживачам. Збитки від недоотпуска електроенергії визначимо за такою формуле:

[pic].

[pic]=0,6 руб/кВт*ч — питомий виміряти ціну недоотпуска електроенергії потребителям.

[pic]- ймовірна тривалість простою трансформатора.

[pic]=0,02 отк/год — ймовірність відмови трансформатора;

[pic]=720 ч/отказ — часів відновленої трансформатора;

[pic]- кількість трансформаторов.

Оскільки відмови в зимовий і літній періоди мають різні недоотпуски електроенергії споживачам, розділимо ймовірну тривалість простою пропорційно кількості зимових і літніх дней.

[pic] час/год.

[pic]час/год.

[pic]час/год.

[pic].

= 26,20 тыс. руб/год.

Визначимо приведені витрати з варіанту II з урахуванням шкоди від недоотпуска електроенергії потребителям.

З (II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс. руб.

3. Економічне зіставлення варіантів трансформаторов.

Остаточний вибір варіанта виконується мінімально приведених витрат з урахуванням шкоди від недоотпуска електроенергії споживачам. Визначимо (в відносних одиницях) витрати варіанта I, прийнявши витрати варіанта II за единицу:

Розрахунок показує, що варіант I дешевше варіанта II. Виходячи з цього задля її подальшого розгляду вибираємо варіант установки на підстанції двох трансформаторів типу ТРДН-25 000/110. Результати економічного зіставлення варіантів вибору трансформаторів зведені в табл. 3.1.

Таблиця 3.1.

Результати техніко-економічного порівняння вариантов.

|Варіант |I |II | |Трансформатор |2 ТРДН-25 000/110 |2 ТРДН-16 000/110 | |Капітальні вкладення, |131 |96 | |тыс.руб. | | | |Вартість втрат, |13 |15 | |тыс.руб. | | | |Річні втрати |850 549 |1 028 792 | |електроенергії, кВт*ч/год | | | |Недоотпуск | | | |электроэнергии, МВт*ч/сут. | | | |взимку |0 |50,02 | |влітку |0 |17,29 | |Збитки від недоотпуска |0 |26,20 | |електроенергії | | | |Наведені витрати, |41 |62,20 | |тыс.руб. | | | |% |100 |151,7 |.

3. АНАЛІЗ ВСТАНОВЛЕНИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СЕТИ.

Розрахунок і аналіз встановлених режимів електричної мережі виконується з єдиною метою перевірки якості електроенергії, відпускає споживачам. Результати розрахунків йдуть на вироблення рішень щодо введення режимів в дозволену сферу за рівнями напруги в вузлах сіті й перетокам по линиям.

Розрахунок і аналіз встановлених режимів виконані для кращого варіанта розвитку електричної мережі, показаного малюнку 2.2 з встановленої на підстанції 10 двох трансформаторів ТРДН-25 000/110-У1.

Розрахунки встановлених режимів електричної мережі виконується на базі обчислювального комплексу RASTR. Алгоритм RASTRа грунтується на використанні рівняння вузлових напруг для розрахунку встановлених режимів електричної мережі. Система рівнянь вузлових напруг вирішується прискореним методом Зейделя.

Відповідно до ГОСТ на якість електроенергії допустимі відхилення напруги на шинах від номінального становить: — в нормальних режимах — 5% - в аварійних — 10% - в нормальних режимах — (9,5−10,5)кВ; - в аврийных режимах — (9−11)кВ.

У проектованої електричної мережі передбачено кошти регулювання напруги. На електростанції з допомогою зміни струму порушення можна змінити видача реактивної потужності ГРЕС. Допустимі коливання реактивної потужності під час видачі номінальною активної відповідають допустимим значенням [pic] на ГРЕС й приведено в табл. 4.1.

Таблиця 4.1.

Допустимі значення реактивної потужності ГРЭС.

|Активная потужність ГРЭС,|[pic] |Реактивна потужність | |МВт | |ГРЕС, МВар | |800 |0,95 |262 | |800 |0,8 |600 |.

Регулювання напруги на підстанції може бути здійснене з допомогою РПН трансформаторів, дозволяють змінювати коефіцієнт трансформації під навантаженням. На трансформаторах ТРДН-25 000/110 межі регулювання становлять [pic] в нейтралі обмотки високої напруги. При розрахунку з допомогою обчислювального комплексу RASTR коефіцієнти трансформації обчислюються як ставлення напруги нижчою обмотки до напрузі вищої школи й завжди менше одиниці. Значення коефіцієнтів трансформації ТРДН- 25 000/110 наведені у табл.4.2.

Таблиця 4.2.

Значення коефіцієнта трансформації трансформатора ТРДН-25 000/110.

|Номер отпайки |Коефіцієнт |Номер отпайки |Коефіцієнт | | |трансформації | |трансформації | |0 |0,091 |+1 |0,09 | |-9 |0,109 |+2 |0,088 | |-8 |0,106 |+3 |0,087 | |-7 |0,104 |+4 |0,085 | |-6 |0,102 |+5 |0,084 | |-5 |0,1 |+6 |0,082 | |-4 |0,098 |+7 |0,081 | |-3 |0,097 |+8 |0,08 | |-2 |0,095 |+9 |0,079 | |-1 |0,093 | | |.

Розрахунки параметрів встановлених режимів наведено до таких нижче вариантах.

Нормальний режим максимальних навантажень (рис. 4.1, додаток I-3).

Під час проведення аналізу виявлено, що у всіх вузлах нагрузки напряжение у припустимих межах. Напруга на підстанції 10 в норме — 10,1кВ. Коефіцієнти трансформації на трансформаторах ГРЕС й у вузлі 5 — номінальні, в вузлах розподільній мережі коефіцієнти трансформації рівні: — Вузол 8 — 0,093 (№ отпайки -0); - Вузол 7 — 0,095 (№ отпайки -1); - Вузол 9 — 0,095 (№ отпайки -1); - Вузол 10 — 0,098 (№ отпайки -1).

Аварійний режим максимальних навантажень — відключення однієї з автотрансформаторов. Для введення режиму на дозволену сферу знадобилося встановити коефіцієнт трансформації: — Вузол 8 — 0,1 (№ отпайки -2); - Вузол 7 — 0,1 (№ отпайки -4); - Вузол 9 — 0,1 (№ отпайки -5); - Вузол 10 — 0,106 (№ отпайки -4).

Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і одно 10,0кВ. Результати розрахунку наведено на Рис. 4.2 і додатку I-3.

Аварійний режим максимальних навантажень — відключення лінії 5−1000. Для введення режиму на дозволену сферу знадобилося встановити коефіцієнт трансформації: — Вузол 8 — 0,1 (№ отпайки -5); - Вузол 7 — 0,1 (№ отпайки -4); - Вузол 9 — 0,1 (№ отпайки -4); - Вузол 10 — 0,106 (№ отпайки -4).

Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і одно 10,0кВ. Результати розрахунку наведено на Рис. 4.3 і додатку I-3.

Аварійний режим максимальних навантажень — відключення однієї з трансформаторів вузла 10. Для введення режиму на дозволену сферу знадобилося встановити коефіцієнт трансформації: — Вузол 8 — 0,095 (№ отпайки -2); - Вузол 7 — 0,095 (№ отпайки -2); - Вузол 9 — 0,095 (№ отпайки -2); - Вузол 10 — 0,109 (№ отпайки -9).

Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і одно 9,8кВ. Результати розрахунку наведено на Рис. 4.5 і додатку I-3.

Отже, аналіз встановлених режимів найкращого варіанта розвитку дозволяє зробити висновок у тому, і що якість електроенергії у обраному варіанті відповідає ГОСТ і додаткові засоби регулювання напруги не требуется.

4. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

Розрахунок струмів короткого замикання (ТКЗ) виконується для обгрунтування вибору устаткування підстанцій і коштів релейного захисту та автоматики.

При розрахунку ТКЗ зазвичай використовуються такі допущения:

— Не враховуються струми навантажень, струми намагничивания трансформаторів, ёмкостные струми ліній электропередач;

— Не враховуються активні опору генераторов;

— Трёхфазная мережу розглядається, як суворо симметричная.

Схема заміщення для розрахунку ТКЗ складається по расчётной схемою електричної мережі. Усі елементи мережі заміщуються відповідним опором і вказуються ЭДС джерел харчування. Потім схема мережі звертається щодо точки КЗ, джерела харчування об'єднуються і перебуває еквівалентна ЭДС схеми Еэкв і результуюче опір мережі від джерел харчування до точки КЗ Zэкв. По знайденим результуючим ЭДС і опору перебуває періодична складова сумарного струму короткого замыкания:

[pic] (5.1).

Ударний струм короткого замикання визначається как.

[pic] (5.2), де [pic]- ударний коефіцієнт, що становить [pic](табл.5.1).

Розрахунок ТКЗ виконується для найбільш економічного варіанта розвитку електричної мережі (вариантI рис. 2.1) із установкою на підстанції 10 двох трансформаторів ТРДН-25 000/110. Схема заміщення мережі для розрахунку ТКЗ приведено на рис. 5.1. Синхронні генератори у схемі представлені сверхпереходными ЭДС і опором [pic] (для блоків 200МВт рівним 0,19о.е. і приведёнными до номінальному генераторному напрузі 15,75кВ). Параметри трансформаторів в расчётной схемою наведено до номінальному вищому напрузі, параметри ліній електропередач визначено по питомим сопротивлениям відповідних сетей.

Визначення періодичної складової сумарного струму КЗ виконується з допомогою комплексу програми «TKZ3000». Основні результати розрахунку струмів наведені у таблиці 5.1 й у додатку I-2.

Таблиця 5.1.

Струми трёхфазного короткого замыкания.

|Режим |Крапка КЗ |Uном, кВ |Jmax, кА |Jуд, кА | |Паралельна |10 |110 |4.152 |10.082 | |робота | | | | | |трансформаторів с|15 |10 |16.349 |39.698 | |високою і низькою | | | | | |боку. | | | | | |Роздільна работа|10 |110 |4.152 |10.082 | |трансформаторів. | | | | | | |15 |10 |9.957 |24.177 | |Паралельна |10 |110 |3.377 |8.200 | |робота | | | | | |трансформаторів с|15 |10 |15.119 |36.712 | |високою і низькою | | | | | |боку, харчування | | | | | |за однією ЛЕП. | | | | | |Роздільна работа|10 |110 |3.377 |8.200 | |трансформаторів | | | | | |з найнижчої стороне|15 |10 |9.489 |23.041 | |і паралельна | | | | | |робота | | | | | |трансформаторів | | | | | |по високої | | | | | |боці, харчування | | | | | |за однією ЛЕП. | | | | |.

5. ГОЛОВНА СХЕМА ЕЛЕКТРИЧНИХ СОЕДИНЕНИЙ.

1. Найвища вимога до головним схемами розподільних устройств.

Головна схема (ГС) електричних сполук энергообъекта — це сукупність основного електротехнічного устаткування, комутаційної апаратури і токоведущих частин, відбиває порядок сполуки їх між собой.

У випадку елементи головною схеми електричних сполук можна розділити на частини: — Зовнішні приєднання (далі присоединения);

— Генератори, блоки генератор-трансформатор, лінія електропередач, шунтирующие реакторы;

— Внутрішні елементи, які у своє чергу можна розділити на:

Схемообразующие — елементи, що утворюють структуру схеми (комутаційна апаратура — вимикачі, роз'єднувачі, отделители тощо., і токоведущие частини — збірні шини, ділянки токопроводов, токоограничивающие реакторы);

— Допоміжні - елементи, призначені забезпечення нормальної роботи ГС (трансформатори струму, напруги, розрядники і т.д.).

Тенденція концентрації потужності на енергетичних об'єктах гостро ставить за мету проблеми надёжности і економічності електричних систем (ЭЭС) загалом і зокрема, проблему створення надійних і економічних головних схем електричних сполук енергооб'єктів та його розподільних пристроїв (РУ).

Завдяки унікальності об'єктів і нігілізм значної невизначеності вихідних даних процес вибору головною схеми — завжди результат техникоекономічного порівняння конкурентно здатних варіантів, мета якого — виявити найкращий їх із погляду задоволення заданого набору якісних і кількісних умов. Облік економічних, технічних і соціальних наслідків, що з різної ступенем надёжности ГС, представляє нині найбільшу складність етапу техніко-економічного порівняння схем. Це було пов’язано, насамперед, з недостатністю вихідних даних (особливо статистичних характеристик надёжности), складністю формулювання й універсального визначення показників надёжности ГС загалом і збитків від недоотпуска електроенергії та від порушень стійкості паралельної роботи ЭЭС.

Основні призначення схем електричних сполук енергооб'єктів залежить від забезпеченні зв’язку приєднань між собою у різних режимах роботи. Саме ця визначає такі основні вимоги до ГС:

— Надійність — ушкодження в якомусь Приєднання чи внутрішньому елементі, наскільки можна, нічого не винні спричинить втрати харчування справних присоединений;

— Ремонтопридатність — висновок в ремонт, якого або Приєднання чи внутрішнього елемента нічого не винні, наскільки можна, спричинить втрати харчування справних приєднань та зниження надёжности їх питания;

— Гнучкість — можливість відновлення харчування справних присоединений;

— Можливість розширення — можливість підключення до схемою нових приєднань без докорінних змін існуючої части;

— Простота і наочність — зниження можливих помилок експлуатаційного персонала;

— Економічність — мінімальна вартість, за умови виконання названих вище требований.

Аналіз надёжности схем електричних сполук здійснюється шляхом оцінки наслідків різних аварійних ситуацій, які можуть виникнути на присоединениях і елементах ГС. Умовно аварійним ситуаціям в ГС можна розбити втричі группы:

— аварійним ситуаціям типу «відмова» — відмова будь-якого Приєднання чи елемента ГС, що виникає при нормально працюючої ГС;

— аварійним ситуаціям типу «ремонт» — ремонт какого-либо.

Приєднання чи елемента ГС;

— аварійним ситуаціям типу «ремонт+отказ» — відмова какого-либо.

Приєднання чи елемента ГС, що виникає під час проведення ремонтів елементів ГС.

Усі найвідоміші на даний час ГС засновані наступних принципах підключення присоединений:

— приєднання комутується одним выключателем;

— приєднання комутується двома выключателями;

— приєднання комутується трьома і більше выключателями;

Нині розроблено мінімум типових схем РУ, що охоплюють більшість можна зустріти на практиці випадків проектування ПС і переключательных пунктів і дозволяють у своїй досягти найбільш економічних уніфікованих рішень. Для розробленого набору схем РУ виконуються типові проектні рішення компоновок споруд, установки устаткування, пристроїв управління, релейного захисту, автоматики і будівельної частини ПС.

Застосування типових схем обов’язковий під час проектування ПС. Застосування нетипових схем допускається за наявності відповідних техникоекономічних обоснований.

Проектування схем РУ ПС зводиться у виборі схеми у складі типових в відповідність до правилами їх применения.

2. Вибір схеми розподільного устрою високої напруги (РУВН).

До РУВН проектованої підстанції підключаються дві В і двоє трансформатора.

Підстанція належить до класу тупикових підстанцій. Для даного класу напруги, набору зовнішніх приєднань і трансформаторів, з урахуванням те, що застосування отделителей за умов холодного клімату не рекомендується, приймаємо щодо встановлення на проектованої підстанції схему два блоку лінія трансформатор з неавтоматической перемичкою. (рис. 6.1).

У нормальному режимі все комутаційне устаткування включено, крім роз'єднувачів QS7 в ремонтної перемичці. В W1, W2 — лінії, котрі пов’язують проектовану підстанцію з энергосистемой.

Розглянемо наслідки аварійних ситуацій у цій схеме:

Відмова однієї з трансформаторів (припустимо Т1). При КЗ в Т1 відбувається відключення вимикача Q1, харчування споживачів підстанції здійснюється через Т2 з урахуванням його перевантажувальної способностью.

Відмова однієї лінії через відкликання електростанцією (W1). При КЗ на W1 відбувається відключення вимикача Q1, трансформатор Т1 втрачає харчування. Після відключення W1 оперативний персонал відключає повреждённую лінію лінійним разъединителем, після цього замикається раніше відключене QS7, відбувається включення Q1 иТ1 і відновлює питание.

Відмова однієї з вимикачів (Q1). При КЗ в Q1 відключається головний вимикач і W1. Харчування всіх споживачів підстанції здійснюється від W2 і Т2.

Отже, з приведённого аналізу слід, що у обраної схемою відсутня проста (одиночна) аварійна ситуація, яка веде до відключення споживачів проектованої подстанции.

Найбільш важкій аварійної ситуацією є відмова однієї що живлять ліній (W1) під час ремонту однієї з трансформаторів (Т2), а й у цьому випадку є можливість забезпечити харчування споживачів проектованої підстанції від W2 через ремонтну перемичку QS7-QS8 і трансформатор Т1.

[pic].

3. Вибір устаткування РУВН.

У розподільних пристроях ПС міститься велика кількість електричних апаратів і що з'єднують їх провідників. Вибір апаратів і розрахунок токоведущих частин апаратів і провідників — найважливіший етап проектування ПС, від якого значною мірою залежить надійність її работы.

1. Вибір вимикачів за ВН.

Вимикач — це комутаційний апарат, готовий до включення і відключення тока.

Вимикачі попередньо вибираються в умовах роботи: внутрішня чи зовнішня установка, морозостійкість чи тропічну виконання, частота комутацій, необхідні цикли АПВ (однократные, багаторазові, швидкодіючі), ступінь швидкодії. З іншого боку, вирішується питання застосуванні олійних чи повітряних выключателей.

Відповідно до норм технологічного проектування ПС в РУ 220кВ і від здебільшого встановлюються бакові маслообъёмные выключатели.

Вибір вимикачів виконується за такими параметрам:

— номінальне напруга апарату має перевищувати або дорівнює напрузі установки[pic];

— номінальний струм апарату може бути більше або дорівнює току максимальному нагрузки;[pic];

— струм відключення може бути більше або дорівнює току расчётному[pic].

;

— струм электродинамической стійкості апарату може бути більше або дорівнює ударному току[pic];

— термічна стійкість апарату повинна перевищувати чи дорівнює термічної стійкості, розрахованої для точки короткого замыкания[pic],.

де [pic] - теплової імпульс струму короткого замикання по расчёту;

[pic] - середньоквадратичне значення струму час його перебігу (струм термічної стійкості) по каталогу;

[pic]-длительность перебігу струму термічної стійкості за каталогом, с.

Розрахуємо максимальний струм нагрузки:

[pic] (6.1) де [pic]- максимальна навантаження підстанції, МВ*А.

[pic]-номинальное напруга із високим боку трансформатора, кВ.

[pic].

Струм короткого замыкания:

Iк.з. = 4,152кА з табл.5.1.

Ударний струм короткого замикання визначається как.

[pic] (6.2) де [pic]- ударний коефіцієнт, що становить [pic](табл. 5.1).

[pic].

Тепловий імпульс у точці короткого замыкания:

[pic] (6.3) де [pic].

[pic]- термін дії релейного захисту, с.

[pic]- час відключення вимикача, с.

[pic]- стала загасання апериодической складової струму К.З., що залежить від співвідношень між X і R цепи.

[pic].

З довідника [1] вибираємо масляний вимикач ВМТ-110Б- 20/1000УХЛ1 і перевіримо його параметри з расчётными величинами.

Таблиця 6.1.

Вибір вимикачів за 110кВ.

|Условия вибору |Розрахункові величини |Каталожні дані | | | |вимикача | | | |ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 | |[pic] |110кВ |110кВ | |[pic] |229А |1000А | |[pic] |4,152кА |20кА | |[pic] |10,082кА |52кА | |[pic] |10,51кА2*с |202*3=1200кА2*с |.

2. Вибір роз'єднувачів за ВН.

Роз'єднувач — це контактний комутаційний апарат, готовий до відключення і включення електричної ланцюга без струму чи із незначною струмом. При ремонтні роботи разъединителем створюється видимий розрив частинами, які залишилися під напругою і апаратами, виведеними в ремонт. Роз'єднувачі дозволяють виробництво наступних операций:

— відключення і включення нейтралі трансформаторів і заземляющих дугогасящих реакторів за відсутності у мережі замикання на землю;

— зарядного струму шин і устаткування всіх напруг (крім батарей конденсаторов);

— нагрузочного струму до 15А трёхполюсными разъединителями зовнішньої установки при напрузі 10 кВ і від. До разъединителям пред’являються такі требования:

— створення видимого розриву повітря, електрична міцність якого відповідає максимальному імпульсному напряжению;

— электродинамическая і термічна стійкість при протікання струмів короткого замыкания;

— виняток самовільних отключений;

— чітке включення і відключення при найгірших умовах работы.

(обледеніння, ветер).

Вибір роз'єднувачів виконується: — за напругою установки: [pic]; - по току: [pic]; - за конструкцією; - по электродинамической стойкости:[pic]; - по термічної стойкости:[pic].

З довідника [1] вибираємо роз'єднувач РНДЗ.2−110/1000У1 і перевіряємо його параметри з расчётными величинами.

Таблиця 6.2.

Вибір разъединителей.

|Условия вибору |Розрахункові величини |Каталожні дані | | | |разъединителя | | | |РНДЗ.1−110/1000У1 | | | |РНДЗ.2−110/1000У1 | |[pic] |110кВ |110кВ | |[pic] |229А |1000А | |[pic] |10,082кА |80кА | |[pic] |10,51кА2*с |31,52*4=3969кА2*с |.

3. Вибір трансформатора тока.

Трансформатор струму призначений зменшення первинного струму до значень найбільш зручних для вимірювальних приладів та реле, і навіть для відділення ланцюгів вимірювання, і захисту від первинних ланцюгів високого напряжения.

Трансформатор струму выбирают:

— за напругою установки [pic];

— по току [pic], [pic];

Номінальний струм має бути як можна ближчі один до робочому току установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до збільшення погрешностей;

— за конструкцією і класу точности;

— по электродинамической стойкости:

[pic]; [pic] де [pic]- ударний струм КЗ по расчёту;

[pic]- кратність электродинамической стійкості по каталогу;

[pic]- номінальний первинний струм трансформатора тока;

[pic]- струм электродинамической стойкости.

— по термічної стійкості [pic]; [pic] де [pic] - теплової імпульс по расчёту;

[pic]- кратність термічної стійкості по каталогу;

[pic]- час термічної стійкості по каталогу;

[pic]- струм термічної стойкости;

— по вторинної навантаженні [pic], де [pic]-вторичная навантаження трансформатора;

[pic]- номінальна допустима навантаження трансформатора струму в обраному класі точности.

Індуктивне опір токовых невелика, тому [pic]. Вторинна навантаження складається з опору приладів, з'єднувальних дротів і перехідного опору контактов:

[pic] (6.4).

Опір приладів визначається по выражению:

[pic] (6.5) де [pic]- потужність споживана приборами;

[pic] - вторинний номінальний струм прибора.

Опір контактів приймаємо 0,1Ом. Опір з'єднувальних дротів залежить від своїх довжини і перерізу. Щоб трансформатор струму працював у обраному класі точності, необхідно витримати условие:

[pic], (6.6) звідки [pic] (6.7).

Перетин з'єднувальних дротів визначаємо по формуле:

[pic] (6.8) де [pic] - удільне опір дроти з алюмінієвими жилами;

[pic]- расчётная довжина, що залежить від схеми сполуки трансформатора тока.

Таблиця 6.3.

Вторинна навантаження трансформатора тока.

|Прибор |Тип |Навантаження по фаза, ВА | | | |А |У |З | |Амперметр |Э-350 |0,5 |- |- | |Ватметр |Д-350 |0,5 |- |0,5 | |Лічильник |СА-И670М |2,5 |2,5 |2,5 | |активної | | | | | |потужності | | | | | |Лічильник |СР-4И676 |2,5 |2,5 |2,5 | |реактивної | | | | | |потужності | | | | | |Разом: | |6 |5 |5,5 |.

Найбільш навантажена Фаза «А». Загальне опір приборов:

[pic] Ом.

Для ТФЗМ 110-У1 [pic]Ом.

Дозволене опір дроти: [pic]Ом.

Для підстанції застосовуємо кабель з алюмінієвими жилами, орієнтовна довжина якого 60 м, трансформатори струму з'єднані в неповну зірку, тому [pic], тогда.

[pic]мм2.

Приймаємо контрольний кабель АКРВГ з жилами перерізом 4 мм².

[pic]Ом.

Отже, вторинна навантаження составляет:

[pic]Ом.

Таблиця 6.4.

Розрахунок трансформатора струму 110кВ.

|Расчётные дані |Дані ТФЗМ-110-У1 | |[pic]=110 кВ |[pic]=110 кВ | |[pic]=229 А |[pic]=300 А | |[pic]=10,082 кА |[pic]=80 кА | |[pic]=10,51 кА2*с |[pic]=1200 кА2*с | |[pic]=1,08 Ом |[pic]=1,2 Ом |.

Вибираємо трансформатор струму ТФЗМ-110-У1 з коефіцієнтом трансформації 300/5А, клас точності 0,5Р, 10Р/10Р.

4. Вибір трансформатора напряжения.

Трансформатор напруги призначений для зниження високого напруги до стандартного значення 100 В й у відділення ланцюгів вимірювання, і релейного захисту від первинних ланцюгів високого напряжения.

Трансформатори напруги выбираются:

— за напругою установки[pic] ;

— за конструкцією і схемою сполуки обмоток;

— за класом точности;

— по вторинної навантаженні [pic], де [pic]- номінальна потужність в обраному класі точності. При цьому варто пам’ятати, що з однофазних трансформаторів, сполучених в зірку, приймається сумарна потужність всіх трьох фаз, а сполучених за схемою відкритого трикутника — подвоєна потужність одного трансформатора;

[pic]- навантаження всіх вимірювальних приладів та реле, присоединённых до трансформатору напруги, ВА.

Навантаження приладів визначається по формуле:

[pic] (6.9).

Таблиця 6.5.

Вторинна навантаження трансформатора напруги 110кВ.

|Прибор |Тип |P.S однієї |Кількість |[pic]|[pic]|Числ|Общая | | | |обмотки, |обмоток | | |про |потрібна | | | |ВА | | | |приб|мощность | | | | | | | |оров| | | | | | | | | |Р, |Q, | | | | | | | | |Вт |Вар | |Вольтметр |Э-335 |2,0 |1 |1 |0 |1 |2 | | |Ватметр |Д-335 |1,5 |2 |1 |0 |1 |3 | | |Лічильник |СА-И670|2,5 |3 |0,38 |0,925|1 |7,5|18,2 | |активної |М | | | | | | | | |потужності | | | | | | | | | |Лічильник |СР-4И67|2,5 |3 |0,38 |0,925|1 |7,5|18,2 | |реактивної |6 | | | | | | | | |потужності | | | | | | | | | |Разом: | | | | | | |20 |36,5 |.

Вторинна навантаження трансформатора напруги [pic]ВА.

Вибираємо трансформатор напруги НКФ-110−58 з такими параметрами.

— [pic] =110кВ.

— номінальне напруга обмотки: o первинної -110 000/?3В; o основний вторинної - 100/?3В; o додаткової вторинної - 100В;

— номінальна потужність у п’ятому класі точності 0,5 [pic]=400ВА.

— гранична потужність 2000ВА.

5. Вибір токоведущих частей.

Токоведущие частини із боку 110кВ виконуємо гнучкими проводами. Перетин вибираємо з економічної щільності тока.

[pic] [1] при Тmax=3000−5000ч для неизолированных шин і дротів з алюминия.

[pic] (6.10) де [pic]- струм нормального режиму, без перегрузок;

[pic]- нормована щільність струму, А/мм2.

[pic] (6.11).

[pic].

[pic]мм2.

Приймаємо перетин АС-185/24, [pic].

Перевіряємо провід по допустимому току.

[pic] 229А1.5.

6546.2 1941.2.

=3.37.

??? 597.5 177.2.

=3.37.