Содержение - реферат

Введение

Развитие научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной энергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения, освещения, автоматизированных систем управления технологическими процессами, внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплективных преобразовательных устройств.

Энергетической программой предусматравается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства, совершенствования энергетического оборудования, сокращения всех видов энергетических потерь, повышения уровня использования вторичных энергетических ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов.

Все это ставит большие задачи перед работниками научно-иследовательских, проектных, монтажных и наладочных организаций, работаущих в электроэнергетике.

Содержение

Введение…………………………………………………………………………2

Содержание………………………………………………………………………3

Аннотация………………………………………………………………………..5

1. Характеристика проектируемой подстанции………………………………6

2. Построение графиков проектируемой подстанции………………………..7

2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН……………………...7

2.2. Построение суточных графиков нагрузок на НН………………….....10

2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН……………………..13

2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок…….16

3. Выбор числа м мощности силовых трансформаторов на подстанции…..19

4. Расчет токов короткогозамыкания…………………………………………22

4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры

схемы замещения……………………………………………………………22

4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания……………………...23

5. Выбор электрических аппартов……………………………………….……27

5.1. Выбор выключателей и разъединителей на ВН……………………….27

5.2. Выбор выключателей и разъединителей на СН……………………….29

6. Выбор токоведущих частей на подстации…………..……………………..31

6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220кВ…………………………………31

6.2. Выбор проводов ЛЭП-220кВ…………………………………………...32

6.3. Выбор проводов ЛЭП-35кВ…………………………………………….32

6.4. Выбор проводовна участке от ввода 35 кВ силового

трансформатора до ОРУ-35 кВ……………………………………………..33

6.5. Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ……………………………………….34

6.6. Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ 10кВ…………...34

6.7. Выбор ошиновки в пределахЗРУ…………………………………..…35

6.8. Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ………………………37

7. Выбор измерительных трансформатров…………………………………..40

7.1. Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН,НН………………40

7.2. Трансформаторы тока на сторону ВН, СН,НН………………………..42

8. Выбор трансформаторов собственных нужд……………………………...48

9. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции………….51

10. Выбор ячеек КРУ …………………………………………………………..52

11. Выбор ОПН………………………………………………………………….54

12. Релейная защита…………………………………………………………….55

12.1. Релейная защита силового трансформатора……………………55

12.2. Газовая защита…………………………………………………...61

13. Экономическая часть……………………………………………………...63

13.1. Сетевой график по сооружению подстанции………………….63

13.2. Расчет сметы годовых эксплуатационных

расходов на подстанции…………………………………………………..67

14. Охрана труда……………………………………………………………….74

14.1. Расчет заземлителя подстанции 220/35/10 кВ…………………74

14.2. Противопожарные мероприятия………………………………..79

15. Спецвопрос…………………………………………………………………81

16. Заключение…………………………………………………………………91

17. Список использованной литературы……………………………………..92

Аннотация

Дипломный проект представлен листами пояснительной записки и 6 листами графической части.

В проекте представлены: расчет продолжительности использования максимума нагрузки, выбор силовых трансформаторов, расчет токов трехфазного короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, выбор токоведущих частей на подстанции, спроектирована система измерений, выбор трансформаторов собственных нужд.

В экономической части представлен расчет сетевого графика по сооружению подстанции, расчет эксплуатационных затрат на подстанции.

В главе «Охрана труда» рассмотрены вопросы: расчет заземляющего устройства подстанции, противопожарные мероприятия.

В главе «Релейная защита» представлен расчет релейной защиты силового трансформатора.

В главе «Спец. Вопрос" рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий.

1. Характеристика проектируемой подстанции

Проектируемая транзитная подстанция питается от двух систем, присоединенных к РУ высшего напряжения двумя линиям ВЛ протяженностью 53 и 58 км, напряжением 220 кВ. Мощность короткого замыкания систем – 4500 МВА и 5700 МВА соответственно.

На среднем напряжении 35 кВ четыре потребителя, по 4,2 МВт каждый, линии, идущие к потребителям - воздушные. В режиме максимума активной нагрузки tgφ=0.31, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.1..

На низком напряжении 10 кВ шесть потребителей, по 1,6 МВт каждый, линии, идущие к потребителям – кабельные. В режиме максимальной нагрузки tgφ=0.32, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.2..

Рис.1.1. Суточный график нагрузок на 35 кВ в процентах.

Рис.1.2. Суточный график нагрузок на 10 кВ в процентах.

2. Построение графиков электрических нагрузок

2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН

По данным значениям активной мощности в процентах ( Рис.1.1.) рассчитываем величину активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах .

Активная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВт:

P_i =P_i% *Pmax_CH / 100% , (2.1)

где P_{i %} - значение активной мощности в процентах на i-ом участке графика нагрузки,

Рmax_СН =16,8 МВт, максимальное значение активной мощности потребителей на стороне 35 кВ.

Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар:

Q_i =P_i *tgφ, (2.2)

где tgφ=0,31 .

Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА:

S_i =√P_i ² +Q_i ² , (2.3)

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.1..

Таблица 2.1.

Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 35 кВ.

По данным таблицы 2.1. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.1. и 2.2..

Рис.2.2. Суточные графики нагрузок на стороне 35 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период.

2.2 Построение суточных графиков нагрузок на НН

По данным значениям активной мощности в процентах ( Рис.1.2.) рассчитываем величину активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах .

Активная мощность, МВт:

P_i =P_i% *Pmax_HH / 100% ,

где P_{i %} - значение активной мощности в процентах на i-ом участке графика нагрузки,

Рmax_НН =9,6 МВт, максимальное значение активной мощности потребителей на стороне 10 кВ.

Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар:

Q_i =P_i *tgφ

где tgφ=0,32 .

Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА:

S_i =√P_i ² +Q_i ²

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.2..

Таблица 2.2.

Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 10 кВ.

По данным таблицы 2.2. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.3. и 2.4..

Рис. 2.3. Суточный график нагрузок на стороне 10 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период.

Рис.2.4. Суточные графики нагрузок на стороне 10 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период.

2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН

Активная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВт:

P_i =Р_i нн+Р_i сн , (2.4)

где P_i нн и Р_i сн значение активной мощности среднего и низкого напряжения на i-ом участке графика нагрузки, МВт;

Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар:

Q_i =Q_i нн+Q_i сн , (2.5)

где Q_i нн и Q_i сн значение реактивной мощности среднего и низкого напряжения на i-ом участке графика нагрузки, Мвар;

Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА:

S_i =√(Р_i нн+Р_i сн) ² +(Q_i нн+Q_i сн )² , (2.6)

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3.

Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 220 кВ.

По данным таблицы 2.3. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.5. и 2.6..

Рис. 2.6. Суточный график нагрузок на стороне 220 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период.

2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок

График по продолжительности нагрузки строим следующим образом: для каждого сечения Рi суточного графика определяем время часов использования активной мощности в зимний и летний периоды.

Для зимнего периода

∆ t=t_i *n _з

Для летнего периода

∆ t=t_i *n _л

где t_i - время i-той ступени в сутки;

n_з - количество зимних суток n_з =210;

n_л - количество летних суток n_л =155.

Результаты расчета заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4.

Годовой график по продолжительности нагрузок на ВН

По данным таблицы 2.4. определяем:

a) Годовое потребление мощности

W=∑(Рi*∆ti) (2.7)

W=26,21*210+26,02*210+24,48*210+23,76*210+23,42*105+

+22,65*210+21,69*210+21,46*210+21,12*210+20,93*210+20,73*210+

+20,64*210+ 2*20,07*210+19,68*210+19,4*210+19,01*210+18,67*210+

+17,51877,5+17,47*210+17,45*155+17,37*155+16,3*155+15,88*155+

+15,66*155+15,16*210+15,12*155+14,33*155+14,12*155+13,98*155+

+13,82*210+13,78*155+2*13,41*155+13,15*155+13,14*77,5+12,97*310+

+12,86*210+12,7*155+12,67*210+12,48*155+11,9*210+11,59*155+

+10,21*310+9,27*155+8,6*155+8,47*155+7,93*155=145703,33 МВт*ч

б) Суточное потребление электроэнергии

W сут= W/365 (2.8)

W сут =145703,33/365=399,19 МВт*ч

в) Среднее потребление активной мощности за сутки

Р ср = W сут /24 (2.9)

Р ср = 399,19/24=16,63 МВт

г) Годовое число часов использования максимума активной нагрузки

T_m =W/Р_max (2.10)

T_m =145703,33/26,21=5559,07 ч,

где T_m -время максимальных нагрузок; Р_max -максимальная нагрузка.

д) Время максимальных потерь, ч,

τ _max = (0,124+Tmax/10000)² *8760 (2.11)

τ _max = (0,124+ 5559,07 /10000)² *8760 =4049,521 ч.

е) Коэффициент заполнения графика

Кзп=Рср /Pmax (2,12)

Кзп= 16,63 /26,21=0,634.

3. Выбор трансформаторов

При выборе числа трансформаторов на подстан­ции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной под­станции выбирают равной (0,65 - 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции: S_max = 27,55 МВА

Мощность одного трансформатора:

S_НТ = (0,6-0,7)* S_max = (0,6-0,7)* 27,55= 16,53-19,285 МВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор:

2хТДТН – 25000/220

S_НОМ = 25 МВА, U_ВН = 230 кВ, U_СН = 38,5 кВ, U_НН = 11 кВ,

u_кВ-С = 15%, u_кВ-Н = 20 %, u_кС-Н = 6,5 %, Р_{к ВН-СН} = 130 кВт,

Р_х = 45 кВт.

После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.

Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансфор­матора, постоянной времени трансформатора t и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.

Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двух­ступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Пере­менную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А:

, (3.1)

где n - число ступеней многоступенчатого графика; t_i - длительность i-й ступени графика, ч; S_i - нагрузка i-й ступени графика, кВ×А.

Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухсту­пенчатый:

- определяем начальную нагрузку S_Э1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения:

S _Э1 =√(15,94² *1+14,53² *1+13,32² *2+12,51² *1+13,52² *1+18,36² *1+

+22,56² *1+24,98² *1+23,81² *1+22² *1+22,21² *1+24,62² *1+21,79² *1+

+22,8² *0,5+19,98² *0,5+20,39² *1+21,1² *1+20,69² *1+21,1² *1+21,6² *1+

+19,63² *1) /21= 17,21 кВА,

S _Э2 =√(27,55 ² *1+27,35² *1+25,73² *1) / 3 =26,89 кВА.

Коэффициент начальной нагрузки

К₁ = S _Э1 / S _нт (3.2)

К₁ =17,21 /25=0,69.

Предварительный коэффициент максимальной нагрузки

(3.3)

К ^I ₂ =26,89 /25=1,0756

Коэффициент максимальной нагрузки

(3.4)

K_2MAX =27,55/25=1,102

0,9* К_{2 MAX} = 0,9* 1,102 = 0,99 ; К’₂ = 1,0756 > 0,99 ,принимаем

К₂ = 1,0756 .

Определяем продолжительность перегрузки:

(3.5)

h=1,0756² *3/0,99² =3,54

Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:

К_2ДОП = 1.39

К_2ДОП ³ К₂

1.39> 1,0756

Трансформатор ТДТН – 25000/220 выдержит аварийную перегрузку

(если один из трансформаторов выйдет из строя).

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры схемы замещения

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в отно­сительных единицах:

сопротивление первой системы

Х*_с1 = ( U² /S _к1 )*( S _б / U² ) = (220² /4500) *( 1000 / 220² ) = 0,22 ,

сопротивление второй системы

Х*_с2 = ( U² /S _к2 )*( S _б / U² ) = (220² /5700) *( 1000 / 220² ) = 0,17 ,

S_б =1000 МВ×А, принятое значение базисной мощности ;

S_к1 = 4500 МВ×А, мощность короткого замыкания первой системы;

S_{к 2} = 5700 МВ×А, мощность короткого замыкания второй системы;

сопротивление воздушной линии первой системы

Х*_Л = Х₀ * l *( S _б / U ² ) = 0.4*53 *(1000/220² ) = 0,438

сопротивление воздушной линии второй системы

Х*_Л = Х₀ * l *( S _б / U ² ) = 0.4*58 *(1000/220² ) = 0,48

где Х₀ - сопротивление 1км линии, Ом/км;

1 - длина линии, км;

U - среднее напряже­ние ступени, где находится воздушная линия, кВ.

сопротивления трехобмоточного трансформатора

Х*_В = 0,5*(Х_ВН-СН +Х _ВН-НН -Х _СН-НН )*( S _б / S _НТ );

Х*_С = 0,5*(Х _ВН-СН +Х _СН-НН -Х _ВН-НН )*( S _б / S _НТ ) ; (4.1)

Х*_Н = 0,5*(Х _ВН-НН +Х _СН-НН - Х _ВН-СН )*( S _б / S _НТ ),

где Х_ВН-СН ,, Х_ВН-НН ,-Х_СН-НН - соответственно сопротивления при к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора,

Х*_В = 0,5*(0,15+0,2 -0,065)*(1000/25) = 5,7;

Х*_С = 0,5*(0,15+0,065-0,2 )*(1000/25) » 0;

Х*_Н = 0,5*(0,2 +0,065-0,15)*(1000/25) = 2,3.

На рис.4.1 все сопротивления обозначены порядковыми номе­рами, под чертой указана величина сопротивления.

Е_с

ВН

К-1

Х*в

5,7

К-2

Х*с СН

Х*н 0

2,3

К-3

НН QB

Рис.4.1 Схема замещения подстанции

4.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Значение периодической составляющей равно, кА:

I _П = , (4.2)

где Е*_э - эквивалентная ЭДС источников питания, о.е.; Х*_э - эквивалентное сопротивление схемы до точки к.з., о.е.;

базисное значение тока, кА

(4.3)

В дипломном проекте можно принять Е*_э = 1, тогда

Начальное значение периодической составляющей находится по формуле:

I _П = (4.5)

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

iy=√2*I п*Ку (4.6)

1) для точки К-1

Для расчета упрощается исходная схема замещения , представленная на рисунке 4.1.Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.2.

Рис. 4.2 Схема замещения для точки К-1

Базисный ток:

I _б1 =1000 /(√3*220)=2,627 кА,

Суммарное сопротивление до точки К-1:

Х*_Э1 = (Х*_с1 + Х*_Л1 )* (Х*_{с 2} + Х*_{Л 2} ) /( Х*_с1 + Х*_Л1 + Х*_{с 2} + Х*_{Л 2} ) =

=(0,22+0,438)*(0,17+0,48)/(0,22+0,438+0,17+0,48)=0,3277

По формуле (4.5) определим начальное значение периодической составляющей:

I п ₁ =2,627/0,327=8,034 кА,

По формуле (4.6) определим ударный ток короткого замыкания:

iy=√2*8,034 *1,75=19,82 кА.

Где К- ударный коэффициент,

К=1,75 (табл.,3.8[1] стр.161)

2) для точки К-2

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.3.

Рис. 4.3 Схема замещения для точки К-2

Базисный ток:

I _б2 =1000 /(√3*35)=16,5 кА

Суммарное сопротивление до точки К-2:

Х*_Э2 = Х*_Э1 + Х*_В /2 = 0,327+ 5,7/2 = 3,177

По формуле (4.5) определим начальное значение периодической составляющей:

I _П2 =16,5 /3,177=5,19 кА

По формуле (4.6) определим ударный ток короткого замыкания:

iy=√2*5,19 *1,608=11,73 кА.

Где К- ударный коэффициент,

К=1,608 (табл.,3.8[1] стр.161)

3) для точки К-3

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.4.

Рис. 4.4 Схема замещения для точки К-3

Базисный ток:

I _б3 =1000 /(√3*10)=57,8 кА.

Суммарное сопротивление до точки К-3:

Х*_Э3 = Х*_Э2 + Х*_Н /2 =3,177+ 2,3/2 = 4,327

По формуле (4.5) определим начальное значение периодической составляющей:

I _П3 =57,8 /4,327=13,36 кА

По формуле (4.6) определим ударный ток короткого замыкания:

iy=√2*13,36 *1,9=35,79 кА.

Где К- ударный коэффициент,

К=1,9 (табл.,3.8[1] стр.161)

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчетов тока трехфазного короткого замыкания

5. Выбор электрических аппаратов

Условия выбора выключателей:

U _уст £ U _ном, I _р.ф. £ I _ном

I_n £ I _{н . д .,} i _у £ i _скв

I_n £ I _{н . откл ,} i_{a t} £ i_{a н}

В_к £ I² _{н . т .} ·t _{н . т .}

Условия выбора разъединителей:

U _уст £ U _ном , I _форс £ I _ном , i _у £ i _скв , В_к £ I ² _н.т. · t _н.т.

5.1 Выбор выключателей и разъединителей на ВН

Выберем тип выключателя ЯЭ-220Л-11(21)У4 (табл.,5.2[2] с.242)

Номинальные параметры:

U _ном =220 кВ; I _ном = 1250 А; I _н.д. = 40 кА; i _скв = 125 кА;

I _н.откл =50 кА; β_н =36 %; I _н.т. / t _н.т =50кА/3с; t _по = 0,065с; t _с.в = 0,04с;

; (5.1)

=1,41*50*0,36=25,38 кА,

I ² _н.т. · t _н.т = 50² *3=7500 кА² *с

Расчетные параметры:

(5.2)

=1,41*8,034*е^{-0,05 /0,04} =2,53 кА ,

где t - время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с

t = t _{рз min} + t _с.в = 0,01 + 0,04 = 0,05;

Т_а = 0,04с – постоянная времени для ВЛ 220 кВ.

Тепловой импульс, кА² ×с:

, (5.3)

=8,034² *(0,255+0,04)=19,04

где t_отк - время отключения к.з.

t _отк = t _{рз max} + t _по = 0,2 + 0,065 = 0,265с.

=27,55 / (1,73*230)=70 А.

Таблица 5.1

Условия выбора и проверки выключателей

Выберем тип разъединителей РНДЗ – 1 - 220/1000 ХЛ1, РНДЗ – 2 - 220/1000 ХЛ1 (табл.,5.5[2] с.274)

Номинальные параметры:

U _ном =220 кВ; I _ном =1000 А; i _скв = 100кА; I _н.т. / t _н.т =40кА/3с;

I ² _н.т. · t _н.т = 40² *3=4800 кА² × с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 5.2

Условия выбора и проверки разъединителей

5.2 Выбор выключателей и разъединителей на C Н

Выберем тип выключателя ВВУ – 35А –40/2000У1 (табл.,5.2[2] с.238)

Номинальные параметры:

U _ном =35 кВ; I _ном = 2000 А; I _н.д. = 40 кА; i _скв = 102 кА;

I _н.откл =40 кА; β_н =30%; I _н.т. / t _н.т =40кА/3с; t _по = 0,07с; t _с.в = 0,06с;

;

=1,41*40*0,3=16,92 кА,

I ² _н.т. · t _н.т = 40² *3=4800 кА² *с

Расчетные параметры:

=1,41*5,19*е^{-0,06 /0,04} =1,63 кА,

где t - время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с

t = t _{рз min} + t _с.в = 0,01 + 0,05 = 0,06;

Т_а = 0,03с – постоянная времени для ВЛ 110 кВ.

Тепловой импульс, кА² ×с:

,

=5,19² *(0,2+0,03)=6,19.

где t_отк - время отключения к.з.

t _отк = t _{рз max} + t _по = 0,2 + 0,055 = 0,255с.

=26,21 /(1,73*36,6)=0,414 кА.

Таблица 5.3

Условия выбора и проверки выключателей

Выберем тип разъединителей РНДЗ – 1 - 35/2000 У1, РНДЗ – 2 - 35/2000 У1

(табл.,5.5[2] с.270)

Номинальные параметры:

U _ном =35 кВ; I _ном =2000 А; i _скв = 80кА; I _н.т. / t _н.т =31,5кА/1с;

I ² _н.т. · t _н.т = 31,5² *1=992,5 кА² × с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 5.4

Условия выбора и проверки разъединителей

6. Выбор токоведущих частей на подстанции

6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220 кВ

Выбор сечения проводов:

Максимальный ток нормального режима

I _норм = S_{max вн} / ( N т*√3* U _ном.вн ) (6.1)

Где S_{max вн} - максимальная мощность на стороне 220 кВ,

Nт- число силовых трансформаторов.

I _норм = 27,55/ ( 2 *√3* 230 )=0,035 кА.

Экономическое сечение

q _эк = I _норм /j _эк (6.2)

где j_эк - экономическая плотность тока при T_max =5559,07 ч, j _эк =1,0 А / мм²

q _эк = 35/1=35 мм² . (табл.4-1[1] стр.230)

Выбираем провод типа АС-35/6,2 с допустимым током I_доп =175 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверка сечения проводов по допустимому току:

Максимальный рабочий ток

I _{раб. max} =2* I _норм =2*35=70 А.

Так как I _{раб. max} < I _доп =175 А , то условие проверки по допустимому току для проводов типа АС-35/6,2 выполняется.

Проверка проводов на электродинамическую стойкость не производится, так как iу<50 кА.

Производим проверку по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность определяется по формуле

E₀ =30,3*m*(1+0,299/√r₀ ) (6.3)

Где m- коэффициент, учитывающий шероховатость провода m=0,82;

где r₀ – радиус провода, см;

r ₀ = D _ПР / 2=0,84/2 = 0,42 см,

D_ПР =0,84 см -диаметр провода,

E₀ =30,3*0,82*(1+0,299/√0,42)= 36,3 кВ/ см.

Напряженность вокруг провода определяется по формуле:

E=0,34*U/(r0*(lg(D ср /r0))) (6,4)

Где U- линейное напряжение, кВ;

где r₀ – радиус провода, см;

D_ср – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,

D _ср = 1,26* D =1,26*400 = 504,

D = 400 расстояние между проводами фаз

E=0,354*230/(0,42*(lg(504/0,42)))= 62,96 кВ/ см.

Провода не будут коронировать при условии:

1,07*Е≤0,9Е₀

1,07* 62,96 ≤0,9*36,3

67,36 ≤32,68

Провод марки АС-35/6,2 по условию короны не проходит, поэтому принимаем провод марки АС-185/128 с допустимым током I_доп =605 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверяем провод по условию короны:

E₀ =30,3*0,82*(1+0,299/√1,155)= 31,76 кВ/ см.

E=0,354*230/(1,155*(lg(504/1,155)))= 26,7 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е₀

1,07*26,7 ≤0,9*31,76

28,57≤28,58

Провод марки АС-185/128 по условию короны проходит.

6.2 Выбор проводов ЛЭП-220 кВ

Линии электропередачи, приходящие от систем, выполняются проводами марки АС.

Выбор провода и проверка его по условию короны подробно представлены в пункте 6.1.

Следовательно, линии электропередачи выполняем проводом марки

АС-185/128

6.3 Выбор провод ЛЭП-35 кВ

Выбор сечения проводов линий:

q_эк = I_н.р. /j_эк =22,15 /1,0=22,15 мм² .

Максимальный рабочий ток

I_н.р. =Smax.сн /п*(Uном*√3) (6.5)

I_н.р. =17,64/4*(115 *√3)=0,0225 кА.

,где п=4-число отходящих линий.

Принимаем провод марки АС-50/8 с допустимым током I_доп =330 А. (табл.7,35[2] стр.248)

r ₀ = D _ПР / 2=0,96/2 = 0,48 см,

D_ПР =0,96 см- диаметр провода.

Проверка по допустимому току

I_max. = I_н.р. *(4/(4-1))=30 A<I _доп =210 А.

Данный провод проходит по перегрузочной способности.

Среднегеометрическое расстояние между фазами Dср=1,5 м.

E₀ =30,3*0,82*(1+0,299/√0,48)= 35,57 кВ/ см.

E=0,354*36,6/(0,48*(lg(504/0,48)))= 10,4 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е₀

1,07*10,4 ≤0,9*35,57

11,13≤32,01

Провод марки АС-50/8 по условию короны подходит..

6.4 Выбор проводов на участке от ввода 35 кВ силового трансформатора до ОРУ-35 кВ

Данной участок так же выполняем проводом марки АС. Выбор сечения производим по экономической плотности тока.

q_эк = I_раб.тр /(j_эк *2)=88 /(1,0*2)=44 мм² .

Максимальный рабочий ток трансформатора

I_раб.тр = S_max.сн /(U_ном *√3)=17,64/(115*√3)=0,0886 кА.

Принимаем провод марки АС-50/8с допустимым током I_доп =210 А, (табл.7,35[2] стр.248).

r ₀ = D _ПР / 2=0,96/2 = 0,48 см,

D_ПР =0,96 см- диаметр провода.

Проверка по допустимому току

I_max =88 A<I _доп =210 А.

Данный провод проходит по перегрузочной способности.

Среднегеометрическое расстояние между фазами D_ср =1,5 м.

E₀ =30,3*0,82*(1+0,299/√0,48)= 35,57 кВ/ см.

E=0,354*36,6/(0,48*(lg(504/0,48)))= 10,4 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е₀

1,07*10,4 ≤0,9*35,57

11,13≤32,01

Провод марки АС-50/8 по условию короны подходит.

6.5 Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ

Ошиновку в пределах ОРУ-35кВ выполняем проводом марки АС.

Шины выбираются по допустимому току.

Iраб.мах=88 А.

Принимаем провод марки АС 50/8, так как сечение проводов ошиновки ОРУ-35кВ не должно быть меньше сечений проводов отходящих присоединений (см.п.6.3).

6.6 Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ-10 кВ

Соединения ЗРУ-10 кВ с трансформаторами осуществляется гибким токопроводом. Сечение токопровода определяется по экономической плотности тока.

q_эк =I_н.р. /j_эк =272,5/1,0=272,5 мм² .

I_maxнн =S_maxнн /(U_ср.нн *√3)=9,91/(10,5*1,73)=0,545 кА,

I_нр = I_maxнн /2=545/2=272,5 A.

Принимаем к установке провод марки АС-240/32 с допустимым током

I_доп =605 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверка шин на схлестывание не проводится, так как ток трех фазного к.з. I_п <20 кА.

Проверка на термическое действие тока к.з. производится по условию

q_min = √В_к /С≤ q (6.6)

где Вк- тепловой импульс, Вк=31,69 кА² *с,

С=91 А*с^1/2 /мм² -значение функции при номинальном напряжении кабеля 10 кВ.

q_min =√31,69*10³ /91=61,86 мм² <q=600 мм² .

Следовательно , провод АС-240/32 удовлетворяет требованиям термической стойкости.

6.7 Выбор ошиновки в пределах ЗРУ

Шины выбираем по допустимому току I_{раб.мах} =545 А.

Выбираем прямоугольные шины прямоугольного сечения (40х5)мм² , с допустимым током Iдоп=545 А в количестве одной полосы на фазу.(табл.,7.3[2] стр.395)

Проверка шин на термическую стойкость

q_min =√31,69*10³ /91=61,86 мм² <q=600 мм² .

Шины термически стойкие.

Проверяем шины на механическую прочность:

Определяем пролет между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

200<(173,2/l)*√Y/q (6.7)

где l-пролет между изоляторами, см; Y- момент инерции,см; q- выбранное сечение, см²

Если шины расположены «на ребро»,то момент инерции равен

Y=h*b³ /12 (6.8)

Где h-высота шины,h=4 см, b-толщина шины, b=0,5 см.

Y=4*0,5³ /12=0,0417 см,

Сечение шины в сантиметрах q=4*0,5=2 см² .

Отсюда l² <173,2/200*( √ 0,0417/2)=0,125,=>l=0,354 м.

Если шины расположены «плашмя», то момент инерции равен

Y=h³ *b/12 (6.9)

Y=4³ *0,5/12=2,67 см.

Отсюда l² <173,2/200*( √ 2,67/2)=1,0 =>l=1 м.

Принимаем к установке вариант с расположением шин «плашмя», так же это дает существенную экономию изоляторов с пролетом между ними 1 м.

Определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з.

f=((√3*i² у*l)/a)*10^-7 (6.10)

где а – расстояние между фазами,м; а=0,3 м.

f=((√3*19820² *1)/0,3)*10^-7 =226,5 Н/м.

Изгибающий момент определяется по формуле

M=f*l² /10 (6.11)

M=226,5*1² /10=22,65

Напряжение в материале шин, возникающие при воздействии изгибающего момента

σрасч=M/W (6.12)

где W-момент сопротивления шины,

W=b*h² /6 (6,13)

W=0,5*4² /6=1,33

σрасч=22,65/1,33=17,03 Мпа.

Шины механически прочны при условии σрасч< σдоп.

Так как σдоп=70 Мпа для алюминиевых шин, следовательно

17,03 Мпа<70 Мпа, а значит шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых определяется следующими условиями.

Номинальное напряжение

Uуст=Uном

Допустимая нагрузка

Fрасч<Fдоп (6.14)

Где Fрасч-расчетная сила, действующая на изолятор, кН

Fдоп=0,6*Fразр (6.15)

Где Fразр- разрушающая нагрузка на изгиб.

Fразр =((√3*i² у*l)/a)*10^-7 (6.16)

Где l-пролет между изоляторами, l=1 м (см. выше); а- расстояние между фазами,а= 0,3 м(см. выше)

Fразр =((√3*19820² *1)/0,3)*10^-7 =226,5 Н

Принимаем изоляторы ИО-10-3,75У3 со следующими паспортными данными Uном=10 кВ, Uдоп.мах=12 кВ, Fразр=3,75 кН. . (табл.5.7[2] стр.282).

Низ=120 мм- высота изолятора.

Проверяем изоляторы по допустимой нагрузке

F_доп =0,6*3750=2250 Н

F_расч < F_доп

226,5Н<2250Н

Изоляторы проверку по допустимой нагрузке проходят.

6.8 Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ

Сечение кабелей должно удовле­творять следующим требованиям: экономичность, стойкость к нагреву в форсированном режиме, термической стойкости при к.з.

Сечение кабелей рассчитывается по экономической плотности тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами при Т_max =5600,547 час j_эк =2 А/мм² . (табл.4-1[1] стр.230)

, (6.17)

где I _р.м. – ток расчетный максимальный, А

(6.18)

где n – число кабелей, проложенных в земле,

(6.19)

При проверке кабелей на длительно допустимый ток учитывают число рядом проложенных в земле кабелей

I _р.ф. £ I ’_дл.доп

I ’_дл.доп = К _N * I _дл.доп ,

где К_N – поправочный коэффициент на число работающих кабелей.

S _рп =1,6 /cos17,7=1,68 кВА

I _рм =1,68 /(√3*10)=97,1 A

q _ст =97,1 /2=48,55 мм²

Выбираем стандартное сечение 3-х жильного кабеля алюминиевыми жилами. . (табл.7.10[2] стр.400)

q _ст = 120 мм²

Для этого сечения длительно допустимый ток

I _дл.доп. = 240 А

I _р.ф = I _р.м. ·2 = 97,1·2 = 194,2 А

К _N = 0.8( n =2 К _N = 0.9)

I’ _{дл . доп} = К _N *I _{дл . доп} ,=260*0.8= 208

194,2 £ 208.

Проверяем кабель на термическую стойкость по (6.6) где Вк определяется по формуле (5.3) при tоткл=0,275 с, Та=0,09 с.

Вк= I п ² ₃ *( tоткл+Та)=13,36² *(0,275+0,09)=65,14кА² *с.

С=94 для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами. . (табл.3-13[1] стр.201)

q_min = √ 65,14*10⁶ / 94=85,8 мм² (см. 6.6)

q_min =85,8 мм² < q=120 мм²

Условие выполняется , кабель проходит по термической стойкости.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Сечения кабелей, отходящих от РП

7. Выбор измерительных трансформаторов

Перечень необходимых измерительных приборов на подстанции принимается по табл.4-9[1] стр.371.

7.1 Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН и НН

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности. Для того, чтобы трансформатор не вышел из заданного класса точности, необходимо соблюдение условия:

S _{å приб.} < S _ном , (7.1)

где S _{å приб.} – нагрузка измерительных приборов трех фаз, В×А;

S _ном – номинальная мощность TV, В×А.

В качестве соединительных проводов принимаем по условиям механической прочности медные провода сечением 1,5 мм² .

Выбор TV на ВН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

- вольтметры Э – 335 и Н – 394

S _{å приб.} = 2*2+2*10 = 24 В × А

Выберем трансформатор (табл.5-13.[2] стр.327)

НКФ – 220 – 58У1

S _ном = 600 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Выбор TV на СН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

- ваттметр Д – 350;

- варметр Д – 350;

- счетчик активной энергии СА3 – И670, S_Wh = Р/ cos j = 1.5/0.8 =

= 1.875 В × А;

- счетчик реактивной энергии СР4–И676, S_Varh =Р/