Электрическое оборудование и эксплуатационные свойства установок подстанции - Курсовая работа

Данные эквивалентные значения определяются: Тогда: Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах ВН: Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени: Ударный коэффициент определяется по формуле: где постоянная времени на шинах ВН подстанции, с; Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется: Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах СН: Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и . Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется: Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах СН: Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и . Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется: Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах НН: Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и . Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется: Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется: Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах НН: Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и .Суточные графики нагрузки являются основными данными для проектирования подстанции 500/220/10 КВ,именно по ним производится выбор силовых трансформаторов и основного электрооборудования. Были рассмотрены варианты структурных схем подстанции: схема с двумя трехобмоточными трансформаторами и схема, состоящая из четырех двухобмоточных трансформаторов. После этого производим расчет токов КЗ на шинах подстанции и с учетом действия периодической составляющей тока КЗ, производили выбор оборудования: производился выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН, СН, НН.Также выбирали кабельные линии,которые отходят от шин НН,проверили на термическую стойкость.

Электрическая подстанция - электроустановка, которая предназначена для приема электроэнергии, преобразования и распределения электрической энергии, состоит из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, специальных устройств управления, а также распределительных и вспомогательных устройств.

Подстанция, в которой находятся и работают повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при снижении значения силы тока соответственно, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока.

Необходимость в повышении передаваемого напряжения возникает в целях того, чтобы многократно сэкономить металл, используемый в проводах ЛЭП, и уменьшить потери на активном сопротивлении. Необходимая площадь сечения проводов можно определить только с помощью силы проходящего тока и отсутствием возникновения коронного разряда. Уменьшение силы проходящего тока повлечет уменьшение потери энергии, находящейся в прямой квадратичной зависимости от значения силы тока. Чтобы минимизировать возможность высоковольтного электрического пробоя, применяем специальные меры: используем специальные изоляторы, провода располагаются на достаточное расстояние и т.д. Основной причина повышения напряжения является то, что чем выше напряжение, тем большую мощность и на большее расстояние можно передать по линии электропередачи, при меньших потерях.

Требования, к самой подстанции, предъявляют к электрической схеме, так как схема определяет электрическое оборудование и эксплуатационные свойства установки. Данные требования выдвигаются на стадии проектирования и сформулированы в НТП (нормы технического проектирования): Соответствие электрической схемы условиям работы подстанции в энергосистеме ожидаемым режимам;

Удобная эксплуатация: простота и наглядность схемы; минимальный объем переключений, связанных с изменением режима; легкая доступность электрического оборудования для ремонта без нарушений режима установки;

Удобное сооружение электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию трансформаторов, РП и линий;

Возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;

Достаточная, оправданная степень надежности с экономической точки зрения.

1. Выбор вариантов структурной схемы подстанции

Проектируемая главная схема подстанции, основывается на основании разработанной схемы развития электрической сети системы.

Она обеспечивает: а) Потребителей подстанции надежностью электроснабжения в нормальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями;

б) через РУ высшего напряжения подстанции по межсистемным и магистральным линиям надежный транзит мощности;

в) возможность расширения подстанции;

г) требования противоаварийной автоматики;

д) удобство и простота в эксплуатации.

Выбор мощности и числа трансформаторов производится с анализом требований к надежности электроснабжения, характером графика нагрузки, а также допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ 14209-85. Структурные схемы подстанций определяем количеством трансформаторов.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, I, II, III категорий нужно устанавливать как минимум два трансформатора (автотрансформатора). Из некоторого количества структурных схем выбирается, лучшая по технико-экономическому расчету.

Для осуществления выбора технико-экономическим критериям выбираются схема с двумя трехобмоточными трансформаторами (рис. 1 а) и схема, состоящая из четырех трансформаторов (рис. 1 б).

1.1 Выбор типа и мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы проектируют на номинальный режим работы (нормальный), это означает то, что трансформатор работает неограниченно долго, без перерывов, в течение всего нормального срока службы при номинальных значениях напряжения, мощности, частоты, а также при номинальных условиях охлаждающей среды и места установки. Указанный номинальным режим является расчетным, он не отражает полностью способность трансформатора нести в условиях эксплуатации реальную нагрузку, которая отличается от его номинальной мощности. Реальные режимы трансформаторов, работающих на большинстве понижающих подстанций, отличаются от номинального.

а)

РУ ВН - 550 КВ

РУ СН - 220 КВ

РУ НН - 10 КВ

б)

РУ ВН - 550 КВ

РУ СН - 220 КВ

РУ НН - 10 кв

Рис. 1. Структурные схемы подстанции

Непрерывность, неизменность по величине и равность номинальной мощности трансформатора, нагрузка не встречается, а если встречается, то очень редко;

Суточный график обычно характеризуем максимумами и спадами;

Максимальную нагрузку в разрезе года определенно имеет место зимой.

Так образом нормальный срок службы трансформатора определяется механическими износами изоляции. В свою очередь это зависит главным образом от температуры, при которой работает изоляция, об использования мощности трансформатора систематически его перегружать. За счет запаса износа изоляции допустимы и редкие аварийные перегрузки.

Согласно существующей практике мощность каждого из двух трансформаторов выбирается такой, чтобы при отказе одного из них другой с длительно допустимой перегрузкой мог полностью обеспечить питание максимальной нагрузки не превышая 40% перегрузки, это позволит производить работу в течение 5 суток по 6 часов.

Выбор типа трансформаторов

Так как на проектируемой подстанции имеется в наличии три номинальных напряжения, то необходимо установить два трехобмоточных трансформатора с напряжениями 500/220/10 КВ. Для данной схемы, состоящей из четырех трансформаторов, применяются понижающие трансформаторы. Система охлаждения зависит от номинальной мощности и определяется после выбора трансформатора по параметру.

Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов

1.2 Расчеты для схемы подстанции, состоящей из двух трехобмоточных трансформаторов

Выбор номинальной мощности трансформаторов, оценка допустимости возникающего при эксплуатации режимов перегрузок осуществляется с учетом нагрузочной способности трансформаторов.

Условие выбора мощности трансформатора имеет вид:

где -передаваемая через трансформатор мощность, ;

- номинальная мощность трансформатора, ;

- допустимый коэффициент перегрузки.

Передаваемая (расчетная) через трансформатор мощность находится по формуле:

где - максимальная мощность нагрузки по сети среднего напряжения (под нагрузкой по сети среднего напряжения понимается нагрузка, питаемая по все трем линиям), ;

- максимальная мощность нагрузки по сети низкого напряжения, ;

- мощность, затрачивая для собственные нужды подстанции, Передаваемая (расчетная) через трансформатор мощность:

Принимая допустимый коэффициент перегрузки предварительно выбираемая мощность трансформатора должна удовлетворять условию: Наиболее подходящим трехобмоточным трансформатором для условия 1. а, является АОДЦТН-167000/500/220/11, мощностью 167 МВА по таблице 3-6 .

Систематические перегрузки не приведут к сокращению срока службы изоляции трансформатора. Перегрузки допустимы в течении всего срока службы, следовательно, могут быть отнесены к нормальному режиму работы. Они имеют место при неравномерном суточном графике нагрузки трансформатора или в условиях изменения температуры охлаждающей среды при постоянной нагрузке.

Суточный график потребления полной мощности по сети низкого напряжения (а), среднего напряжения (б) (в %от )

А)

Б)

Рис. 2

По суточным графикам потребления полной мощности сетей среднего и низкого напряжения определяем суммарным суточным графиком потребления полной суммарной мощности. Для построения графика применяется формула:

где - суммарная передаваемая мощность во вторичные цепи, , - полная мощность, передаваемая в сеть среднего и низкого напряжения, ;

процентное значение потребляемое сетью мощности, %.

Рассчитанные данные заносим в таблицу 1

Таблица 1

Часы 0-8 8-12 12-16 16-20 20-24

МВА 102,89 151,6 102,89 122,64 102,89

Построили суточный график потребления полной суммарной мощности (рис. 3) по таблице 1

Рис. 3

Преобразование исходного графика нагрузки к эквивалентному двухступенчатому графику осуществляется в соответствии с ГОСТ 14209-85.

На исходном графике проводятся линия ном. нагрузки Местом пересечения этой линии с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью 4 часа.

Оставшаяся часть исходного графика разбивается на 4 интервала, и определяется значение , которая равна:

где начальная нагрузка трансформатора, отпускаемая мощность за интервалы времени

Определяется начальная нагрузка эквивалентного графика из выражения:

где начальная нагрузка эквивалентного графика;

номинальная мощность трансформатора, .

Участок перегрузки на исходном графике разбиваем на 2 (i) интервала и по известным значениям определяется мощность перегрузки . Значения этих величин находятся по таблице 1.

где Эквивалентная мощность перегрузки, ;

мощность перегрузки i-го интервала, ;

длительность m - го интервала, ч.

По найденным и известным значениям строится эквивалентный двухступенчатый график (рис. 4)

Рис. 4

Определяется значение нагрузки , эквивалентного графика нагрузки из выражения: где предварительное значение нагрузки;

номинальная мощность трансформатора, ;

эквивалентная мощность перегрузки, .

Определяется максимальное значение нагрузки исходного графика нагрузки из выражения:

где - максимальное значение мощности по таблице 1, Сравнивается предварительное значение с исходного графика: Условие выполняется, тогда принимаем и Расчетная перегрузка продолжительностью h может быть рассчитана по одним и тем же формулам. Для систематических и для аварийных перегрузок.

Допустимость данной расчетной перегрузки трансформатора. Для этого должны выполняться следующие условия:

Эквивалентная температура окружающей среды выбираем за время действия эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки. Параметры и h рассчитаны система охлаждения трехобмоточного трансформатора и по табл. 1-36 для максимального допустимого систематических и аварийных перегрузок трансформаторов определяем значения: и Расчетное значение меньше максимально допустимого значения систематических перегрузок .

Для трехобмоточного трансформатора необходимо выполнить следующих дополнительных условий:

Проверка: Окончательный выбор пал на трехобмоточный трансформатор АОДЦТН -167000/500/220/11.

1.3 Расчеты для схемы подстанции, состоящей из четырех трансформаторов

Для схемы рис.1б мощность понижающих трансформаторов связывающих сторону высокого напряжения со стороной низкого напряжения по максимальному нагрузки из графика рис. 2 а.

Принимаем номинальную мощность трансформатора 250 МВА.

Номинальные параметры трансформаторов по таблице 3.6 ТДЦ-250000/500/13,8

Потери

Коэффициент начальной нагрузки и предварительный коэффициент перегрузки для повышающего трансформатора по графику нагрузки рис. 2:

Так как то принимаем значение коэффициента перегрузки .

Продолжительность перегрузки: Для среднегодовой температуры , системы охлаждения, коэффициента начальной нагрузки и продолжительности перегрузки 0 часов по табл. 1-36 для максимального допустимго систематических и аварийных перегрузок трансформаторов определяются значения: Расчетное значение меньше максимально допустимого значения систематических перегрузок . Так как , то выбор падает на установку трансформатора ТДЦ-250000/500/13,8.

Для схемы рис.1 б мощность понижающих трансформаторов, связывающих сторону высокого напряжения со стороной среднего напряжения по максимуму из графика рис. 2 а

Принимаем номинальную мощность трансформатора 167 МВА.

Номинальные параметры трансформаторов по таблице 3.6 ТДЦ-167000/500/220

Потери

Коэффициент начальной нагрузки и предварительный коэффициент перегрузки для повышающего трансформатора по графику нагрузки рис.2:

Так как то принимаем значение коэффициента перегрузки .

Продолжительность перегрузки: Для среднегодовой температуры , системы охлаждения, коэффициента начальной нагрузки и продолжительности перегрузки 4 часов по табл. 1-36 для максимального допустимого, систематических и аварийных перегрузок трансформаторов определяются значения: Расчетное значение меньше максимально допустимого значения систематических перегрузок . Так как , то выбор пал на установку трансформатор АОДЦТН -167000/500/220.

2. Технико-экономический расчет

2.1 Сравнение вариантов по технико-экономическим показателям

Экономическая цель схемы определяется минимальными приведенными затратами.

Определяется по следующей формуле: У, где нормативный коэффициент экономической эффективности 1/год, для расчетов в энергетике

И - годовые эксплуатационные издержки производства складываются из трех составляющих, тыс. руб/год;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год;

К - капитальные затраты на сооружения, тыс. руб./год;

Годовые эксплуатационные издержки определяются по седующей формуле:

где отчисления на амортизацию, % ( отчисления на обслуживание, % ( капиталовложения, тыс. руб.;

стоимость 1 потерь электроэнергии, коп/ сумарные годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах подстанции, Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств установлены следующие нормы отчислений, где при до 150 КВ и при

Ущерб У определяется только в тех случаях, если сравниваемые варианты различаются по надежности и в случае применения трансформаторов с заниженной номинальной мощностью, когда при выходе из строя одного из них требуется отключение части потребителей третьей категории.

Величина ущерба от недоотпущенной электроэнергии во время аварийного перерыва электроснабжения оценивается:

где удельная составляющая ущерба аварийной недоотпущенной электроэнергии, руб./ среднегодовая недоотпущенная электроэнергия, .

Параметр определяется по формуле:

где максимальная мощность потребителя, параметр потока отказов силовых трансформаторов;

среднее время восстановления после отказа трансформатора, ч.

Для второго варианта схемы подстанции рассчитываем У. Максимальная мощность потребителя , по сети СН равна 117 МВТ. Параметр потока отказов силовых трансформаторов . Среднее время восстановления после отказа трансформатора = 100 часам.

Определить параметр : Удельная составляющая ущерба аварийной недоотпущенной электроэнергии равна 1,65 руб. за 1 КВТ ч.

Определим параметр У:

2.2 Подсчет годовых потерь электроэнергии в трансформаторах

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах можно вычислить следующей формулой:

где потери мощности холостого хода, КВТ;

потери мощности короткого замыкания, КВТ;

количество зимних дней в году, дн;

количество летних дней в году, дн;

нагрузка в момент времени , нагрузка в момент времени , номинальная мощность трансформатора, Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах:

где количество трансформаторов.

2.3 Расчеты для схемы ПС, состоящей из двух трехобмоточных трансформаторов

Для расчета потерь электроэнергии необходимо начальные данные по таблице 3.6 : АОДЦТН-167000/500/220/11

Нагрузки , в момент времени , приведены в таблице 1. Эти нагрузки распределяютсямежду собой двумя трансформаторами условно пополам, соответственно в формуле это указывается в виде деления соответствующего параметра на число два. Для упрощения формулы суммы определяются отдельно.

Суммарные потери электроэнергии составят:

2.3 Расчеты для схемы ПС, состоящей из четырех трансформаторов

Начальные данные по таблице 3.6 для двухобмоточного трансформатора АТДЦТН - 250000/500/11:

Определим потери электроэнергии для понижающих трансформаторов 500/10 КВ: Суммарные потери электроэнергии составят: Начальные данные по таблице 3.6 для двухобмоточного трансформатора АОДЦТН-167000/500/230:

Определяем суммы для понижающих трансформаторов:

Определяем потери электроэнергии для понижающих трансформаторов 500/220 КВ: Суммарные потери электроэнергии составят: Общие суммарные потери электроэнергии составят:

Для определения количества капитала для вложения по приложению 2 составляется таблица стоимости основного оборудования электростанции (табл. 2)

Таблица 2

Стоимости основного оборудования электростанции

Оборудование Стоимость тыс. руб. Варианты

Первый Второй

Колво Стоимость тыс. руб. Колво Стоимость тыс. руб.

АОДЦТН-167000/500/230/11 206 2 412 2 412

ТДЦ-250000/500/13,8 335 - - 2 670

Ячейки ОРУ

500 КВ 249 2 498 2 498

220 КВ 78 3 234 3 234

Итого - - 1144 - 1814

3. Определение годовых издержек

Определим годовые эксплуатационные издержки для схемы подстанции, состоящей из двух трехобмоточных трансформаторов (рис.1 а)

Определим годовые эксплуатационные издержки для схемы подстанции, состоящей из четырех трансформаторов (рис. 1 б)

Определение приведенных затрат

Определим приведенные затраты для схемы подстанции, состоящей из двух трехобмоточных трансформаторов: Определим приведенные затраты для схемы подстанции, состоящей из четырех трансформаторов: На основе рассчитанных значений приведенных затрат выбирается схема подстанции, состоящая из двух трехобмоточных трансформаторов (рис. 1а)

4. Выбор отходящих линий

4.1 Выбор отходящих линий на стороне СН

Исходные данные: Потребляемая мощность каждой линией

Угол сдвига фаз

Всего отходящих двухцепных линий 3;

Длина линии L1/L2/L3 = 90/140/40 км.

Продолжительность использования максимальной нагрузки согласно (рис. 2 б) определяется по формуле:

где продолжительность использования максимальной нагрузки, ч;

число зимних дней в году, дн.;

мощность, потребляемая в зимние времена года, время, в течение которого потребляется мощность число летних дней в году, дн;

мощность, потребляемая в летнее время года, время, в течение которого потребляемая мощность, максимальная мощность потребляемая сетью СН, Для алюминиевых неизолированных проводов экономическая плотность тока по таблице 1.3.36

Номинальный расчетный ток определяется по формуле:

где нормальный расчетный ток;

максимальная отпускаемая мощность на одну линию сети СН, МВТ;

номинальное напряжение сети СН, КВ;

угол сдвига фаз.

Экономическое сечение:

где экономическое сечение, ;

экономическая плотность тока, Принимаем стандартное ближайшее сечение 240 и предварительно выбирается провод (приложение 3, табл.1) АС 240/32, допустимая длительная токовая нагрузка по ГОСТ 839-80 равна 605 А.

Проверка осуществляется по допустимому току в режиме обрыва одной из цепей линии. Протекающий по оставшейся цепи ток равен:

где протекающий по оставшейся цепи ток, А;

максимальная отпускаемая мощность на одну линию сети СН, МВТ;

номинальное напряжение сети СН, КВ;

угол сдвига фаз. так как , то окончательно принимаем провод АС 240/32

4.2 Выбор отходящих линий на стороне ВН

Предварительные данные: Максимальная отпускаемая мощность линией

Всего отходящих линий 2;

Длина линии L1/L2/ = 190/140 км.

Продолжительность использования максимальной нагрузки согласно рис.3 и табл.1 определяется по формуле:

где максимальная мощность, потребляемая сетью ВН,

Для алюминиевых поводов экономическая плотность тока по таблице 1.3.36

Номинальный расчетный ток определяется по формуле:

где нормальный расчетный ток;

максимальная отпускаемая мощность на одну линию сети ВН, МВТ;

номинальное напряжение сети ВН, КВ.

Экономическое сечение:

где эконмическое сечение, экономическая плотность тока, А/

Принимается стандартно ближайшее сечение 300 и предварительно выбирается провод (приложение 3, табл.1) АС 300/56, допустимая длительная токовая нагрузка по ГОСТ 839-80 равна 680 А.

Проверка осуществляется по допустимому току в режиме обрыва одной из цепей линии. Протекающий по оставшейся цепи ток равен: так как то окончательно принимаем провод АС 300/56.

5. Расчет токов короткого замыкания

Рис. 5

Рис. 6

Параметры схемы замещения

Примем следующие базисные условия: Определим базисные токи:

Параметры системы: ЭДС системы:

где номинальное напряжение системы, КВ;

базисное напряжение первой ступени, КВ.

Сопротивление системы:

где сопротивление системы, Ом.

Параметры линии ВН

Индуктивное сопротивлении линии:

где удельное сопротивление провода, Ом/км;

длина линии, км.

Общее сопротивление линии ВН определится (рис.5):

Параметры линии СН

Индуктивное сопротивления (рис. 6) определяется аналогично по выше приведенной формуле для ВЛ:

Результирующее сопротивление линии СН определяется:

Параметры трансформаторов

Данные для трехобмоточных трансформаторов типа АОДЦТН - 167000/500/220/11 по таблице 3.6

Напряжение короткого замыкания трансформатора определится по формулам:

где напряжение КЗ обмотки ВН, %;

напряжение КЗ обмотки СН, %;

напряжение КЗ обмотки НН, % напряжение КЗ обмотки ВН-СН, %;

напряжение КЗ обмотки ВН-НН, %;

напряжение КЗ обмотки СН-НН, %.

Определим:

Сопротивление обмоток трансформатора:

Примем постоянные времени по таблице 7-13

На шинах ВН: На шинах СН: На шинах НН: Параметры обобщенно нагрузки

Примем для обобщенной нагрузки:

Базисное сопротивление нагрузки определяем по формуле:

ЭДС нагрузки определяется по формуле:

5.1 Упрощение схемы замещения

Преобразуем два параллельных трансформатора. По выше определенным параметрам схемы замещения трансформатора видно, что сопротивление Получим схему (рис. 7; рис. 8).

Рис. 7

На рисунке показано, что соответствующие обмотки трансформатора соединены параллельно, а также преобразуем линии СН, т.е. преобразуем далее, как показано на рис. 6.

Рис. 8

Соответственно эквивалентные сопротивления будут:

Эквивалентная ЭДС СН:

5.2 Расчет токов КЗ на шинах ВН

Определим значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени:

где ЭДС системы, о.е.;

сопротивление системы, о.е.;

эквивалентное сопротивление линии, о.е.;

базисный ток, КА.

Для определения периодической составляющей тока КЗ от действия обобщенно нагрузки преобразуем схему рис. 8 в схему рис. 9: К определению тока КЗ на шинах ВН

Рис. 9

Данные эквивалентные значения определяются:

Тогда:

Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах ВН:

Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени:

Ударный коэффициент определяется по формуле:

где постоянная времени на шинах ВН подстанции, с;

1,85 по таблице 3.8. .

Отсюда ударное значение тока КЗ:

5.3 Расчет токов КЗ на шинах СН

СВ на шинах СН разомкнут

В данном случае схема показана на рис.8. Каждый трансформатор работает на свою секцию шин СН и параллельно соединения между трансформаторами нет (СВ на рис. 8 не показан).

Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется:

Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах СН:

Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и .

Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени по формуле:

Ударный коэффициент определяется по формуле:

где постоянная времени на шинах СН подстанции, с;

1,72 по таблице 3.8. .

Ударное значение тока КЗ:

СВ на шинах СН замкнут

Схема показана на рис.8. В этом случае трансформаторы работают параллельно.

Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется:

Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах СН:

Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и .

Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени по формуле:

Ударный коэффициент определяется по формуле:

где постоянная времени на шинах СН подстанции, с;

1,72 по таблице 3.8. .

Ударное значение тока КЗ:

5.4 Расчет токов КЗ на шинах НН

СВ на шинах НН разомкнут

В данном случае схема показана на рис.7. Каждый трансформатор работает на свою секцию шин НН и параллельного соединения между трансформаторами нет (СВ на рис.7 не показан).

Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется:

Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах НН:

Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и .

Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени по формуле:

1,85 по таблице 3.8. .

Ударное значение тока КЗ:

СВ на шинах НН замкнут

Схема показана на рис.8. В этом случае трансформаторы работают параллельно.

Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки СН в начальный момент времени определяется:

Значение периодической составляющей тока КЗ от действия нагрузки НН в начальный момент времени определяется:

Общая периодическая составляющая тока КЗ на шинах НН:

Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и .

Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени по формуле:

1,82 по таблице 3.8. .

Ударное значение тока КЗ:

5.5 Расчет токов КЗ в конце линии L2 CH

Предположим, что СВ на шинах СН замкнут. Тогда получается, что трансформатор работает параллельно (рис.8).

Тогда значение периодической составляющей тока КЗ от действия системы в начальный момент времени определяется: Ino ІБІІ

Ino ІБІІ = КА

Так как КЗ электрически удалено, то можно приближенно принять, что периодическая составляющая тока КЗ не затухает и In1=Ino.

Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени определяется по формуле: iao= Ino iao= Ino= КА

Ударный коэффициент определяется по формуле: куд= , где Та - постоянная времени на шинах СН подстанции, с;

куд - 1,72 по таблице 3.8. [3].

Ударное значение тока КЗ: іуд= куд iao КА.

6. Расчет кабельной сети местной нагрузки

По суточному графику потребления мощности по сети НН (рис.2а) определяется время максимальных потерь Тмах. Расчетная формула аналогична формуле: Тмах

Тмах ч

Для кабелей с бумажной изоляцией экономическая плотность тока (при Тмах ) по таблице 1.3.36 [1]

JЭК=1,2А/мм2

6.1 Выбор кабеля для потребителей РП-3

Распределительный пункт РП-3 соединен с РУ НН двумя кабельными линиями.

Ток нормального рабочего режима кабелей РП-3 определяется по формуле: Інорм = , где Інорм - ток нормального рабочего режима, А;

Pmax - активная максимальная мощность потребления от РП, КВТ;

сos? - угол сдвига фаз в сети НН;

n - количество параллельных кабелей.

Інорм= А Ток аварийного режима при возникновении неисправности в одном из кабелей: Іавар= А Экономическое сечение: QЭК= , где QЭК - экономическое сечение, мм2;

JЭК - экономическая плотность тока, А/мм2.

QЭК= мм2 максимальное сечение жилы для трехжильных силовых кабелей 10 КВ - 240 мм2; при этом длительно допустимый ток - 355 А. по условиям перегрузки (ликвидация аварии в течение 5 суток при длительности максимума - 8 час. кпер =1,2) следует, что необходимо укладывать в траншее шесть параллельных кабелей (поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом равен 0,75 при расстоянии в свету между кабелями 100 мм).

Інорм= А Экономическое сечение: QЭК= мм2

Ток аварийного режима при возникновении неисправности в одном из кабелей: Іавар= А

Выбираются шесть кабелей с медными жилами, с бумажной пропитанной изоляцией, в свинцовой оболочке, прокладываемые в земле сечением 240 мм2 каждый (СП-3х240). Допустимая токовая нагрузка Ідоп одного кабеля составляет 460 А.

Проверяется условие: Ідоп Іавар, где Ідоп - допустимый ток, А;

kv - температурный коэффициент;

knep - коэффициент перегрузки;

KN - поправочный коэффициент на число кабелей в траншее;

Іавар - ток аварийного режима, А;

JЭК - экономическая плотность тока, А/мм2.

Температурный коэффициент и коэффициент перегрузки соответственно равны 1 и 1,2.

А А 6.2 Выбор кабеля для потребителей РП-1 и РП-2

Потребители РП-1 и РП-2 должны питаться в нормальном режиме по одному кабелю. В аварийном режиме, когда один из кабелей, питающих РП, откажет, потребители другого РП питаются через кабельную перемычку между РП-1 и РП-2. Нагрузка РП-1 составляет 5 МВТ, а РП-2-5 МВТ.

Ток аварийного режима при возникновении отказа в питаемом кабеле одного из РП определяется по формуле: Іавар= А Экономическое сечение: QЭК= мм2

Максимальное сечение жилы для трехжильных силовых кабелей 10КВ 240 мм2; при этом длительно допустимый ток - 355 А. По условиям перегрузки (ликвидация аварии в течение 5 суток при длительности максимума - 8 часов knep=1,2) делаем вывод о необходимости укладки в траншее трех параллельных кабелей (поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом равен 0,85 при расстоянии в свету между кабелями 100 мм).

Інорм= А Экономическое сечение: QЭК= мм2

Ток аварийного режима при возникновении неисправности в одном из кабелей: Іавар= А Выбираются три кабеля с медными жилами, с бумажной пропитанной изоляцией, в свинцовой оболочке, прокладываемые в земле сечением 240 мм2 каждый (СП-3х240). Допустимая токовая нагрузка Ідоп одного кабеля составляет 460 А.

Проверяется условие: Ідоп Іавар

А А Принимаем по три кабеля марки СП-3х240 для питания каждого РП.

6.3 Выбор кабеля для перемычки между РП-1 и РП-2

Выберем кабель для кабельной перемычки между РП-1 и РП-2.

При отказе кабелей одного из РП кабельная перемычка должна питать его потребителей. При этом максимальная мощность, которая должная будет передаваться потребителям по двум параллельным кабелям. Составит мощность РП. При этом по кабельной перемычке будет протекать ток:

Экономическое сечение:

Ток аварийного режима при возникновении неисправности в одном из кабелей:

Выбираются для прокладки в земле два кабеля СП-3х240. Допустимый длительный ток кабеля составляет 460 А.

Проверяется условие:

Принимаем два кабеля марки СП-3х240.

6.4 Определение термической стойкости кабеля где ток термической стойкости, А;

коэффициент термической стойкости;

сечение кабеля, время выключения выключателя, с;

время срабатывания релейной защиты, с;

постоянная времени.

Ток термической стойкости должен быть больше периодической составляющей тока короткого замыкания

Если выполняется это условие, то установка линейного реактора не требуется. Для выключателя ВМП-10 время отключения составляет 0,12 сек. Время срабатывания релейной защиты 0,4 сек. Коэффициент термической стойкости для кабелей с бумажной изоляцией и медными жилами равен 150 . Постоянная времени равна 0,06.

В нормальном режиме СВ на шинах НН разомкнут поэтому принимается

Для двух кабелей СП-3х240: Для трех кабелей СП-3х240: Для четырех кабелей СП-3х240: Установка линейного реактора не требуется, так как токи термической стойкости больше тока КЗ на ПС.

7. Выбор схемы собственных нужд подстанции

К приемникам энергии системы собственных нужд подстанции нужно отнести системы управления выключателями, электрическое освещение и отопление, системы управления, телемеханики и связи. Схема рабочего и резервного питания собственных нужд должна обеспечивать надежную работу отдельных блоков и всей подстанции в целом.

В качестве оперативного тока выбирается - переменный ток 380/220 В. Схема питания трансформатора собственных нужд - от секции 10 КВ.

Для надежного электроснабжения собственных нужд выбираются два трансформатора - рабочий и резервный, запитанные с разных секций 10 КВ.

Выбор трансформатора собственных нужд

Принимаем 2 трансформатора ТМ-250/10

Схема собственных нужд подстанции

Рис. 10

8. Выбор схемы распределительных устройств

Схемы должны удовлетворять следующим требованиям: - ремонт основного оборудования ПС не должен нарушать ненормальную работу потребителей и не должен создавать перерывов электроснабжения потребителей;

- Ремонт сборных шин без отключения;

- минимально-достаточный набор отключающего оборудования для проведения ремонтных работ, при этом все нормы безопасности должны быть в норме;

- надежность и простота схемы присоединений.

8.1 Выбор схемы РУ ВН

Для РУ напряжением 500 КВ с числом присоединений 2 применяется кольцевая схема четырехугольника (квадрата). В кольцевых схемах ревизия любого выключателя производится без перерыва работы какого-либо элемента. Эта схема экономична и обладает высокой надежностью.

Распределительное устройство ВН

Рис. 11

8.2 Выбор схемы РУ СН

Для РУ напряжением 220 КВ с числом присоединений 6 применяется схема с двумя рабочими и обходной системами с одним выключателем на цепь. В данной схеме обе системы находятся под напряжением, при фиксированном расположении присоединений по шинам. В нормальном режиме ШСВ включен. Такое присоединение повышает надежность схемы так как при коротком замыкании на шинах, ШСВ выключается и соответственно отключается только половина присоединений. Если повреждение на сборных шинах устойчиво, то отключившиеся присоединения переводятся на неповрежденную систему шин. Система с двумя рабочими и одной обходной системами шин имеет большую ремонтопригодность и дает возможность ревизии любой системы шин и любого выключателя без перерыва электроснабжения, а так позволяет группировать присоединения произвольным образом.

Схема распределительного устройства СН

Рис. 12

8.3 Выбор схемы РУ НН

На низшим напряжении подстанции 10 КВ применяется одиночная секционированная схема шин с раздельной работой секции и трансформаторов.

Схема распределительного устройства НН

Рис. 12

9. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

В РУ ПС содержится большое число электрических аппаратов и соединяющих их проводников.

При наборе токоведущих частей необходимо обеспечивать выполнение ряда требований. Аппараты должны: Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры;

Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов КЗ;

Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ним аппаратов, а также возникающие в результате атмосферных воздействий (ветер, дождь, жара, холод); эти требования учитываются при механическом расчете линии электропередачи и РУ;

Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки. Один из важнейших вопросов - обеспечение термической стойкости аппаратов и проводников. При работе происходит нагрев электрических аппаратов и проводников, что является следствием потерь в них. Составляющие этих потерь являются: потери в токоведущих частях обмоток, контактов;

потери от вихревых токов в металлических частях;

потери в магнитопроводе трансформаторов электромагнитов;

потери в диэлектриках;

Проверка токоведущих частей на термическую стойкость состоит в том, чтобы убедиться, что ни в одном из режимов температура проводника не превысит допустимой. При этом допустимые температуры в каждом из режимов различны и определяются рядом требований: обеспечить экономически целесообразный срок службы изоляции;

обеспечить надежную работу контактной системы;

не допустить разрушения изоляции;

не допустить заметного ухудшения механических свойств металл токоведущих частей.

При нормальном режиме допустимая температура определяется первым или вторым требованием, а при КЗ - третьим и четверт

Суточные графики нагрузки являются основными данными для проектирования подстанции 500/220/10 КВ,именно по ним производится выбор силовых трансформаторов и основного электрооборудования. С помощью сравнения двух вариантов по техно-экономическому расчету выбирается структурная схема. Были рассмотрены варианты структурных схем подстанции: схема с двумя трехобмоточными трансформаторами и схема, состоящая из четырех двухобмоточных трансформаторов. Так как нагрузка на стороне ВН велика, то дешевле установить два параллельно работающих твухобмоточных трансформатора типа АОДЦТН-167000/500/220/11. Также делаем выбор ВЛ отходящих со стороны ВН и СН из условия протекания аварийных токов. После этого производим расчет токов КЗ на шинах подстанции и с учетом действия периодической составляющей тока КЗ, производили выбор оборудования: производился выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН, СН, НН.Также выбирали кабельные линии,которые отходят от шин НН,проверили на термическую стойкость. Выбранные кабели проверку на термическую стойкость прошли.Сделали выбор шин ВН, СН и НН, по условию прохождения допустимых токов при максимальной нагрузке на шинах. Произвели выбор вспомогательное оборудование: трансформаторы тока и напряжения. Сделали выбор схемы РУ всех напряжений с учетом числа отходящих линий и схему ТСН.

Выбор оборудования производился с учетом возможного расширения подстанции, ремонтоспособности и экономического фактора, безопасности и удобства обслуживания, эксплуатации, преимущественно было выбрано современное, надежное оборудование.

1. Правила устройства электроустановок 7-е издание переработанное и доп.-М.: Энергоатомиздат, 2009.

2. Электрическая часть станции и подстанции: Учеб. для вузов / Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др.; Под ред., Васильева А.А.- 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1990-567с.

3. Электрооборудование станции и подстанций: учебное пособие для техникумов / Рожкова Л.Д., Козулин В.С.-3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1987.-608с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. -4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.: ил.

5. Методическое указание на выполнение курсовой работы по дисциплине «Электроэнергетика» для специальности 140211 «Электроснабжение». Составил доцент кафедры Э и Э Ахметшин Р.С. ИНЭКА, 2009 г. Наб. Челны.

Размещено на .ru