Проектирование понижающей подстанции, имеющей три уровня напряжения – высокое (ВН), среднее (СН), низкое (НН), схема электрической сети. Содержание расчетно-пояснительной записки. Выбор трансформаторов на основе ТЭР. Выбор схемы электроподстанции.
Аннотация к работе
Принято отражать этот факт «Графиком нагрузки», т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени. Следует отметить, что при напряжении 220КВ и выше однотрансформаторные подстанции, как правило, могут рассматриваться, как первая очередь подстанции с последующей установкой еще одного и более трансформаторов в соответствии с динамикой роста нагрузки. При ТЭС вариантов установки одного трансформатора с вариантом установки 2-х трансформаторов необходимо в последнем случае учесть стоимость установки дополнительных (по сравнению с другими случаями) выключателей на ВН, СН, НН. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции [5,10] Для схемы (а) уже нельзя рассчитывать тока КЗ от каждого источника в отдельности, так как токи протекают в место повреждения через общее сопротивление Х*3.
План
Содержание расчетно-пояснительной записки
Введение
1. Определение нагрузки подстанции, суточный график нагрузок подстанции.
2. Выбор числа, типа и мощности трансформаторов
2.1. Выбор числа и типа трансформаторов
2.2. Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку
2.3. Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку
2.4. Технико-экономическое обоснование мощности трансформа торов.
3. Выбор схемы соединений подстанции
4. Выбор схемы собственных нужд (С.Н) подстанции
4.1. Определение и расчет нагрузок С.Н подстанции
4.2. Выбор источника оперативного тока
4.3. Выбор числа, типа, мощности трансформатора С.Н
5. Расчет токов короткого замыкания (КЗ)
6. Выбор конструкции распределительных устройств на подстанции
7. Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции
7.1. Выбор выключателей на подстанции
7.2. Выбор разъединителей (отделителей, короткозамыкателей)
7.3. Выбор измерительных трансформаторов тока
7.4. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
7.5. Выбор токоограничивающих реакторов
8. Выбор проводников на подстанции
8.1. 8.1. Выбор и проверка сборных шин РУ п/станции
8.1.1.На стороне ВЕ
8.1.2.На стороне СН
8.1.3.На стороне НН
8.2. Выбор и проверка ошиновок РУ п/станции
8.2.1.На стороне ВН
8.2.2.На стороне СН
8.2.3.На стороне НН
9. Выбор и проверка кабелей питающих РП.
Содержание графической части проекта
Схема электрических соединений подстанции
План подстанции и разрез по ячейке трансформатора
Методические указания
1. Суточные графики нагрузок подстанции
Электрические нагрузки отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме непрерывно меняется. Принято отражать этот факт «Графиком нагрузки», т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.
По видам фиксированного параметра различают графики: активной (Р) мощности; реактивной (Q) мощности;
полной (кажущейся S) мощности; тока (I).
Графики отражают изменения нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они подразделяются: суточные (24 часа); сезонные ; годовые (8760 часов).
По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики подразделяются: графики нагрузки потребителей, определенные на шинах подстанции;
сетевые графики нагрузки - на шинах районных или узловых подстанций;
Фактический график нагрузки можно получить с помощью самопишущих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра в реальном времени.
Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо обладать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность, для активной нагрузки Руст=SРНОМ.
Присоединительная мощность на шинах подстанции потребителей пр.= , где hcp.п. - средний КПД электроустановок потребителей;
hcp.с. - средний КПД местной сети при номинальной нагрузке.
На практике действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности Ко, и загрузки Кз.
Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:
где Кспр. - коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.
Найденное Рмах. является наибольшим в году и соответствует обычно зимнему максимуму нагрузки.
При известной Рмах. можно перевести типовой график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:
где h% - ордината соответствующей ступени типового графика, %.
Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня.
Его максимальная нагрузка принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в % именно этого значения.
Кроме графиков активной нагрузки, используются графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, % абсолютного максимума:
где tg jmax - определяется по значению cos jmax, которое должно быть задано как исходный параметр данного потребителя.
Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок.
Значение мощности по ступеням графика определяется по выражениям: , где Pn и Qn активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.
Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях, трансформаторах при распределении электроэнергии.
Потери мощности от протекания тока в проводах ЛЭП и обмотках трансформаторов являются переменной величиной , зависящей от нагрузки.
; - постоянные потери;
; - переменные потери.
Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений: , где Si - нагрузка i-элемента сети соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки;
Simax - нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены
, .
2. Выбор трансформаторов на основе ТЭР
2.1 Выбор числа, типа, мощности, трансформаторов
Область применения однотрансформаторных подстанций определяется ответственностью (категорией) потребителей и регламентирована ПУЭ: для электроснабжения неответственных потребителей 3-й категории при условии, что замена поврежденного трансформатора или его ремонт производится в течение не более одних суток;
при электроснабжении потребителей 2-й категории при наличии централизованного подвижного резерва трансформаторов или другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически;
при небольшой мощности потребителей 1-ой категории и наличии резервных источников на стороне НН (передвижные, стационарные ДЭС), вводимые в действие устройствами АВР.
2.3 ТЭО длительности перерывов
Для принятия окончательного решения по сооружению одно- или двух трансформаторных подстанций необходимо ТЭС (технико-экономическое сравнение) вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора на подстанции.
Следует отметить, что при напряжении 220КВ и выше однотрансформаторные подстанции, как правило, могут рассматриваться, как первая очередь подстанции с последующей установкой еще одного и более трансформаторов в соответствии с динамикой роста нагрузки.
При наличии на подстанции 35…220КВ нагрузки 1-ой категории и отсутствии других резервных источников питания должны устанавливаться 2-х трансформаторные подстанции. Систематические нагрузки трансформатора могут достигать более, чем 2-х кратного значения номинальной мощности трансформатора, но согласно ГОСТА 14209-85 допускается ее любое значение в интервале 1,3 < Н < 2,0 только после их согласования с заводом-изготовителем. Исходя из этого, можно ориентировочно определить номинальную мощность трансформатора
, где Sm - наибольшая расчетная нагрузка трансформатора 5-го года эксплуатации на стороне ВН
При номинальной мощности автотрансформаторов (АТ) имеет некоторые особенности. На современных подстанциях 220КВ и более распространенным режимом работы АТ является комбинированный режим: ВН-НН и ВН-СН. В этом случае доступный режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.
, где Рсн и Qсн - активные и реактивные мощности на стороне СН при максимальной нагрузке;
Рнн и Qнн - активная и реактивная мощности на стороне НН при максимальной нагрузке;
По ГОСТ 14209-85 установлены максимально допустимые систематические нагрузки в зависимости от времени перегрузки тпер. и коэффициент начальной нагрузки К1 для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, МД мощностью до 100МВ?А включительно [3].
Номинальная мощность трансформатора определяется на основании ТЭС (технико-экономического сравнения ) двух вариантов.
Мощность трансформатора в первом варианте принимается равной
, где 0,5 - коэффициент, устанавливающий целесообразность систематических перегрузок трансформаторов на 2-х трансформаторной подстанции в нормальном режиме.
Мощность автотрансформатора в первом варианте принимается равной
Во втором варианте мощность АТ-ра берется на ступень выше. Температуру охлаждающей среды Цохл. принимаем для данного климатического района равной эквивалентной (с точки зрения износа изоляции).
Эквивалентную температуру за любой промежуток времени (сутки, месяц, сезон, год) ГОСТ 14209-85 рекомендует определить по формуле [5]
, где n ?12 - количество равных интервалов промежутка времени.
Т.к. мощность трансформаторов примерно в 1,6 раза больше (таков шаг) номинальных мощностей трансформаторов и время перегрузок, что позволяет перегружать трансформатор в большей мере. В первом варианте требуется определить ту часть нагрузки, которую необходимо отключать в аварийном режиме.
В зависимости от времени перегрузки тпер, температуры окружающей среды Qохл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.
Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат: З = Рн ? К U У ® min, где Рн=0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Рн=0,15);
К- капитальные затраты с учетом дополнительных расходов на транспорт, монтаж и др., тыс. руб.;
U- годовые издержки производства, тыс. руб.
U = ,
где Ra=6,3% - норма амортизационных отчислений от кап. вложений для электротехнического оборудования и распределительных устройств всех классов напряжений;
Uпот - стоимость годовых потерь, тыс.руб.
Uпот = Сст ? DЭСТ См ? DЭМ , где DЭСТ и DЭМ - годовые потери в стали и меди, КВТ?час;
Сст и См - удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/КВТ?час;
У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.
Величины удельных стоимостей Сст и См для Европейской части России могут быть приняты: Сст=0,011 руб/КВТ?час, См=0,012 руб/КВТ?час.
Для Сибири: Сст=0,006 руб/КВТ?час, См=0,007 руб/КВТ?час.
Для определения капитальных затрат для ТЭР вариантов с 2-мя трансформаторами разной мощности следует учитывать только стоимость трансформаторов
К=Ктр=а?Кзав. a - коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;
Кзав - коэффициент расчетной стоимости
Таблица 2 [6]
Параметр Значение параметра
Uном. ВН трансформатора, КВ 35 110 150 220
Sном. МВ?А ?16 >16 ?32 >32 ?63 >63 ?160 >160
Коэффициент a 2 1,6 1,7 1,5 1,5 1,35 1,4 1,3
При ТЭС вариантов установки одного трансформатора с вариантом установки 2-х трансформаторов необходимо в последнем случае учесть стоимость установки дополнительных (по сравнению с другими случаями) выключателей на ВН, СН, НН. При этом контрольные затраты на п/станцию составляет: К=Ктр. Квыкл.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов
DЭСТ. = n?Рх?х ? 8760, где n - количество параллельно работающих трансформаторов;
Рхх - потери холостого хода, КВТ.
Потери энергии в меди 3-х фазных 2-х обмоточных трансформаторов
DЭМ = , где Ркз - потери короткого замыкания. КВТ;
Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ?А;
Рі, ti - активная мощность и продолжительность ступени суточного графика, МВТ и часов. m - число суток работы трансформатора по рассматриваемому графику нагрузки. при неизменном расчетном графике нагрузки в течение года m=365 суток.
Потери в обмотках трех фазных трех обмоточных трансформаторов (при равенстве номинальных мощностей всех трех обмоток).
где Ркзвн=Ркзсн=Ркзнн=Ркз.
Профессор П.Г. Грудинский в [8] предложил упрощенный метод разделения потерь по обмоткам: Ркзвн = 0,7Ркзвн-сн.; Ркзсн = 0,3Ркзвн-сн;; Ркзнн = 0,3BРКЗВН-сн, где b=
При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять
Sном. = Sнн.ном.
Ущерб “У” вызванный недоотпуском электроэнергии, определяется прежде всего математическим ожиданием длительности аварийного перерыва электроснабжения в течение года.
Л=W?Тв, час/год, где W - параметр потока отказов, 1/год;
Т - среднее время восстановления поле отказа, часов.
Таблица 3. Показатели надежности трансформаторов.
Uном. КВ W, 1/год Тв, ч.
220 0,02 150
150 0,015 100
110 0,015 100
35 0,02 80
Ущерб от недоотпуска электроэнергии на однотрансформаторной подстанции определяется из выражения: У=А?Рс? Уо=W?Тв ?Рс ?Уо тыс. руб. где Рс= - среднегодовая нагрузка, МВТ.
Э - энергия переданная через п/станцию за год МВ?ч.
Уо=0,6 руб/КВТ?ч - среднее значение удельного ущерба от недоотпуска 12КВТ?ч эл. энергии.
В случае, когда часть нагрузки питающейся от однотрансформаторной п/станции, имеет резервный источник питания, то , где Эрез. - энергия, полученная от резервного источника во время аварии, МВТ?ч
В случае двухтрансформаторной подстанции величина ущерба от недоотпуска электроэнергии может определяться в тыс. руб. по формуле: У= 365? Fэ ?Кв ?Уо,
где Кв= , Fэ=cosj - площадь верхней части графика нагрузки отсеченной прямой с ординатой Sогр.;
Кв - коэффициент восстановления силовых трансформаторов. может осуществляться на одном, двух, трех и четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. На основании результатов ТЭР принимается к дальнейшему проектированию вариант с наименьшими затратами. Если затраты различаются меньше чем на 5% (по отношению к наименьшим затратам), то варианты считаются равноэкономичными. При этом следует принимать к дальнейшему проектированию вариант с большей установленной мощностью трансформаторов. Проектирование схемы присоединения станции или подстанции к системе заключения в выборе напряжений, на которых будет выдаваться эл. энергия, числа и пропускной способности ВЛ на каждом напряжении в предварительном распределении генерирующей мощности между РУ, в определении связей РУ станции с распределительными и системообразующими сетями.
Таблица 4.1 Наибольшая передаваемая мощность по одной цепи и длина ВЛ обычного исполнения
Uном Pmax, МВТ Lmax, км
110 25 150
50 50
220 110 250
200 150
330 300 300
400 200
400 500 1000
700 600
500 700 1200
900 600
750 1800 1500
2200 800
1150 4000 2000
6000 1200
В таблице даны пределы передаваемой мощности и длины ВЛ различного класса. Выдача мощности от эл. станции может осуществляться на одном, двух, трех, четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. Напряжение 6-10 КВ используется для распределительных сетей в городах, сельской местности и на предприятиях. Наиболее экономичным считается напряжение 10 КВ. Напряжение 6 КВ оказывается выгодным в сетях предприятий с большой долей ВВ двигателей. Напряжения 35, 110, 150 КВ применяются в распределительных сетях энергосистем, причем 35 КВ - в основном в сельской местности. Напряжения 220, 330, 500 КВ используются для основной системообразующей сети энергосистемы и ЛЭП от станции средней и большой мощности. Напряжения 500, 750 и 1150 КВ применяются на межсистемных линиях связи и дальних передачах от сверхмощных станций (КЭС, ГЭС, АЭС).
Выбор схемы собственных нужд подстанции
Состав потребителей собственных нужд (С.Н.) подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.
Наименьшее количество потребителей собственных нужд (С.Н.) на подстанции, выполненной по упрощенной схеме, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства: - электродвигатели обдува трансформаторов;
- обогрева приводов выключателей;
- шкафов КРУН;
- освещение территории подстанции, помещений, ячеек.
На подстанции с выключателями нагрузки (ВН) дополнительными потребителями являются компрессорные установки. На подстанциях с постоянным оперативным током - зарядный и подзарядный агрегаты.
Наиболее ответственные потребители СН подстанции являются оперативные цены, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и насосы системы охлаждения, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. Мощность потребителей СН невелика, поэтому трансформаторы с.н. имеют вторичное напряжение 380/220 В. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции [5,10]
Приняв для электродвигателей cos =0,85 определяем Qyct. и расчетную нагрузку: , где Кс - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. Можно принять Кс=0,8
Мощность трансформаторов выбирается: а) при 2-х трансформаторах СН на подстанции без постоянного дежурства и при 1-ом трансформаторе СН S ? Sрасч.
При 2-х трансформаторах СН на подстанции с постоянным дежурством
S? , где Кп - коэффициент допустимой аварийной нагрузки, его можно принять равным 1,4;
Если число трансформаторов СН больше 2-х, то St?
Предельная мощность каждого трансформатора СН должна быть не более 630 КВ?А.
При ТЭО допускается применение трансформатора 1000 КВ?А.
На всех 2-х трансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора СН. Один трансформатор СН устанавливается на однотрансформаторных подстанциях 35…220 КВ с постоянным оперативным током без синхронных компенсаторов и воздушных выключателях с силовыми трансформаторами ТМ. Если на 1-ой трансформаторной подстанции установлен ВВ или трансформатор с системой охлаждения Д или ДЦ то предусматривается 2 трансформатора СН, один из которых присоединяется к местной сети 6…35 КВ. Для питания оперативных цепей подстанции может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330-750 КВ., на подстанциях 110…220 КВ с числом МВ-110 КВ или 220 КВ 3-х и более, на подстанциях 35…220 КВ с В.В.
Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35…220 КВ без выключателей на ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока на подстанции 110 КВ с одним или двумя выключателями ВН.
Расчет токов КЗ
Для выбора электрооборудования аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов необходимо знать токи КЗ.
При этом достаточно уметь определить ток 3-х фазного КЗ в месте повреждения, а в некоторых случаях - распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту.
Расчет токов 3-х фазного КЗ выполняются в следующем порядке: для рассматриваемой установки составляют схему;
по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;
путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников с регулирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением Х результирующая (Х рез.);
определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ (Іпо), затем ударный ток КЗ (іу) и при необходимости - периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.
Расчетная схема - это однолинейная схема электроустановки с указанием тех элементов и их параметров, которые влияют на значение тока КЗ и поэтому должны учитываться при выполнении расчетов. Расчетная схема эл. установки должна отражать нормальный режим работы. На ней намечаются точки КЗ - так, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжелые условия работы. Исключением являются аппараты в цепи присоединений с реактором, выбираемые по току КЗ за реактором.
По расчетной схеме составляют схему замещения, заменяя электромагнитные связи электрическими. Источники вводят в схему замещения как ЭДС и сопротивления, остальные элементы - как сопротивления. Расчет токов КЗ можно вести как в именованных, так и в относительных единицах. В электроустановках до 1000 В обычно производят расчет в именованных единицах.
В электроустановках напряжением выше 1000 В принято все сопротивления короткозамкнутой цепи приводить к базисным условиям и выражать в относительных единицах. Базисную мощность (удобно 100 или 1000 МВ?А). За базисное принимается среднеэксплуатационное напряжение (Ucp.) той ступени, на которой предполагается КЗ, согласно следующей шкале: 0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770 КВ.
Для каждой точки КЗ будут свои базисные напряжения и ток.
Для синхронных компенсаторов и генераторов
X*г=X??d , где X??d - относительное сверхпереходное сопротивление по продольной оси, определяемое по справочникам;
Sном. - номинальная мощность генератора.
Для 2-х обмоточных генераторов
Х*Т= , где Uk - напряжение КЗ%, определяемое по справочникам или паспортным данным.
Для 3-х обмоточных трансформаторов или АТ напряжение КЗ, приведенное к номинальной мощности трансформатора или АТ, даны для каждой пары обмоток: Uk вв-н, Uk в-с, Uk с-н%.
Схема замещения таких трансформаторов приведена на рис.6.2.
Относительное сопротивление лучей схемы, приведенных к базисным условиям можно определить по формулам: Х*в=
Х*с=
Х*н=
Двухобмоточные трансформаторы с 2-мя или 3-мя расщепленными обмотками, вводят в схему замещения как индуктивные сопротивления (рис. 6.3) приведенные к базисным условиям. Сопротивления Хв и Хн схемы замещения определяют по уравнениям (40, 61) Рыжкова Л.Д., Козулин В.С. “Эл. оборудование станций и подстанций”. Если известно напряжение Uk в-н для 3-х фазного трансформатора с расщепленными обмотками, то Хв-н=
Хв=0,125Хв-н; Хн1=Хн2=1075Хв-н
Для группы из однофазных трансформаторов с обмоткой НН, разделенной на 2-е ветви Хв=0, Хн1=Хн2=2Хв-н, а с обмоткой разделенной на три ветви: Хв=0, Хн1=Хн2=3Хв-н.
Если же в каталоге на трансформаторы заданы напряжения Uk в-н и U’кн1-н2 (последнее отнесено к номинальной мощности расщепленной обмотки Sном.н1=Sномн2=0,5Sном.), то ;
Хн1 = Хн2 = Х’н1 - Х’н1-н2; Хв = Хвн - 0,5Хн1-н2.
ВЛ и КЛ характеризуются удельными значениями индуктивных сопротивлений и емкостей проводимости, зависящими от номинального напряжения и конструкции линии передачи.
При проектировании можно использовать среднее значение удельных сопротивлений (Худ.) и проводимостей (Gуд.)
Таблица 4.Примерные сопротивления линий
Тип ВЛ, КЛ Худ.(ом/км) Вуд. 10-6 см/км
Одноцепные ВЛ-6-220КВ 220...500КВ расщеплены на два провода в фазе: 500КВ - при расщеплении на 3 провода в фазе 750КВ - при расщеплении на 4-е провода в фазе 3-х жильные кабели: 6 - 12 КВ 35 КВ Одножильный маслонаполненный кабель 110 КВ 0,40 0,32 0,30 0,28 0,08 0,12 0,18 207 3,6 3,78 4,0 - - -
Линии напряжением до 220 КВ включительно и 330 КВ-750 КВ длиной менее 150 км. входят в схему замещения как индуктивное сопротивление, относительное значение которого
, где L - длина линии в км.
При большей длине линии напряжением 330 КВ и выше необходимо учитывать емкостную проходимость и применять П-образную или Т-образную схему замещения.
Для расчета токов КЗ на электрических станциях, необходимо располагать данными, характеризующими энергосистему.
Система может быть задана: Известна схема системы и параметры ее элементов - генераторов, трансформаторов, линий и др. Составляют полную схему замещения и ток КЗ от системы рассчитывают также, как и ток проектируемой установки.
Известны суммарная мощность системы Sc ном. и результирующее сопротивление всех элементов системы Хс до некоторой точки, к которой присоединяют проектируемую установку. Находят относительное базисное сопротивление системы Х*с, ЭДС системы принимают постоянной, равной среднему эксплуатационному напряжению в узле присоединения. При расчетах в относительных единицах Е*с=1.
Задано действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ от системы Іпс (в килоамперах) или так называемая мощность КЗ S”с (в МВ?А). В этом случае относительное сопротивление до заданной точки определяют как ;
Известен тип выключателя, установленного или намечаемого к установке в данном узле энергосистемы. Считается, что ток трехфазного КЗ в этой точке равен номинальному току отключения выключателя Іоткл.ном.
Определяем ток КЗ в узле Іст. от станции, тогда максимально допустимый ток от системы может быть определен как Іоткл.- Іст. и относительное сопротивление системы
Х*с =
Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносятся на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначают дробью: в числителе ставят порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления.
Теперь необходимо определить результирующее сопротивление ХРЕЗ цепи КЗ для данной точки КЗ путем постепенного преобразования схемы.
Возможны следующие преобразования схемы: Замена неполных сопротивлений, соединенных последовательно, эквивалентным
Замена нескольких сопротивлений, соединенных параллельно эквивалентным:
.
Соединение звездой с относительным сопротивлением лучей Х*1, Х*2, Х*3, может быть заменено эквивалентным соединением в треугольник по формулам:
Соединение звездой с относительным сопротивлением лучей Х*1, Х*2, Х*3, может быть заменено соединением в треугольник.
При преобразовании треугольника относительных сопротивлений в эквивалентную звезду пользуются допущениями:
Если принять ЭДС источников питания одинаковыми, то в схеме точки «m» и «n» будут равнопотенциальными.
При совмещении равнопотенциальных точек сопротивления одноименных элементов складываются как параллельные, и получают новую схему.
В результате преобразований схему приводят к одному из видов, удобных для расчета токов КЗ с учетом индивидуального изменений в отдельных лучах.
Обычно схему сводят к 2-3 лучам, выделяя в отдельные лучи разнотипные генераторы или однотипные генераторы с различной удаленностью относительно точки КЗ. Например, генераторы одной станции подсоединяют к РУ разных напряжений.
Результирующая сопротивления каждой схемы определяется по формулам: для схемы а) для схемы б) для схемы в)
При разнотипных источниках можно вычислить результирующую ЭДС: для схемы а,б)
для схемы в)
На схемах (б,в) приведены простейшие случаи питания точки КЗ от источников разнотипных или разноудаленных. Здесь источники непосредственно связаны с местом повреждения, поэтому ток КЗ можно определить отдельно от каждого источника! Ток в точке КЗ равен сумме токов от источников.
Для схемы (а) уже нельзя рассчитывать тока КЗ от каждого источника в отдельности, так как токи протекают в место повреждения через общее сопротивление Х*3. Необходимо эту схему преобразовать в n-лучевую так, чтобы результирующее сопротивление и токи распределения в лучах остались неизменными.
Для схемы (а) находим коэффициент распределения по лучам: или При этом должно выполняться равенство Затем находят результирующее сопротивление лучей:
и таким образом приводят схему (а) к виду схемы (б).
Выбор конструкции РУ на подстанциях ВН, СН, НН
РУ называется электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства защиты, автоматики и измерений. На станциях и подстанциях обычно имеется РУ нескольких ступеней напряжения, связанные через трансформатор или АТ.
Существует два основных вида РУ - открытые и закрытые.
Закрытыми РУ называются РУ, оборудование которого расположено в здании. ЗРУ в основном применяются на напряжение 3…20 КВ. В электроустановках больших напряжений (35…220 КВ) применяются только при ограниченности площадей для РУ, при повышенной загрязненности атмосферы, вблизи морского побережья и в условиях Крайнего Севера.
Открытыми РУ (ОРУ) называется РУ, все или основное оборудование расположено на открытом воздухе. ОРУ применяется на напряжение 35…750 КВ, так как при этих напряжениях ОРУ обладает существенным преимуществом по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ, существенная экономия строительных материалов (сталь, бетон);
меньшие капитальные затраты, сроки сооружения, опасность распространения повреждений (вследствие больших расстояний между аппаратами смежных частей);
хорошая обозреваемость;
удобство расширения и простота замены оборудования другим, даже с большими габаритами, а также возможность быстрого демонтажа и монтажа оборудования.
При напряжении выше 1000 В РУ должны быть оборудованы стационарными заземленными ножами (ЗН), которые обеспечивают заземление аппарата и остановки без использования переносных заземлений.
Ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их проводов - в красный цвет.
Разъединители 3 КВ и выше устанавливаются с одним или двумя стационарными заземляющими ножами (ЗН) сблокированными с основными ножами.
Электрические соединения в ОРУ должны выполняться, как правило, из алюминиевых или сталеалюминиевых проводов, полос, труб и шин продольного сечения из А и АС сплавов электротехнического назначения.
Сетчатые ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 или 1,6 метра, а для ЗРУ и трансформаторо установленных внутри здания - 1,9 м; размер ячеек сетки не более 25х25 мм. Должно быть предусмотрено устройство запирания ОРУ на замок.
В РУ содержится большое число электрических аппаратов и проводников. Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников любой электроустановки, от которой в значительной степени зависит надежность ее работы.
При выборе токоведущих частей необходимо выполнить ряд требований, вытекающих из условия работы.
Аппараты и проводники должны: Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения t0C;
Противостоять кратковременному электродинамическому и термическому действию тока КЗ;
Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой связанных с ним аппаратов, а также усилий возникающих в результате атмосферных воздействий (ветра, гололеда).
При работе электроустановки происходит нагрев электрических проводников, аппаратов, что является следствием потерь мощности в них. Составляющими этих потерь являются: Потери в токоведущих частях, обмотках, контактах;
Потери от вихревых токов в металлических частях особенно ферромагнитных;
Потери в магнитопроводах трансформаторов и электромагнитах;
Потери в диэлектриках.
Рассматривая вопрос о допустимых температурах аппаратов и проводников, необходимо определить понятие о наблюдаемых температурах о температурах в наиболее нагретых точках аппаратов (машин).
Под наблюдаемыми температурами понимают температуры, найденные простым измерением. Они на 5…150С отличаются от температур в наиболее нагретых точках. Принято нормировать наблюдаемые температуры поскольку это удобно для практического использования (табл.5.)
Таблица 5. «Допустимые (наблюдаемые) температуры для аппаратов и проводников при длительной работе» (ГОСТ 7024-69)
Изолированные токоведущие части аппаратов, проводников в воздухе 110 75
Изолированные металлические части аппаратов, проводников с изоляцией класса: Y 80 45
A 95 60
B и C 110 75
Масло трансформаторное: в выключателях 75 40 в трансформаторах, изоляторах 90 55
Неразмыкаемые контакты в воздухе: из меди и ее сплавов 80 45 из меди с гальваническим серебряным покрытием 85 50 из серебра и ее сплавов 100 65
Размыкаемые контакты в воздухе 75 40
В основу нормирования положены максимальные допустимые температуры в наиболее нагретых точках.
Уо = 0,6 руб/КВТ?час -среднее значение удельного ущерба от недоотпуска эл. энергии.
Выбор и проверка электрических аппаратов подстанций
А) Выбор выключателей.
Выключатель является основным коммутационным аппаратом и служит для отключения и включения цепей в различных режимах работы.
Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включения на существующие КЗ.
Выключатели должны надежно отключать любые токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктированные токи и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных предохранителей.
Для сохранения устойчивой работы системы отключения КЗ должно производится как можно быстрее;
выключатель должен быть приспособлен для быстродействующей АПВ.
Конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки, он должен обладать высокой работоспособностью, взрыво и пожаробезопасностью.
ГОСТ 687-78 дает основные параметры выключателя: Номинальное напряжение,UHOM.
Номинальный ток, ІНОМ.
Номинальный ток отключения ІОТКЛ. - наибольший ток КЗ (действующее значение периодической составляющей), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему, при заданных условиях восстановленное напряжение и заданном цикле операций. Цикл операций зависит от того, предназначены ли выключателя для АПВ. Выключатели без АПВ должны выдерживать цикл О-180с-ВО-180с-ВО.
Выключатель предназначенный для однократного или 2-х кратного АПВ имеет циклы О-тб-ВО-15 мин-0- тб-ВО; О-тб-ВО-180с -ВО.
Здесь О- операция отключения;
ВО - операция включения и немедленного отключения;
тб - время бестоковой паузы при АПВ, с.
Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения в соответствии с ГОСТ 687-78
Время t от начала КЗ до расхождения контактов выключателя определяется из выражения: t=TЗMIN TC.В. где TЗMIN - минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,001 с;
ТС.В - собственное время отключения выключателя по каталогу.
Действующее значение периодической составляющей ІДИН и амплитудные значения полного тока ІМДИН, которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя. Эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих его дальнейшей работе.
Ток термической стойкости ІТ - и время действия тока термической стойкости ТТ.
Номинальный ток включателя ІВКЛ - наибольший ток КЗ, который выключатель способен включить без сваривания контактов и других повреждений. В каталоге задают действующее значение периодической составляющей ІВКЛ и амплитудное значение полного тока ІМВКЛ. Выключатели конструируют так, что ІВКЛ? ІОТК.
Время действия выключателя: Собственное время отключения ТС.В - промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;
Время отключения ТО.В - промежуток времени от подачи команды на отключение до погасания дуги во всех фазах;
Время включения выключатели ТВ.В - промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.
Параметры восстанавливающего напряжения.
По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные объемные;
масляные малообъемные;
воздушные;
электромагнитные;
элегазовые;
автогазовые;
вакуумные.
К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима.
Выбор выключателей производят по следующим параметрам: по напряжению электроустановки - UYCT?UHOM;
по длительному току ІРАБ.Н?ІНОМ; ІРАБ.Н?ІНОМ;
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям ІП0?ІДИН; ІУ?ІМ.ДИН, где ІП0 и ІУ - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель.
Выбрав выключатель по рассматриваемым параметрам, а следовательно, зная ТС.В. находим t и для этого момента времени определяют периодическую (ІПТ) и апериодическую (ІАТ) составляющие тока КЗ.
Далее проверяют выключатель на ток отключения (ІПТ )? (ІОТК) и на возможность отключения апериодической составляющей (ІАТ). Определяют процентное содержание (ІАТ) в токе :
и проверяют выполнение условия b?BHOM
Если условие (ІПТ )? (ІОТК) выполняется, а b>BHOM (велика доля апериодического тока), то в соответствии с ГОСТ 687-78 допускается выбирать выключатель по полному току:
При выборе выключателей по включающей способности достаточно, чтобы были выполнены условия
ІП0?ІВКЛ; ІУ?ІМ.ВКЛ.
На термическую стойкость выключатель проверяют по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ и найденным в каталоге значениям It и tt:
Расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является 3х фазное КЗ.
В РУ генераторного напряжения электрос
Список литературы
Васильев А.А, Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф., и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для Вузов / Под редакцией А.А. Васильева- М. Энергия, 1980 г-608 стр.
Неклепаев Б.Н. «Электрическая часть станций»- М. Энергия, 1976 г-475 стр.
Рожкова Л.Д., Козулин В.В. Электрооборудование станций и подстанций - М. Энергия, 1987 г-600 стр.
Усов С.В. Электрическая часть электростанций, - М. Энергия, 1977 г-420 стр.
Справочник по электроснабжению предприятий. Промышленные электрические сети./ Под общей редакцией Федорова А.А и Сербинского Г.В, - М. Энергия, 1980 г-576 стр.
Гук Ю.Б. и др. «Проектирование электрической части станций и п/станций» Л. Энергоатомиздат, 1985 г - 312 с.
«Электрическая часть станций и по/станций»: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования /Под редакцией Б.Н. Неклепаева. - М.-Энергия, 1986
Методические указания по выбор трансформаторов на п/ст 35…220 КВ для курсового и дипломного проектирования. -Кострома, КГСХА, 1997 г.
Методические указания по выбору эл. аппаратов для курсового и дипломного проектирования.