Расчет параметров электрической подстанции и сетей!
Здравствуйте уважаемые посетители сайта "Помощь электрикам". Сегодня в даннйо статье произведем Расчет параметров электрической подстанции и сетей!
-
- Исходные данные:
|
NП/СТ |
Рзимн.max, МВт |
сosϕ |
UВН, кВ |
UНН, кВ |
Tср.зим., град. |
Tср.летн., град. |
|
11 |
55 |
0,8 |
220 |
10 |
-10 |
0 |
Таблица 1.1. Исходные данные.
|
I категория, % |
II категория, % |
III категория, % |
|
10 |
60 |
30 |
Таблица 1.2. Распределение потребителей по категориям надёжности электроснабжения
Число ЛЭП на НН: 8;
Количество блоков эл.станции: 5;
Мощность блока эл.станции: 160 МВт;
Xсист. = 0,03 о.е.;
Sбаз. = 100 МВА;
-
- Суточный график нагрузок:
|
Часы |
Зима, % от Smax |
Лето, % от Smax |
Часы |
Зима, % от Smax |
Лето, % от Smax |
|
1 |
10 |
20 |
13 |
60 |
50 |
|
2 |
20 |
20 |
14 |
60 |
50 |
|
3 |
40 |
30 |
15 |
80 |
50 |
|
4 |
40 |
30 |
16 |
90 |
70 |
|
5 |
60 |
50 |
17 |
90 |
70 |
|
6 |
80 |
50 |
18 |
90 |
80 |
|
7 |
80 |
50 |
19 |
60 |
80 |
|
8 |
90 |
90 |
20 |
60 |
80 |
|
9 |
100 |
90 |
21 |
50 |
60 |
|
10 |
100 |
90 |
22 |
30 |
60 |
|
11 |
100 |
80 |
23 |
10 |
20 |
|
12 |
70 |
80 |
24 |
10 |
30 |
Таблица 1.3. Суточный график нагрузок.
- ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
- Расчёт мощности силового трансформатора
Расчёты проводятся в полной мощности:
Поскольку на проектируемой подстанции имеются потребители I категории, а резерва по 10 кВ нет, необходимо установить nТ ≥ 2 . Так как схемы трех трансформаторных подстанций, как правило, дороже, намечаются варианты трансформаторов с nТ = 2.
где Sт − мощность трансформатора, МВ⋅А; kоткл − доля допустимых отключений потребителей (kоткл. ≤ kIII ); 1,4 − допустимая перегрузка трансформатора (40%).
Для kоткл. = kIII = 0,3 :
Для kоткл. = 0 :
В результате получаем интервал [35 МВА ... 50 МВА].
По справочнику намечаются два варианта выбора (силовые трансформаторы с РПН):
|
№ вар. |
Тип трансформатора |
Uk, % |
∆PХХ, кВт |
∆PКЗ, кВт |
Цена, т.р. |
UВН, кВ |
UНН, кВ |
|
1 |
ТРДН-40000/220 |
12 |
50 |
170 |
169 |
230 |
11 |
|
2 |
ТРДЦН-63000/220 |
12 |
82 |
300 |
193 |
230 |
11 |
Таблица 2.1. Варианты выбора трансформатора
2.2. Тепловой расчёт трансформатора
2.2.1. Вариант 1: 2x40 МВА
Зима. Нормальный режим
следовательно, трансформаторы работают без перегрузки. Зимний нормальный режим допустим.
Зима. Аварийный режим.
Аварийный (послеаварийный) режим обусловлен отключением одного из трансформаторов.
Рис.2.2.1.1. График нагрузки. Зимние сутки.
Выделяются два периода перегрузки: 5-13 часов и 14-19 часов.
Для каждого интервала рассчитывается тепловой импульс:
где i − ступень постоянной нагрузки периода перегрузки; Si − мощность ступени, МВА; ti − продолжительность ступени, ч.
B1>B2, поэтому ступенью перегрузки считается время с 5 до 13 часов.
Коэффициент перегрузки:
Коэффициент начальной загрузки:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Эквивалентирование недопустимо:
В таком случае полагаем, что:
По ГОСТ 14209-85 для аварийных перегрузок k2доп для:
, следовательно, требуется отключение части потребителей.
Периоды перегрузки не изменились.
B1>B2, поэтому ступенью перегрузки считается время с 6 до 12 часов.
Коэффициент перегрузки:
Коэффициент начальной загрузки:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Эквивалентирование недопустимо:
В таком случае полагаем, что:
По ГОСТ 14209-85 для аварийных перегрузок k2доп для:
, следовательно, нужно продолжить отключение части потребителей:
Периоды перегрузки не изменились.
B1>B2, поэтому ступенью перегрузки считается время с 6 до 12 часов.
Коэффициент перегрузки:
Коэффициент начальной загрузки:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Эквивалентирование допустимо:
По ГОСТ 14209-85 для аварийных перегрузок k2доп для:
, следовательно, зимний аварийный режим допустим при отключении части потребителей 7,84 МВА в период времени с 6 до 12 часов.
Лето. Нормальный режим
, следовательно, трансформаторы работают без перегрузки. Летний нормальный режим допустим.
Лето. Аварийный режим
Аварийный (послеаварийный) режим обусловлен отключением одного из трансформаторов.
Рис.2.2.1.2. График нагрузки. Летние сутки.
Выделяются два периода перегрузки: 8-12 часов и 16-20 часов.
Для каждого интервала рассчитывается тепловой импульс:
где i − ступень постоянной нагрузки периода перегрузки; Si − мощность ступени, МВА; ti − продолжительность ступени, ч.
B1>B2, поэтому ступенью перегрузки считается время с 8 до 12 часов.
Коэффициент перегрузки:
Коэффициент начальной загрузки:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Эквивалентирование недопустимо:
В таком случае полагаем, что:
По ГОСТ 14209-85 для аварийных перегрузок k2доп для:
следовательно, требуется отключение части потребителей.
Периоды перегрузки не изменились.
B1>B2, поэтому ступенью перегрузки считается время с 8 до 12 часов.
Коэффициент перегрузки:
Коэффициент начальной загрузки:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Эквивалентирование недопустимо:
В таком случае полагаем, что:
По ГОСТ 14209-85 для аварийных перегрузок k2доп для:
следовательно, летний аварийный режим допустим при отключении части потребителей 9,6 МВА в период времени с 8 до 12 часов.
2.2.2. Вариант 2: 2x63 МВА
Зима. Нормальный режим
, следовательно, трансформаторы работают без перегрузки. Зимний нормальный режим допустим.
Зима. Аварийный режим
Аварийный (послеаварийный) режим обусловлен отключением одного из трансформаторов.
Рис.2.2.2.1. График нагрузки. Зимние сутки.
Выделяется один период перегрузки: 9-11 часов.
Тепловой импульс:
, где i − ступень постоянной нагрузки периода перегрузки; Si − мощность ступени, МВА; ti − продолжительность ступени, ч.
ступенью перегрузки считается время с 9 до 11 часов.
Коэффициент перегрузки:
Коэффициент начальной загрузки:
Проверка допустимости эквивалентирования:
Эквивалентирование допустимо:
.
По ГОСТ 14209-85 для аварийных перегрузок k2доп для:
следовательно, зимний аварийный режим допустим.
Лето. Нормальный режим.
, следовательно, трансформаторы работают без перегрузки. Летний нормальный режим допустим.
Лето. Аварийный режим.
Аварийный (послеаварийный) режим обусловлен отключением одного из трансформаторов.
, следовательно, трансформатор работает без перегрузки. Летний аварийный режим допустим.
Рис.2.2.2.2. График нагрузки. Летние сутки.
- ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ ВЫБОРА ТРАНСФОРМАТОРА
Для экономического анализа вариантов рассчитывают статические приведённые затраты, определяемые формулой:
,
где - нормативный коэффициент эффективности;
K - капиталовложения в трансформаторы:
, где с - цена трансформатора (в ценах 1990 года), n - количество трансформаторов, k – коэффициент приведения капвложений к современным ценам;
Иао - годовые издержки на амортизацию и обслуживание:
;
Ипот – издержки на потери электроэнергии:
, где β= 0,8∙10-2 тыс.руб./МВт⋅ч - удельная стоимость потерь электроэнергии; ∆Wпот - потери электроэнергии за год, МВт⋅ч.
где где τ - время наибольших потерь, ч. τ рассчитывается по эмпирической формуле:
где tз.сут tл.сут , - соответственно число зимних и летних суток в году.
- средний ущерб от нарушения электроснабжения:
где: доля ограничения потребления зимой и летом соответственно:
доля ограничения потребления зимой и летом соответственно.
αз и αл - удельный ущерб от отключения мощности зимой и летом; kв - коэффициент вынужденного простоя, по сути - это вероятность состояния, когда один трансформатор на подстанции несет всю нагрузку (ущерб от плановых ограничений нагрузки не учитывает).
, год.
-
- Вариант 1: 2x40 МВА
по кривым удельного ущерба определяем (кривая 2 – промышленность, стр.49 справочные материалы)
по кривым удельного ущерба определяем
-
- Вариант 2: 2x63 МВА
, так как отключения части потребителей в аварийных режимах не производятся.
-
- Составляющие приведенных затрат сводятся в таблицу
|
Составляющая приведенных затрат |
Вариант 1: 2x40 МВА |
Вариант 2: 2x63 МВА |
|
23,25 |
26,56 |
|
2,19 |
2,5 |
|
0,99 |
1,153 |
|
1,35 |
0 |
|
9,23 |
8,965 |
|
100 |
97 |
Таблица 3.3.1. Составляющие приведенных затрат
-
- Вывод: в результате проведенного технико-экономического сопоставления вариантов выбраны трансформаторы 2х63 МВА (вариант 2).
- РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
- Расчет параметров схемы замещения
Расчет сопротивлений всех элементов схемы замещения производится в относительных единицах. Для удобства расчетов базисную мощность принимают равной , за базисное напряжение принимают среднее напряжение ступени короткого замыкания.
-
-
- Электростанция:
-
Генераторы: ТВВ-160-2ЕУ3
., по таблице для турбогенераторов 100-1000 МВт;
Трансформаторы: ТДЦ-200000/220 (Uk%=11%)
4.1.2. Трансформатор ПС:
4.1.3. Линии электропередачи:
4.1.4. Система:
Система является шинами неизменного напряжения , принимает , по условию
-
- Схема замещения электрической сети:
Произведём эквивалентирование схемы замещения электрической сети:
; где:
Рис.4.2.1. Эквивалентная схема замещения электрической сети
Рис.4.2.2. Эквивалентная схема замещения электрической сети
Рис.4.2.3. Эквивалентная схема замещения электрической сети
Рис.4.2.4. Эквивалентная схема замещения электрической сети
Рис.4.2.5. Эквивалентная схема замещения электрической сети
-
- Расчет токов КЗ в точке К1
Начальная действующая периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания:
где:
базисный ток:
начальная периодическая составляющая токов КЗ в т. К1:
Ударный ток КЗ:
для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 220 кВ.
Максимальное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания:
Значение апериодической составляющей за время КЗ:
, где
– расчетное время КЗ, где: - время срабатывания выключателя и время срабатывания релейной защиты соответственно.
Действующее значение периодической составляющей тока близкого КЗ:
номинальный ток от 5 турбогенераторов:
следует, близкое короткое замыкание, тогда действующее значение тока определяется по типовым кривым с тиристорной независимой системой возбуждения для времени :
,
где определяется из графика на Рис.4.3.1.
Рис.4.3.1. Типовые кривые изменения периодической составляющей тока КЗ от генераторов с тиристорной независимой системой возбуждения.
-
- Расчет токов КЗ в точке К2
Расчет тока КЗ в точке K2 выполняется для различных режимов работы трансформаторов:
4.4.1. без использования расщепления, раздельная работа трансформаторов: (рассчитано в пункте 4.2).
4.4.2. использование расщепления, раздельная работа секций:
Для ограничения токов короткого замыкания применяют расщепление обмотки низшего напряжения и секции шин по низкой стороне не секционируют.
Тогда сопротивление трансформатора с расщепленными обмотками:
= 0,125 +1,75
-
-
- Расчет токов КЗ в точке К2 без использования расщепления, раздельная работа трансформаторов:
-
где базисный ток:
начальная периодическая составляющая токов КЗ в т. К2:
Ударный ток КЗ:
распределительные сети напряжением 6-10кВ .
Максимальное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания:
Значение апериодической составляющей за время КЗ:
, где
– расчетное время КЗ, где: - время срабатывания выключателя и время срабатывания релейной защиты соответственно.
Действующее значение периодической составляющей тока удаленного КЗ:
номинальный ток от 5 турбогенераторов:
следует, удаленное короткое замыкание, тогда действующее значение тока:
-
-
- Расчет токов КЗ в точке К2 c использованием расщепления, раздельная работа секций:
-
где:
базисный ток:
начальная составляющая токов КЗ в т. К2:
Ударный ток КЗ:
для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 220 кВ.
Максимальное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания:
Значение апериодической составляющей за время КЗ:
,где:
– расчетное время КЗ, где: - время срабатывания выключателя и время срабатывания релейной защиты соответственно.
Действующее значение периодической составляющей тока удаленного КЗ:
Номинальный ток от 5 турбогенераторов:
следует, удаленное короткое замыкание, тогда действующее значение тока:
Вывод: принимается вариант с расщеплением обмотки низкого напряжения, с раздельной работой секций для уменьшения токов КЗ.
- ВЫБОР КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
- Выбор выключателя в ОРУ 220кВ
Намечаем к выбору выключатель: ВГТ-220II-40/2500У1
Проверка по напряжению места установки
Проверка по длительному току
Выключатели выбираются одинаковые, но проверка выполняется для наиболее нагруженного. Мощность транзита ( Sтр ) определяется из расчетов электрической сети. В данном случае полагаем
Форсировочный ток определяется для наиболее нагруженного выключателя:
Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка на отключающую способность
По отключению периодической составляющей
По отключению апериодической составляющей
, где:
Здесь - предельное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения выключателя.
По термической стойкости
– расчетное время КЗ, где: - время срабатывания выключателя и время срабатывания релейной защиты соответственно.
Окончательный выбор выключателя представляется в виде таблицы:
|
Параметр |
Паспортное значение |
Расчетное значение |
|
, кВ |
220 |
220 |
|
, А |
2500 |
270 |
|
, кА |
40 |
|
|
, кА |
102 |
19 |
|
, кА2с |
4800 |
Таблица 5.1. Окончательный выбор выключателя 220 кВ.
Вывод: выключатель ВГТ-220II-40/2500У1 принимается к установке.
-
- Выбор разъединителя 220 кВ
Выбор разъединителя РДЗ-220/1000Н/УХЛ1 представляется в виде таблицы:
|
Параметр |
Паспортное значение |
Расчетное значение |
|
, кВ |
220 |
220 |
|
, А |
1000 |
270 |
|
, кА |
63 |
19 |
|
, кА2с |
1875 |
Таблица 5.2. Окончательный выбор разъединителя 220 кВ.
Вывод: разъединитель РДЗ-220/1000Н/УХЛ1 принимается к установке.
-
- Выбор выключателя 10 кВ и типа КРУ
Выбор выключателя в РУ НН должен быть согласован с типом КРУ или КРУН.
К установке на подстанции принимаем ячейки КРУ-10 наружного типа марки КРУ–СЭЩ–59, с вакуумными выключателями и другим вспомогательным электрооборудованием.
В качестве варианта выбора намечается выключатель: VD4 12.40.31
Проверка по напряжению места установки
Проверка по длительному току
Форсировочный ток определяется для наиболее нагруженного выключателя, с учетом расщепления обмотки НН силового трансформатора:
Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка на отключающую способность
По отключению периодической составляющей
По термической стойкости
Окончательный выбор выключателя представляется в виде таблицы:
|
Параметр |
Паспортное значение |
Расчетное значение |
|
, кВ |
10 |
10 |
|
, А |
4000 |
1985 |
|
, кА |
31,5 |
|
|
, кА |
85 |
|
|
, кА2с |
992 |
16,13 |
Таблица 5.3.1. Окончательный выбор выключателя 10 кВ для вводных и секционных ячеек.
Вывод: выключатель VD4 12.40.31 принимается к установке для вводных и секционных ячеек.
Выключатели для ячеек отходящих линий выбираются на меньший рабочий ток:
где «1,5» - коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки по отходящим линиям.
Намечаем к выбору выключатель ВВЕ-10-20/1000УЗ:
|
Параметр |
Паспортное значение |
Расчетное значение |
|
, кВ |
10 |
10 |
|
, А |
1000 |
744 |
|
, кА |
31,5 |
|
|
, кА |
80 |
|
|
, кА2с |
2977 |
16,13 |
Таблица 5.3.2. Окончательный выбор выключателя 10 кВ для ячеек отходящих линий.
Вывод: выключатель ВВЕ-10-20/1000УЗ принимается к установке для ячеек отходящих линий.
-
- Выбор токопроводов на стороне 220 кВ
- Выбор гибкой ошиновки
- Выбор токопроводов на стороне 220 кВ
Выбор по условиям рабочего режима
где () - экономическая плотность тока для заданного числа часов использования максимума нагрузки в год.
Принимается провод АС-240/32 с допустимым током
Проверка по утяжеленному режиму
Проверка на термическую стойкость
Неизолированные проводники, расположенные на открытом воздухе, на термическую устойчивость не проверяются.
Проверка на динамическую стойкость
Гибкие провода, по которым возможно протекание тока КЗ меньше 20 кА на динамическую стойкость не проверяются.
Проверка на коронирование
Минимальное сечение по условиям коронирования гибкого провода для . Условие выполняется:
Вывод: сталеалюминиевый гибкий провод АС-240/32 принимается к установке.
-
-
- Выбор жестких шин
-
Выбор по условиям рабочего режима
Выбраны круглые алюминиевые трубы: 17 мм / 20 мм с , внутренний и наружный диаметры : сечение круглых труб, ().
Рис.5.4.2. Алюминиевые шины трубчатого сечения.
Проверка по термической стойкости
Для шин, выполненных из алюминия допустимая температура нагрева при коротком замыкании 200 градусов, коэффициент .
Исходя из этого определяется минимально допустимое по нагреву сечение:
Проверяем на механическую прочность, на допустимое напряжение в материале шин
Момент сопротивления для круглых труб:
Момент инерции:
Согласно ПУЭ расстояние между фазами, на класс напряжения:
610кВ не ниже м
35кВ не ниже
110кВ не ниже
220кВ не ниже
Принимаем a = 2,2 м. Длину пролета жестких шин круглого сечения принимаем , при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:
сечение круглых труб, ().
Допустимое напряжение для алюминия марки АДО - 41 МПа.
Условие проверки на механическую прочность шин соблюдается:
.
Если шины механически прочны для данного ударного тока, значит и динамически устойчивы. Если условие на механическую прочность не соблюдается, меняем расстояние между фазами или длину пролета.
Вывод: таким образом, алюминиевые жесткие шины трубчатого сечения марки сплава АД0 механически прочны и принимаются к установке.
-
- Выбор токоведущих частей на стороне 10 кВ
Принимаем двухполосные шины для КРУ сечением 2(80 х 8) 2620А .
По условию нагрева и протекании максимально допустимого тока шины проходят:
Проверяем выбранные шины на термическую стойкость, сечение меньше выбранного: для шин, выполненных из алюминия допустимая температура нагрева при коротком замыкании 200 градусов, коэффициент .
Исходя из этого определяется минимально допустимое по нагреву сечение:
Определяем длину пролета , при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:
Сечение выбранных шин
Рис.5.5.1. Алюминиевые двухполосные шины .
Момент инерции для двухполосных шин, выполненных плашмя
Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет применять длину пролета, то есть расстояние между изоляторами до 6,3 м, что позволяет уменьшить количество изоляторов. Принимаем пролет 2 м. Расстояние между фазами
Применение двухполосных шин возможно при использовании прокладок между полосами, расстояние между прокладками шин расположенных плашмя:
Момент инерции для одной полосы:
Модуль упругости для алюминия марки АО и АДО
масса полосы для на один метр определяется по справочникам или по сечению и по плотности материала шин и по длине, плотность алюминия кг/с.
Принимаем длину шин 1 м, тогда масса полосы:
Принимаем расстояние между прокладками двух полос , тогда их количество в пролете:
принимаем
сила взаимодействия между полосами
где для двухполосных шин коэффициент формы
Тогда напряжение в материале полос:
где сопротивление в материале полос:
напряжение в материале шин от взаимодействия фаз равна:
где сопротивление в материале шин:
= =327,1 Мпа ,
Вывод: таким образом, алюминиевые жесткие шины прямоугольного сечения марки сплава АД0–2х1370 механически не прочны и не принимаются к установке.
Выбираются алюминиевые шины коробчатого сечения (профиль – швеллер) 2х1370 мм2
Рис.5.5.2. Алюминиевые шины коробчатого сечения.
|
Размеры, мм |
Поперечное сечение одной шины, мм2 |
Ток, А на две шины |
Момент сопротивления, |
|||||
|
a=h |
b |
с |
r |
алюминиевые |
Wx-x |
Wy-y |
Wy0-y0 2 короба |
|
|
125 |
55 |
6,5 |
10 |
1370 |
4640 |
50 |
9,5 |
100 |
Таблица 5.5.1. Параметры алюминиевой шины коробчатого сечения.
Проверка по допустимому току
Проверка по термической стойкости
Для шин, выполненных из алюминия допустимая температура нагрева при коротком замыкании 200 градусов, коэффициент .
Исходя из этого определяется минимально допустимое по нагреву сечение:
По механической прочности:
Шины расположены горизонтально, швеллеры жестко закреплены. Расстояние между фазами a = 0,2 м, длина пролета между изоляторами l = 2 м.
Расчет механического напряжения шин:
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления W=Wy0-y0 = 100 см3 (значение взято из каталога выбранной шины коробчатого сечения).
Если отсутствует сварной шов, то есть отсутствует жесткое соединение (шины соединены жестко только в местах крепления изолятора), то момент сопротивления W=2Wy0-y0. И последующий расчет:
Вывод: таким образом, алюминиевые жесткие шины коробчатого сечения марки сплава АД0–2х1370 механически прочны и со сварным швом, и без него. Принимаем к установке без сварного шва.
Выбор изоляторов 220 кВ
В распределительных устройствах токопроводы крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится: намечаем к выбору изолятор С4-950 I УХЛ, Т2.
По напряжению установки
По допустимой механической нагрузке
, где:
– сила, действующая на изолятор, H:
где: - коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе (=0,8 при расположении на ребро, =1 – при расположении плашмя).
– допустимая нагрузка на изолятор
– разрушающая нагрузка при действии на изгиб (справочные данные по изолятору).
Вывод: изолятор С4-950 I УХЛ, Т2 принимается к установке на стороне 220 кВ.
-
- Выбор изоляторов 10 кВ
В распределительных устройствах токопроводы крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится: намечаем к выбору изолятор И8-80 УХЛЗ
По напряжению установки
По допустимой механической нагрузке
, где:
– сила, действующая на изолятор, H:
где: - коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе (=0,8 при расположении на ребро, =1 – при расположении плашмя).
– допустимая нагрузка на изолятор
– разрушающая нагрузка при действии на изгиб (справочные данные по изолятору).
Вывод: изолятор И8-80 УХЛЗ принимается к установке на стороне 10 кВ.
- ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность персонала электроустановок, так как в цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.
-
- Выбор трансформатора тока на стороне 220 кВ
Намечаем к выбору: ТФЗМ 220Б-III У1; ХЛ
Вторичная нагрузка трансформатора тока:
|
Измерительный прибор |
Тип |
Нагрузка по фазам, ВА |
||
|
А |
В |
С |
||
|
Амперметр |
ЭА2258М |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Ваттметр |
ЦП8506 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Варметр |
ЦП8506 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Итого |
- |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
Таблица 6.1.1. Вторичная нагрузка трансформатора тока ВН.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому
;
где – сопротивление приборов; – сопротивление соединительных проводов; – переходное сопротивление контактов.
(при количестве приборов ≤ 3)
, где:
– номинальная нагрузка в классе точности 0,5 (справочные данные ТТ).
Сечение соединительных проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода (ρ = 0,0283 Ом⋅мм2 /м – провода с алюминиевыми жилами); – расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов. Для 3-фазного соединения для класса напряжения 220 кВ.
По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2:
Термическая стойкость:
Выбор ТТ сводится в таблицу:
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Паспортные данные |
|
220 кВ |
220 кВ |
|
|
270 А |
600 А |
|
|
19 кА |
50 кА |
|
|
4,61 |
1152 |
|
|
0,81 Ом |
1,2 Ом |
Таблица 6.1.2. Окончательный выбор ТТ ВН.
Вывод: ТФЗМ 220Б-III У1; ХЛ принимается к установке на стороне ВН.
-
- Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ
- Выбор ТТ вводного выключателя
- Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ
Намечаем к выбору: ТШЛ-СЭЩ-10. Вторичная нагрузка трансформатора тока вводного выключателя:
|
Измерительный прибор |
Тип |
Нагрузка по фазам, ВА |
||
|
А |
В |
С |
||
|
Амперметр |
ЭА2258М |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Ваттметр |
ЦП8506 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
Варметр |
ЦП8506 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И672 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
Итого |
- |
6,5 |
5,5 |
6,5 |
Таблица 6.2.1.1. Вторичная нагрузка трансформатора тока НН вводного выключателя.
(при количестве приборов больше 3)
Для 2-фазного соединения для класса напряжения 10 кВ.
По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2:
Термическая стойкость:
Выбор ТТ сводится в таблицу:
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Паспортные данные |
|
10 кВ |
10 кВ |
|
|
1,985 кА |
4 кА |
|
|
36,5 кА |
128 кА |
|
|
16,13 |
3675 |
|
|
0,434 Ом |
0,8 Ом |
Таблица 6.2.1.2. Окончательный выбор ТТ НН вводного выключателя.
Вывод: ТШЛ-СЭЩ-10 принимается к установке на вводном выключателе НН.
-
-
- Выбор ТТ фидерного выключателя
-
Намечаем к выбору: ТЛ10-1 У3. Вторичная нагрузка трансформатора тока фидерного выключателя:
|
Измерительный прибор |
Тип |
Нагрузка по фазам, ВА |
||
|
А |
В |
С |
||
|
Амперметр |
ЭА2258М |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И676 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
Итого |
- |
5,5 |
5,5 |
5,5 |
Таблица 6.2.2.1. Вторичная нагрузка трансформатора тока НН фидерного выключателя.
(при количестве приборов менее 3)
Для 3-фазного соединения для класса напряжения 10 кВ.
По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2:
Термическая стойкость:
Выбор ТТ сводится в таблицу:
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Паспортные данные |
|
10 кВ |
10 кВ |
|
|
744 А |
800 А |
|
|
36,5 кА |
128 кА |
|
|
16,13 |
400 |
|
|
0,312 Ом |
0,4 Ом |
Таблица 6.2.2.2. Окончательный выбор ТТ НН фидерного выключателя.
Вывод: ТЛ10-1-У3 принимается к установке на фидерном выключателе НН.
-
- Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ:
|
Измерительный прибор |
Тип |
Мощность одной обмотки ВА |
Число катушек |
|
|
Число приборов |
Общая потребляемая мощность
|
|
|
Р, Вт |
Q, Вар |
|||||||
|
Вольтметр |
ЭВ2259М |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
|
|
Вольтметр |
ЭВ2259М |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
|
|
Ваттметр |
ЦП8506 |
0,25 |
1 |
1 |
0 |
2 |
0,5 |
|
|
Варметр |
ЦП8506 |
0,25 |
1 |
0 |
1 |
2 |
0,5 |
0,5 |
|
Счётчик |
СЭТ4ТМ |
3 |
3 |
0,43 |
0,9 |
2 |
5,6 |
10,8 |
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
18,6 |
15,8 |
Вторичная нагрузка ТН ВН:
Таблица 6.3.1. Вторичная нагрузка ТН ВН.
Намечаем к выбору: НКФ – 220-58У1
Выбор ТН ВН:
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
ТН НКФ – 220-58У1 |
|
Класс точности |
0,5 |
0,5 |
|
220 кВ |
220 кВ |
|
|
24,4 ВА |
400 ВА |
Таблица 6.3.2. Выбор ТН ВН.
Вывод: НКФ – 220-58У1 принимается к установке на стороне ВН.
-
- Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ
Вторичная нагрузка ТН НН:
|
Измерительный прибор |
Тип |
Мощность одной обмотки ВА |
Число катушек |
|
|
Число приборов |
Общая потребляемая мощность
|
|
|
Р, Вт |
Q, Вар |
|||||||
|
Вольтметр |
ЭВ2259М |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
|
|
Вольтметр |
ЭВ2259М |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
|
|
Ваттметр |
ЦП8506 |
0,25 |
1 |
1 |
0 |
2 |
0,5 |
|
|
Варметр |
ЦП8506 |
0,25 |
1 |
0 |
1 |
2 |
0,5 |
0,5 |
|
Счётчик |
СЭТ4ТМ |
3 |
3 |
0,43 |
0,9 |
2 |
5,6 |
10,8 |
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
18,6 |
15,8 |
Таблица 6.3.3. Вторичная нагрузка ТН НН.
Намечаем к выбору: 3НОЛ.06-10У3
Выбор ТН НН:
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
ТН НКФ – 220-58У1 |
|
Класс точности |
0,5 |
0,5 |
|
10 кВ |
10 кВ |
|
|
24,4 ВА |
75 ВА |
Таблица 6.3.4. Выбор ТН НН.
Вывод: 3НОЛ.06-10У3 принимается к установке на стороне НН.
-
- Выбор плавкого предохранителя для защиты ТН 10 кВ
Предохранитель для защиты трансформатора напряжения выбирается по классу напряжения. Выбираем предохранитель ПКН-001-10-У3 с .
- ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД:
Мощность, состав потребителей и схема питания собственных нужд подстанции зависят от типа подстанции, мощности трансформаторов, класса напряжения, конструктивного выполнения подстанции, способа обслуживания, типа оборудования и вида оперативного тока. Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения и так далее. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузке СН с учетом коэффициентов загрузки. В соответствии с “Нормами технологического проектирования подстанций” на всех двухтрансформаторных подстанциях 35–750 кВ устанавливается по два трансформатора собственных нужд. Схема подключения трансформаторов собственных нужд выбирается из условия надежного обеспечения питания ответственных потребителей. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.
|
Вид потребителя |
Установленная мощность |
cosϕ |
КСПРОСА |
Нагрузка |
||
|
Единичная мощность, кВт⋅шт |
Общая мощность, кВт |
Pполн, кВт |
Qполн, кВАр |
|||
|
Охлаждение трансформатора ТРДЦН-63000/220 |
- |
6 |
0,85 |
0,8 |
4,08 |
2,53 |
|
Освещение ОРУ 220 кВ |
- |
2 |
1 |
0,5 |
1 |
- |
|
Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, ОПУ |
- |
40 |
1 |
1 |
40 |
- |
|
Подогрев привода выключателей 220 кВ |
5х4 |
20 |
1 |
1 |
20 |
- |
|
Подогрев привода разъединителей 220 кВ |
0,6х14 |
8,4 |
1 |
1 |
8,4 |
- |
|
Аппаратура связи и телемеханики |
- |
1,5 |
1 |
1 |
1,5 |
- |
|
Постоянно включенные лампы и приборы |
- |
1 |
1 |
1 |
1 |
- |
|
Итого: |
- |
- |
- |
- |
75,98 |
2,53 |
Таблица 7.1. Нагрузки собственных нужд.
Охлаждение трансформатора ТРДЦН-63000/220:
Расчетная мощность ТСН:
Мощность трансформаторов собственных нужд при двух ТСН на подстанции со скрытым резервом:
где: KП =1,15 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки.
Вывод: выбираем два трансформатора собственных нужд ТСН-630/10, размещаемые на открытом воздухе на отдельной площадке.
- ГЛАВНАЯ СХЕМА ПОДСТАНЦИИ
Рис.8.1. Главная схема подстанции.
- ЛИНЕЙНАЯ ЯЧЕЙКА В РАЗРЕЗЕ
Рис.9.1. Линейная ячейка в разрезе.
Рис.9.2. Линейная ячейка.
|
Обозначение № |
Наименование |
Количество |
|
1 |
Портал |
1 |
|
2 |
Высокочастотный заградитель |
1 |
|
3 |
Конденсатор связи |
1 |
|
4 |
Линейный разъединитель |
2 |
|
5 |
Трансформатор тока |
1 |
|
6 |
Выключатель |
1 |
|
7 |
Шинный разъединитель |
1 |
|
8 |
Сборные шины трубчатого сечения |
2 |
|
9 |
Шинный разъединитель |
1 |
|
10 |
Трансформатор напряжения |
1 |
Таблица 9.1. Обозначение оборудования линейной ячейки.
- ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, в учебных целях, была спроектирована понизительная подстанция 220/10 кВ тупикового типа. Исходя из заданных графиков нагрузки и технико-экономического сопоставления были выбраны трансформаторы ТРДЦН-63000/220. Исходя из заданной схемы электрической сети и параметров, были рассчитаны токи короткого замыкания на шинах ВН и НН проектируемой подстанции. На основании рассчитанных токов короткого замыкания были выбраны: выключатели, разъединители, токопроводы, изоляторы, трансформаторы тока на 220кВ и 10кВ. Исходя из вторичной нагрузки (подключенных приборов) были выбраны трансформаторы напряжения 220 кВ и 10 кВ. Исходя из нагрузок собственных нужд были выбраны трансформаторы собственных нужд. Составлена главная схема подстанции с указанием всего выбранного оборудования.
- СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:
- Электрооборудование станций и подстанций Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин 2-е издание – М.: Энергия,1987г.
- Электрическая часть электростанций и подстанций Б.Н. Неклепаев 2-е издание – М.: Энергоатомиздат, 1986г.
- Электрическая часть электростанций и подстанций Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков М.: Энергоатомиздат, 1989г.