Проектирование электрических сетей (151940)

Посмотреть архив целиком

Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ


Данный дипломный проект состоит из пояснительной записки:

Страниц – 118, рисунков – 8, таблиц – 19, и графической части – 6 листов формата А1.

В пояснительной записке к дипломной работе представлены следующие разделы:

- развитие электрических сетей энергорайона "В". В этом разделе рассмотрено три варианта развития электрических сетей энергорайона "В", производится их технико-экономическое сравнение, и выбор лучшего из них;

- проектирование подстанции П25 110/10 кВ. В этом разделе произведён расчёт токов короткого замыкания и выбор основного оборудования;

- экономическое обоснование строительства новой подстанции. В этом разделе произведена оценка целесообразности вложения инвестиций в строительство новой подстанции П25;

- безопасность жизнедеятельности. В этом разделе произведён анализ опасных и негативных факторов на подстанции; произведен расчет искусственного освещения в помещении дежурного подстанции; произведен расчет заземляющего устройства подстанции; освещены меры обеспечения по пожарной безопасности; перечислены возможные ЧС на подстанции.


ВВЕДЕНИЕ


Важной особенностью развития ЭЭС является обеспечение надежного и бесперебойного питания потребителей. Бесперебойность электроснабжения воплощает в себе множество взаимозависимых составляющих: начиная от разработки и изготовления огромного количества разнотипного оборудования и аппаратуры, качества проектов, монтажа, наладки и до ввода в действие оборудования и доведения режима его работы до нормы.

Выбор типа, мощности, числа и мест размещения источников питания является сложной самостоятельной задачей проектирования. Эта задача решается с учетом влияния соответствующей электрической сети. Обычно уменьшение числа источников питания при снижении их стоимости приводит к утяжелению электрической сети и ее удорожанию. В некоторых случаях в связи с этим приходится вводить коррективы даже и при размещении потребителей электроэнергии.

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники, и технико-экономическое обоснование решений, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.

Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса вне стадийных проектных работ.

Проект развития электрических сетей выполняется в качестве самостоятельной работы, именуемой «Схемой развития электрической сети энергосистемы» (объединённой, районной, города, промышленного узла и др.), или как составная часть «Схемы развития энергосистемы».

В процессе проектирования осуществляется взаимный обмен информацией и увязка решений по развитию электрических сетей различных назначений и напряжений.

При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных этапах проектирования электрических сетей, указанные работы имеют следующее примерное содержание:

анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы, включающей её рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулирования напряжения, выявления узких мест в работе;

определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новых подстанций;

выбор расчётных режимов работы электростанций, и определение загрузки проектируемой электрической сети;

электрические расчёты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни; проверочные расчёты статической и динамической устойчивости параллельной работы электростанций, выявление основных требований к системной противоаварийной автоматике;

составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

расчёты токов короткого замыкания в проектируемой сети и установление требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка предложений по ограничению токов короткого замыкания;

сводные данные по намеченному объёму развития электрической сети натуральные и стоимостные показатели, очерёдность развития.


1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОРАЙОНА «В»


1.1 Методика проектирования развития электрической сети


Проектирование электрической сети – задача комплексная, предполагающая решение технических и экономических вопросов применительно к исходным данным, определяемым техническим заданием на разработку проекта.

В техническом задании на проектирование обычно приводятся мощности нагрузок с указанием состава потребителей по категориям их электроснабжения, наиболее характерные суточные графики нагрузок или время использования наибольшей нагрузки в году, вторичное напряжение подстанций, их расположение относительно друг друга и возможных источников питания, указания о возможных путях дальнейшего развития сети. В процессе проектирования, на основании исходных данных, имеющихся в техническом задании, выбирается: номинальное напряжение; рациональная схема сети; сечение проводов и кабелей линий, образующих сеть; определяется мощность и число трансформаторов или автотрансформаторов на подстанциях; разрабатываются схемы их электрических соединений; оценивается необходимость установки на подстанциях источников реактивной мощности и их наиболее экономичное размещение; определяются средства регулирования напряжения.

В настоящее время в практике проектирования электрических сетей применяется метод вариантного сопоставления на основе определения приведенных затрат. Предполагаемые варианты сооружения сети могут отличаться номинальным напряжением, конфигурацией схемы, иметь разную надежность электроснабжения потребителей в тех случаях, когда это возможно. Но должны быть технически осуществимы, а также удовлетворять требованиям. Только такие варианты сети подлежат дальнейшему экономическому анализу с целью выявления наиболее рационального из них, причем критерием для оценки наиболее целесообразного варианта является минимум приведенных затрат. Если же различие в приведенных затратах сопоставляемых вариантов лежит в пределах точности задания исходных данных, то для окончательного решения принимаются во внимание дополнительные характеристики вариантов, а именно: условия, эксплуатации сети, возможность ее дальнейшего развития, наличие среди вариантов сети с более высоким номинальным напряжением, необходимые средства регулирования напряжения. Наиболее простая возможность введения дополнительных средств автоматизации сети и многое другое. Технология проектирования предусматривает рассмотрение нескольких вариантов развития электрической сети и может быть представлена последовательностью следующих этапов.

Выбор схемы подстанции. При проектировании подстанции пред­варительно составляют схему ее электрических присоединений. Схемой электрических соединений называется чертеж, на котором показано соединение всех элементов установки, составляющие цепь передачи электрической энергии от источника к потребителю. При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений, требования к надежности присоединения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям электропередачи, возможности перспективного развития.

К схемам районных подстанций напряжением 110/35/10, 110/10 или 35/10 кВ предъявляют следующие требования:

схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки;

схема должна быть достаточно простой, надежной и удобной в эксплуатации,

содержать, по возможности, простые и дешёвые коммутационные аппараты;

число отходящих линий не должно превышать пяти-шести;

схема подстанции должна допускать ее развитие при дальнейшем росте нагрузок потребителей.

На подстанции должен быть предусмотрен учет отпущенной потребителям электрической энергии.

Выбор трансформаторов новой подстанции. На подстанциях высокое напряжение питающих линий понижается до более низкого напряжения, при котором электроэнергия распределяется потребителям. Поэтому основным оборудованием подстанции является силовой трансформатор (трансформаторы предназначены для повышения напряжения (на электростанциях), повышения и понижения напряжения при передаче и распределении электрической энергии потребителям). Кроме того, в состав подстанции входят распределительные устройства первичного и вторичного напряжения, устройства управления, сигнализации и защиты.

В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количеством номинальных напряжений. Однако, как правило, в обычных условиях на подстанциях предусмотрена установка двух трансформаторов. При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность каждого трансформатора на двух трансформаторной подстанции выбирают следующим образом:

Определяют


Sтр = (0,65 + 0,7)·Snc (1.1)


где Sтр - мощность одного трансформатора, МВА;

Snc - максимальная мощность, проходящая через оба трансформатора, МВ·А.

Мощность трансформаторов на подстанции в нормальных условиях обеспечивает питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. При выборе трансформаторов на проектируемой подстанции следует учитывать перегрузочную способность трансформаторов при работе в аварийном режиме.

Выбор сечений проводов новых линий электропередачи. Основными исходными данными для проектирования линии являются передаваемая мощность, дальность передачи, топографические, геологические и климатические условия в районе прохождения линии.

При проектировании учитываются также требования ПУЭ к конструктивным элементам воздушной линии для каждого режима работы, а также требования к линиям в зависимости от местностей с различной плотностью населения.

При расчете и выборе конструкций ВЛ учитывают климатические условия, определяющие воздействия на ВЛ ветра, температуры, атмо­сферных осадков, гололеда, грозы. Для линий различных напряжений предусмотрены различные расчетные климатические условия, то есть сочетания внешних атмосферных нагрузок (ветра и гололеда) на элементы линии.

При проектировании ВЛ делают расчет на механическую прочность, чтобы линия могла выдерживать перегрузки от ветра и гололеда но в то же время учитывают необходимость экономии и то обстоятельство, что наибольшие перегрузки случаются не каждый год.

Расстояние между опорами выбирают так, чтобы стоимость линии была наименьшей.

Для линий электропередачи в основном применяются сталеалюминевые провода марок АС, отличающиеся друг от друга различным отношением сечений алюминиевой и стальной частей.

По условию механической прочности на линиях выше 1000 В применяются исключительно многопроволочные провода.

Сечение проводов новых линий электропередач определяется по экономическим интервалам [3].

Проверка провода по длительной допустимой токовой нагрузке.

В условиях такой проверки максимальные рабочие токи линии сопоставляют с допустимыми токами на нагрев для проводников, выбранных предварительно по условиям экономической эффективности.

При выводе из строя одной цепи линии, по оставшейся в работе цепи должна передаваться прежняя мощность, то есть ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом:


Iр.m. = 2Iтах. (1.2)


Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме работы, если удовлетворяется условие:


Iр.m ≥1доп. (1.3)


1.1.1 Расчет режимов электрической сети

Режим энергосистемы в самом общем виде определяется как со­вокупность условий, в которых происходит процесс производства, пре­образования, распределения и потребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой большое число различных, но взаимосвязанных единством производственного процесса элементов, находящихся в том или ином состоянии, каждый из которых влияет на режим энергосистемы в целом.

Основной целью расчетов режимов при проектировании электрических сетей является определение их параметров, характеризующих условия в которых работают оборудование сетей и ее потребители, а также определение потерь напряжения. Результаты расчетов режимов сетей являются основой для оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемых режимов с точки зрения работы оборудования сети, а также выявления оптимальных условий энер­госнабжения потребителей.

Исходными данными при расчетах режимов электрической сети являются известные мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям от электростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основе которых составляется расчетная схема замещения.

Результаты расчетов режимов сетей являются основной документацией для выявления допустимости рассматриваемых режимов, оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, выявление наилучших условий функционирования систем.

Режим подстанции в основном определяется значениями суммарной активной и реактивной мощности, напряжением и частотой на сборных шинах подстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так и работой самой подстанции.

Расчеты режимов являются одним из самых распространенных и регулярно выполняемых расчетов при проектировании и эксплуатации электрических систем. При этом в качестве исходных данных в большинстве случаев используются:

схемы сети и параметры элементов;

активные и реактивные мощности нагрузок;

активные и реактивные мощности станций;

модуль и аргумент напряжения в одном из узлов, который называется базисным.

Режим энергосистемы задается по узловым точкам, основным параметрам системы. В разработку режима энергосистемы входит: обеспечение нормальных параметров частоты и напряжения, установление величины и характера ожидаемого потребления энергии и максимума нагрузки, распределение нагрузок между подстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности, установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режима энергосистемы, установление и проверка надежности схемы электрических соединений, расчеты для наиболее характерных периодов, потокораспределения их в энергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической и статической устойчивости и т.д.


1.1.2 Определение приведенных затрат

Расчёт приведенных народнохозяйственных затрат проводится в следующем порядке:

Определяют капиталовложения для рассматриваемого варианта развития электрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрических передач и подстанций сети:


К = Кл + Кпс (1.4)


Капитальные затраты с достаточной точностью можно определить с помощью укрупнённых показателей стоимости отдельных элементов электрической системы для средних условий строительства:


Кл = Куд · l , (1.5)


где Куд – стоимость 1 км линии [3];

l - длина линии, км.

Затраты на сооружение подстанции включают стоимость оборудования подстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей.


Кпс = Кяч + Ктр + Кпост , (1.6)


где Кячстоимость ячеек распределительных устройств [3];

Ктрстоимость трансформаторов [3];

Кпостпостоянная часть затрат [3],

Определяются ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:


И'=Илпс=(аалол)·Кл /100+(аапоп)·Кпс /100 (1.7)


где аал – амортизационные отчисления на линии электропередачи;

аолотчисления на обслуживание линий электропередачи;

аап – амортизационные отчисления на подстанции;

аоп – отчисления на обслуживание подстанций.

Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии:


Зпотэ'ΔЭ'+ Зэ''ΔЭ", (1.8)


где ΔЭ' – переменные потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, кВт·ч;

ΔЭ" – постоянные потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;

Зэ' – замыкающие затраты на переменные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;

Зэ'' – замыкающие затраты на постоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.

Переменные потери электрической энергии определяются:


ΔЭ'=τΣΔРмакс, (1.9)


где ΣΔРмакссуммарные переменные потери, активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путем суммирования двух параметров из распечатки результатов: "Суммарные потери по воздушным линиям и трансформаторам";

τ – время максимальных потерь. Находится по эмпирической формуле:


τ = (0,124 +Тнб /10000)2·8760 (1.10)


Постоянные потери электрической энергии определяются:


ΔЭ''=Тр ΣΔРхх, (1.11)


где ΣΔРххсуммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях не учитываются;

Тр - время работы трансформаторов в году. Тр обычно принимается равным 8760 часов.

Значения Зэ' Зэ '' определяются по графическим зависимостям [3].

Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:


И = И' + Зпот (1.12)


Приведенные затраты для различных вариантов развития определяются по выражению:


З=Ен·К+И, (1.13)


где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год (Ен=0,12).

После расчёта всех необходимых параметров подстанции при проектировании для каждого варианта развития сети, необходимо произвести сравнение технико-экономических показателей вариантов развития энергосети.

Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать следующим условиям сопоставимости:

варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;

все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;

развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и тот же период времени;

сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения;

все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности;

тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.


1.1.3 Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

Энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжение энергорайона одного из южных регионов РФ.

На балансе электрических сетей «В» находятся:

2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;

4 подстанций 220 кВ;

12 подстанции 110 кВ;

ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;

ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.

Карта-схема существующей сети с новым перспективным узлом потребления представлена в приложении А. Данные о перспективных нагрузках на конец пятого года в существующих узлах представлены в исходных данных для расчёта максимального режима электрической сети в программе RastrWin (см. приложение Б).


1.2 Варианты развития электрической сети


Рассмотрим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25 к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этом должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого качества.

На основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов по (1.1).


SП25=13МВ·А; tgφ =0,4.

Sтр= (0,65÷0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5÷9,1МВ·А


Выбираем два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника [3], приведены в таблице 1.1.


Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов новой подстанции

П/с

Тип

SНОМ,

МВ·А

Кол-во

UНОМ, кВ

UК,

%

ΔРКЗ,

кВт

ΔРХХ,

кВт

IХХ,

%

В

Н

П25

ТДН-10000/110

10

2

115

11

10,5

60

14

0,7


Произведём расчёт параметров трансформаторов на проектируемой подстанции П25 по следующим формулам:


r = ΔРКЗ ·UВном2·10-3/(n·Sном2); (1.14)

x =Uk·UВном2/(n·100·Sном); (1.15)

gТ = n·ΔPXX10-3/UВном2; (1.16)

bТ = n·ΔIXX ·Sном /(UВном2·100); (1.17)

r = 60·1152·10-3 = 3,97 Ом;

х = 10,5·1152(2·100·10) = 69,43 Ом;

g = 2·14·10-3/1152=2,12 мкСм;

b = 2·0,7·10/(1152·100) = 10,59 мкСм.


Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.


1.2.1 Технико-экономические показатели первого варианта развития сети


1.2.1.1 Схема электрических соединений

Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

Выбор осуществляется в соответствии с указаниями справочника [3], в зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети ΙΙΙ.

Опоры выбираем железобетонные.

Первый вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем одну двухцепную линию марки АС-240, протяженность которой составляет 28,8 км. Расчетные данные по линии электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 1.2.


Таблица 1.2 – Расчетные данные линии электропередачи

ЛЭП

Длина l, км

Число цепей

UНОМ,

кВ

Марка провода

r0, Ом/км

x0,

Ом/км

b0·10-6,

См/км

П8-П25

28,8

2

110

АС-240

0,12

0,405

2,81


Параметры новой линии определяются по формулам


rл = r0 l / n; (1.18)

xл = x0 l / n; (1.19)

bл = b0 l / n; (1.20)

rл = 0,12·28,8/2= 1,8 Ом;

хл = 0,405·28,8/2 = 5,6 Ом;

bл = 2,81·28,8·2 = 161,9 мкСм.


Рис.1.1. Фрагмент карты-схемы первого варианта развития электрической сети


Рис.1.2. Фрагмент схемы первого варианта развития электрической сети


Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ приме­нена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.2.

Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Информация об узлах и ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в приложении Б1.

По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчета приводится в приложении Б1.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новой линии электропередачи равны: для ЛЭП П8-П25 Iр = 79 А;

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС1-П3, так как в этом случае новая линия будет загружена максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС1-П3.

Распечатка результатов расчета послеаварийного режима приводится

в приложении А.

для ЛЭП П8-П25 Iр = 100 А;

Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп= 610A.

Как видно, Iдоп > Ip, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного первого варианта развития электрической сети.


1.2.1.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по первому варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра двухцепной линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110кВ 1575 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.


Кл = 1575 · 28,8 = 45 360 тыс. руб.


Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:


К = 45 360 тыс. руб.


Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):


И' = (2,4 + 0,4) · 45 360/100 = 1270,08 тыс. руб.


Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:


ΣΔРмакс = 13,76 + 1,56 = 15,32 МВт.


Продолжительность использования наибольшей нагрузки Tнб =5200ч.


τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.


Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):


ΔЭ' = 3633 · 15,32 · 103 = 55 657,56 · 103 кВт·ч.


Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):


ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.


Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ' и Зэ'' определяем по рис.8.1 [3]:


Зэ' = 134 коп/кВт·ч;

Зэ" = 110 коп/кВт·ч.

Зпот=134·55 657,56 ·103 + 110·10 599,6 ·103 = 86 240,69 тыс.руб.


Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)


И = 1270,08+ 86 240,69 = 87 510,77 тыс. руб.


По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:


З = 0,12 · 45 360 +87 510,77 = 92 953,97 тыс. руб.


1.2.2 Технико-экономические показатели второго варианта развития сети


1.2.2.1 Схема электрических соединений

Опоры выбираем железобетонные.

Второй вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8 и подстанции П15. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем две одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 36,3 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.3.


Таблица 1.3 - Расчетные данные новых линий электропередачи

ЛЭП

Длина l, км

Число

цепей

Uном,

кВ

Марка провода

r0,

Ом/км

x0,

Ом/км

b0 10-6,

См/км

П8-П25

28,8

1

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

П25-П15

36,3

1

110

АС-240

0,12

0,405

2,81


Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) - (1.20).


ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П15:

rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 36,3 = 4,4 Oм;

хл = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 · 36,3 = 14,7 Ом;

bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 36,3 = 102 мкСм.


Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ приме­нена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема второго варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.4.

Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и в первом варианте.


Рис.1.3. Фрагмент карты-схемы второго варианта развития электрической сети


Рис.1.4. Фрагмент схемы второго варианта развития электрической сети


В данных по ветвям параметры связи П8-П25 изменятся (одноцепная линия вместо двухцепной) и появится связь П25-П15. Остальные ветви останутся без изменений.

По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б2.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр = 59 А;

для ЛЭП П25-П15 Iр = 26 А.

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.

Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б2.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр= 405 А;

для ЛЭП П25-П15 Iр = 322 А.

Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.

Как видно, Iдоп > Iр, т.е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.

электрический подстанция сеть

1.2.2.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по второму варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.


Кл = 951,3 · ( 28,8 +36,3) = 61 929,63 тыс. руб.


Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:


К = 61 929,63 тыс. руб.


Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):


И' = (2,4 + 0,4) · 61 929,63/100 = 1734,03 тыс. руб.


Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:


ΣΔРмакс = 13,7+1,56 = 15,26 МВт.


Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб =5200ч.


τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.


Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):


ΔЭ' = 3633 · 15,26 · 103 = 55 439,58 103 кВт·ч.


Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):


ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.


Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ' и Зэ" определяем по рис.8.1 [3]:


Зэ' = 134 коп/кВт·ч;

Зэ' = 110 коп/кВт·ч.

Зпот = 134·55 439,58·103+110·10 599,6·103 = 85 948,6 тыс.руб.


Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)


И = 1734,03 + 85 948,6 = 87 682,63 тыс.руб.


По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:


З = 0,12·61 929,63 + 87 682,63 = 95 114,19 тыс. руб.


1.2.3 Технико-экономические показатели третьего варианта развития сети


1.2.3.1 Схема электрических соединений

Опоры выбираем железобетонные.

Третий вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25 путем подключения к подстанции П8 и подстанции П16. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем 2 одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 32,5 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.4.


Таблица 1.4 - Расчетные данные новых линий электропередачи

ЛЭП

Длина l, км

Число

цепей

Uном,

кВ

Марка провода

r0,

Ом/км

x0,

Ом/км

b0 10-6,

См/км

П8-П25

28,8

1

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

П25-П16

32,5

1

110

АС-240

0,12

0,405

2,81


Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) - (1.20):


ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П16:

rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 32,5 = 3,9 Oм;

хл = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 · 32,5 = 13,2 Ом;

bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 32,5 = 91,3 мкСм.


Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями цепях трансформаторов.

В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема третьего варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 1.6.


Рис.1.5. Фрагмент карты-схемы третьего варианта развития электрической сети


Рис.1.6. Фрагмент схемы третьего варианта развития электрической сети


Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

Расчетная схема третьего варианта в незначительной части отличается от схемы второго варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и во втором варианте.

В данных по ветвям вместо связи П25-П15 появится связь П25-П16. Остальные ветви останутся без изменений.

По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима третьего варианта развития сети. Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б3.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр = 52 А;

для ЛЭП П25-П16 Iр = 34 А.

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для выбранных сечений проводов.

Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связи ЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.

Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б3.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новым линиям электропередач равны:

для ЛЭП П8-П25 Iр = 475 А;

для ЛЭП П25-П16 Iр = 390 А.

Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.

Как видно, неравенства Iдоп>Iр выполняются, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.


1.2.3.2 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Определяем капитальные вложения по третьему варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.


Кл = 951,3 · (28,8 + 32,5) = 58 314,69 тыс.руб.


Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

Тип подстанции П16 предусматривает только два присоединения, поэтому её необходимо перевести к типу “одна секционированная с обходной системой шин с отделителями в цепях трансформаторов”[3]. Для этого на П16 нужно установить ещё три выключателя 110 кВ. определим затраты на установку выключателей:


Кпс = 3·2 205 = 6 615 тыс.руб.


Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:


К = 58 314,69 + 6 615 = 64 929,69 тыс.руб.


Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):


И' = [(2,4 + 0,4)·64 929,69+9,4·6 615] / 100 = 2 439,84 тыс. руб.


Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:


ΣΔРмакс = 13,67+1,56 = 15,23 МВт.


Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб =5200ч.


τ = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.


Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.9):


ΔЭ' = 3633 · 15,23 · 103 = 55 330,59 103 кВт·ч.


Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):


ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.


Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ' и Зэ" определяем по рис.8.1 [3]:


Зэ' = 134 коп/кВт·ч;

Зэ' = 110 коп/кВт·ч.

Зпот = 134·55 330,59 ·103 + 110·10 599,6·103 = 85 802,55 тыс.руб.


Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)


И = 2 439,84 + 85 802,55 = 88 242,39 тыс.руб.


По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по третьему варианту:


З = 0,12 · 58 314,69 + 88 242,39 = 95 240,15 тыс. руб.


1.2.4 Выбор наилучшего варианта развития электрической сети

Результаты технико-экономического сравнения вариантов сведены в таблице 1.5.

Как следует из табл. 1.5, более выгодным является первый вариант, так как 3I < ЗII < ЗIII, следовательно, выбираем первый вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчёты.


Таблица 1.5 - Результаты технико-экономических расчетов

Наименование затрат

Величина затрат, тыс.руб.

Вариант 1-й

Вариант 2-й

Вариант 3-й

Капитальные затраты

Стоимость сооружений ЛЭП

45 360

61 929,63

58 314,69

Стоимость установки выключателей

6 615

Итого

45 360

61 929,63

64 929,69

Ежегодные эксплуата-ционные издержки

Эксплуатационные издержки

1 270,08

1 734,03

2 439,84

Затраты на возмещение потерь

86 240,69

85 948,6

85 802,55

Итого

87 510,77

87 682,63

88 242,39

Приведенные затраты

92 953,97

95 114,19

95 240,15


2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ П25


2.1 Схема подстанции


Подстанция 110/10 кВ с диспетчерским названием П25 выполнена по заданию электрических сетей энергорайона "В".

В выбранном варианте развития электрической сети энергорайона предусмотрена установка двух трансформаторов типа ТДН-10000/110 мощностью 10000 КВ А каждый.

В соответствии со схемой развития энергосистемы подстанция 110/10 кВ П25 подключается к энергосистеме одной двухцепной ВЛ 110 кВ П8-П25.

Для обеспечения надежного питания присоединенных потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах, а так же для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала на подстанции П25 запроектировано строительство ОРУ 110 кВ по схеме мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. На напряжении 10 кВ - схема "одна одиночная секционированная выключателем система шин".

Оперативный ток на ПС - постоянный, напряжение 110В.

Для выбора аппаратуры на проектируемой подстанции необходимо произвести расчет токов короткого замыкания.


2.2 Расчет токов КЗ


2.2.1 Общие сведения

Коротким замыканием (КЗ) называют замыкание между фазами, а в сетях с заземленной нейтралью также замыкания одной или нескольких фаз на землю или на нулевой провод. В сетях с изолированной нейтралью замыкания одной из фаз называется простым замыканием. При этом виде повреждения ток в месте замыкания обусловлен главным образом емкостью фаз относительно земли и обычно не превышает 100 А.

Короткое замыкание сопровождается снижением напряжения в системе. Особенно низкое напряжение получается вблизи места короткого замыкания.

Различают металлические и дуговые КЗ. Если переходное сопротивление в месте КЗ мало, то имеет место металлическое КЗ; в противном случае говорят о дуговом КЗ. При напряжении выше 1кВ электрическая дуга практически не влияет на величину тока КЗ, а при напряжении до 1кВ дуга существенно ограничивает ток КЗ. Падение напряжения на дуге напряжением до 1кВ находится в пределах 50-200В. В трехфазной системе с изолированной нейтралью могут быть трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Двойным называется замыкание на землю разных фаз в различных точках сети. В сетях напряжением до 1кВ с глухозаземлённой нейтралью могут быть трехфазные, двухфазные, двухфазные на землю и однофазных КЗ. Трехфазное КЗ называют симметричным, так как сопротивление во всех фазах одинаковы. Остальные виды КЗ называют несимметричными. При симметричном КЗ в токах содержатся только составляющие прямой последовательности. При остальных видах КЗ в токах содержатся составляющие не только прямой, но и обратной последовательности. Соединение фазы с землей при заземленной нейтрали вызывает появление токов обратной и нулевой последовательностей.

Многолетняя аварийная статистика разных стран показывает, что в сетях с заземленными нейтралями наиболее частыми (65% от общего числа КЗ) являются однофазные. Наиболее редкими (5%) являются трехфазными КЗ. Однако при трехфазных КЗ ток короткого замыкания наиболее велик и создает наибольшие отрицательные последствия. Поэтому все расчеты ведут прежде всего по току трехфазного КЗ. Следует отметить также, что часто в процессе развития аварии первоначального вид КЗ переходит в другой вид.

Переход одного вида КЗ в другой чаще всего объясняется действием электрической дуги.

Причины возникновения КЗ разнообразны. В сетях напряжением 6-35 кВ первоначальными причинами часто являются нарушения изоляции оборудования, вызванные её старением, перенапряжением, низкой культурой эксплуатации, механическими повреждениями (например, повреждение кабеля при выполнении земляных работ, падении деревьев и др.). Имеют место случаи возникновения КЗ из-за прикосновения к токоведущим частям людей, животных, птиц и др. В сетях напряжением до 1кВ в последние годы часты случаи КЗ на воздушных линиях из-за набросов проводниковых материалов на проводах с целью хищения последних. Возникающий при этом ток КЗ отключается предохранителями, т.е. с проводов снимается напряжение, и снятие проводов становится безопасным.

Расчет токов короткого замыкания производится для:

1. Сопоставления и выбора наиболее рационального варианта построения схемы электроснабжения.

2. Определения условий работы потребителей при аварийных режимах.

3. Выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей и др.

4. Выбора средств ограничения токов короткого замыкания.

5. Определения влияния линий электропередач на линии проводной связи.

6. Проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

7. Проектирования защитного заземления.

8. Подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

9. Анализа происходящих аварий.

В современных электрических системах полный расчет токов короткого замыкания и учёт всех действительных условий очень сложен и практически невозможен. С другой стороны, требуемая точность расчёта зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов достаточно приближённого определения токов короткого замыкания, так как интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики.


2.2.2 Расчёт токов КЗ на шинах высокого напряжения подстанции П25

Для расчета токов короткого замыкания использовалась программа расчета нормальных и аварийных режимов с множественной продольно-поперечной несимметрией в электрической сети энергосистем с учетом нагрузки «RTKZ 2.03». В имеющийся расчётный файл всей энергосистемы рассматриваемого энергорайона были добавлены новые проектируемые элементы, параметры которых были определены в предыдущем разделе. Исключение составят сопротивления нулевой последовательности проектируемых линий, которые для одноцепных линий с заземлённым стальным тросом определяются по следующей формуле:


х= 3 · х, (2.1)


где х - сопротивление прямой последовательности линии (см. первый раздел).

Для ЛЭП П8-П25:


х= 3 · 5,6 = 16,8 Ом;


Распечатка результатов расчётов токов КЗ в точке К1, находящейся в узле 2501 приведена в приложении Д1.

Как видно из результатов расчётов, ток трёхфазного КЗ больше тока однофазного КЗ, следовательно, в дальнейших расчётах будем использовать только ток трёхфазного КЗ.

Сверхпереходной ток трёхфазного КЗ в точке К1 равен:


I'' = 4,764 кА.


Эквиваленные сопротивления системы для точки К1:


хΣк1 = 15,3 Ом; rΣк1 = 4,5 Ом.


Ударный ток КЗ определяется по следующей формуле:


iу = 2 · ку · I'', (2.2)


где кyударный коэффициент, определяется по следующей формуле:


ку = 1 + е -0,01/Ta, (2.3)


где Taпостоянная времени затухания апериодического тока, определяется по следующей формуле:


Ta = хΣк1 / ( 314 · rΣк1 ) (2.4)


Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ определяется по следующей формуле:


iаτ = λτ 2 · I'', (2.5)


где λτ - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется по следующей формуле:


λτ = e - τ / Ta , (2.6)


τ - момент времени расхождения контактов выключателя, определяемый по следующей формуле:


τ = tрз min + tсв , (2-7)


где tрз min - минимальное время действия РЗ, принятое равным 0,01 с. [4];

tce - собственное время отключения выключателя.

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ определяется по формуле:


Int = γt · I'', (2.8)


где γt - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ, определяемый по типовым кривым [4].

Для определения γt необходимо знать расчётное сопротивление, которое определяется по формуле:


xрасч = хΣк1 · SнΣ / U 2ср.н , (2.9)


где SнΣ - сумма номинальных мощностей всех генераторов, питающих точку КЗ;

U ср.нсреднее номинальное напряжение ступени КЗ.

Максимальное время существования КЗ определяется по формуле:


tоткл = tрз max + tов , (2.10)


где tрз maxмаксимальное время действия РЗ, принятое равным 0,1 с. [4];

tов – полное время отключения выключателя.

Определим ударный ток КЗ по (2.2)


Ta = 15,2969 / ( 314 · 4,53241 ) = 0,01075,

ку = 1 + е -0,01/0,01075 = 1,39446,

iу = 2 · 1,39446 · 4,764 = 9,3949 .


Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени τ по (2.5):


τ = 0,01+ 0,05 = 0,06с,

λτ = e – 0,06 / 0,01075 = 0,003767 ,

iаτ = 0,003767 2 · 4,764 = 25,3815,


Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени τ по (2.8):


xрасч = 15,2969 · 1 250 / 1152 = 4,09 ,

Int = 1 · 4,764 = 4,764 кА.


Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени tоткл по (2.8):


tоткл = 0,1 + 0,07 = 0,17c,

Int = 1 · 4,764 = 4,764 кА.


2.2.3 Расчет токов КЗ на шинах низкого напряжения подстанции П25

Для расчета токов короткого замыкания использовалась программа расчета нормальных и аварийных режимов с множественной продольно-поперечной несимметрией в электрической сети энергосистем с учетом нагрузки «RTKZ 2.03». В имеющийся расчётный файл всей энергосистемы рассматриваемого энергорайона были добавлены новые проектируемые элементы, параметры которых были определены в предыдущем разделе.

Распечатка результатов расчётов токов КЗ в точке К2, находящейся на шине 10 кВ, в узле 2501 приведена в приложении Д2.

Как видно из результатов расчётов, ток трёхфазного КЗ больше тока однофазного КЗ, следовательно, в дальнейших расчётах будем использовать только ток трёхфазного КЗ.

Сверхпереходной ток трёхфазного КЗ в точке К2 равен:

I'' = 8,162 кА.

Эквивалентные сопротивления системы для точки К2:


хΣк1 = 0,78 Ом; rΣк1 = 0,08 Ом.


Определим ударный ток КЗ по (2.2):


Ta = 0,783963 / ( 314 · 0,0811 ) = 0,0308,

ку = 1 + е -0,01/0,0308 = 1,7228,

iу = 2 · 1,7228 · 8,162 = 19,8855.


Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени τ по (2.5):


τ = 0,01 + 0,09 = 0,1с,

λτ = e – 0,1 / 0,0308 = 0,039 ,

iаτ = 0,039 2 · 8,162= 0,449.


Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени τ по (2.8):


xрасч = 0,783963 · 3538,25 / 10,5 2 = 25

Int = 1 · 8,162 = 8,162.


Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени tоткл по (2.8):


tоткл = 0,1 + 0,11 = 0,21c,

Int = 1 · 8,162 = 8,162.


2.3 Выбор электрических аппаратов на ОРУ 110 кВ


2.3.1 Выбор выключателей

Выбор выключателя производят:

- по номинальному напряжению:


UномQ UhРУ = 110 кВ; (2.10)


- по номинальному току:


Iр.ф. = 100А ≤ Iном , (2.11)


где Iр.ф. - максимальное значение тока, протекающего через подстанцию в послеаварийном режиме (см. приложение А1).

Примем к установке воздушный выключатель типа ВВБМ-110Б-31,5/2000У1 со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UнQ 110 кВ

Наибольшее рабочее напряжение Umax 126 кВ

Номинальный ток IhQ 2000 A

Номинальный ток отключения Iно 31,5кА

Нормированное содержание апериодической составляющей

тока кз βн 32%

Допустимая скорость восстанавливающегося 1,2

напряжения СВНдоп кВ/мкс

Наибольший пик предельного сквозного тока inc 102 кА

Действующее значение сквозного тока Inc 40 кА

Наибольший пик номинального тока включения iнв 90 кА

Действующее значение номинального тока включения 1нв 35 кА

Ток термической стойкости Imc 40 кА

Время термической стойкости tmc 3 с

Время отключения tвo 0,07 с

Собственное время отключения tсв 0,05 с

Проверка выключателя по режиму КЗ.

Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчётного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ, т.к. он самый большой. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую I и апериодическую iaτ составляющие тока КЗ в момент τ расхождения контактов выключателя:


τ = tрз min + tсв 0,01 + 0,05 = 0,06 c;

I = 4,764; i = 0,02538.


Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:


2 · Iно · (1 + βн% /100) > 2 · I + i ; (2.12)

2 · 31,5 · (1 + 32 /100) > 2 · 4,764+ 0,02538;

58,8 кА > 6,7627,


т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнение следующего условия:


Вк доп ≥ Вкрасч. (2.13)


Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя, Вк доп = 402 · 3 = 4800 кА2 · с.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ:


Bкп =[( I'' + I )/2]2 · τ + [( I + In.отк )/2]2 · ( tотк – τ ), (2.14)

Вкп = [(4,764+4,764)/2]2·0,06+[(4,764+4,764)/2]2·(0,17-0,06) = 3,858 кА2·с.

tотк =tРЗ тах + teo = 0,1 + 0,07 = 0,17 с,


где tРЗ max = 0,1 с – время действия резервных релейных защит.

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ равен:


Вка = (I'')2·Tаэ (2.15)

Вка = 4,7642 0,01075 = 0,244кА2 с,


где Tаэ – эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.


(2.16)


Учитывая, что Вк расч = Вкп + Вка выполним проверку на термическую стойкость:


Вк доп = 4800 > Вк расч = 3,858 + 0,244 = 4,102кА2 · с,


то условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ:


inc = 102кА > iy = 9,3949 кА;

Iпс = 40 кА > I'' = 4,764 кА,


т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчет производится по трёхфазному КЗ, т.к. ток при нем больше:


iнв = 90 кА > iy = 9,3949 кА.

Iнв = 35 кА > I'' = 4,764 кА;


Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН):


СВНдоп ≥ СВНрасч;

СВНрасч = к · I2/ (nocm · Iно ) = к · I2/[(nл - 1) · Iно ] (2.17)

СВНрасч = 0,2 · 4,7642 / (1 · 31,5) = 0,144кВ/мкс;

где пост = пл - 1 , если пл ≤ 3 ,

пост - пл - 2 , если пл ≥ 4 ,


пл – число линий, подключенных к сборным шинам данного напряжения;


СВНдоп = 1,2 кВ/мкс > СВНрасч = 0,144 кВ/мкс.


Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.2.1.


Таблица 2.1 - Параметры и расчетные величины выключателя.

Параметры выключателя

Соотношение

Расчетные величины для выбора выключателя

Uн = 110 кВ

=

UнРУ = 110 кВ

Iн = 2000 А

>

Iраб. форс = 501 А

Iно = 31,5 кА

>

I = 4,764 кА

2 Iно (1 + βн) = 58,8 кА

>

2 I + i = 6,7627 кА

Imc2 · tmc = 4800 кА2·с

>

Bк расч = 4,102 кА2·с

Inc = 40 кА

>

I'' = 4,764 кА

inc = 102 кА

>

iу = 9,3949 кА

Iнв = 35 кА

>

I'' = 4,764 кА

iнв = 90 кА

>

iу = 9,3949 кА

СВНдоп = 1,2 кВ/мкс

>

СВНрасч = 0,144 кВ/мкс


2.3.2 Выбор разъединителей

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции, по роду установки, а проверяют на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. Так как разъединитель в цепи генератора стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него такие же, как и для выключателя.

Выбираем разъединитель наружной установки типа РНДЗ-1-110/630 Т1. Его номинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.2,


Таблица 2.2 - Параметры и расчетные величины разъединителя.

Параметры разъединителя

Соотношение

Расчетные величины для выбора разъединителя

Uном = 110 кВ

UнРУ = 110 кВ

Iном = 630 А

>

Iраб.форс = 501 А

Imc2·tmc=31,52·4 = 3969 кА2·с

>

Bк расч = 4,102 кА2·с

inc = 80 кА

>

iу = 9,3949 кА


Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.


2.3.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с Q, то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для Q. Примем к установке трансформатор тока (ТТ) типа ТФЗМ110Б-1У1 с первичным номинальным током I = 600 А, вторичным номинальным током I = 5 А,с классом точности вторичных обмоток 05/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z = 1,2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.2.3.


Таблица 2.3 - Параметры и расчетные величины трансформатора тока

Параметры ТТ

Соотношение

Расчетные величины для выбора ТТ

Uн = 110 кB

=

UнРУ = 110 кВ

Iн = 600А

>

Iраб.форс = 501 A

z =1,2 Ом

>

z2pacч = 1,08 Ом

iдин = 100 кА

>

iy = 9,3949 кА

Вк доп =252·3=1875кА2·с

>

Вк расч =4,102 кА2·с


Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности: z z2pacч .Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по следующей формуле:


qк допρ · lpacч / ( z + rnprк ) , (2.18)


где z - номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);

rnp = Snp / I2 – сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

Snp – мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

rк – сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех rк = 0,1 Ом);

lpacч – расчетная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной его длины, но и от схемы соединения трансформаторов тока [4, с.374-375];

ρ – удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для алюминия ρ = 0,0283 Ом·мм2).

Результаты сведем в табл.2.4, а на ее основе определим


rnp = 5 / 52 = 0,2Ом,

qк доп =0,0283 100 / ( 1,2 – 0,2 – 0,1 ) = 3,14 мм2 .


Если сечение qк доп получается очень большим и не позволяет выбрать приемлемое сечение контрольного кабеля, то необходимо выбрать трансформатор тока с номинальным вторичным током I = 1 А.


Таблица 2.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип прибора

Нагрузка фазы, В·А

А

В

С

1

Амперметр

Э-335

0,5

2

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

3

Варметр

Д-335

0,5

0,5

4

Счетчик активной энергии

САЗ-4681

2,5

2,5

5

Счетчик реактивной энергии

СР4–4676

2,5

2,5


Snp ,В·А


4

5

3,5


Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2 . Определим сопротивление выбранного кабеля:


rкаб = ρ·lpacч / q =.0283·100 / 4 = 0,708 Oм, (2.19)


Определим вторичное расчетное сопротивление:


z2pacч = 0,421 + 0,6 + 0,1 =1,121 Ом.


Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.


2.3.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению Uн Uн уст

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами. ТН в ОРУ 110кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий, колонок синхронизации, обходного выключателя.

Подсчёт мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ = 0,38, a sinφ = 0,925.

Используя учебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим таблицу 2.5. для подсчета мощности.

Полная суммарная потребляемая мощность


S2Σ = P2 + Q2 = 98,842 +16,652 = 100,23В·А. (2.20)


Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-83У1 [2, с.336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S = 400 В·А, соединенные в группу


3·S = 1200 В·А > S = 100,23 В·А,


т.е. условие проверки по классу точности выполняется.


Таблица 2.5 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Место установки и перечень приборов

Число присоединений

Тип прибора

Sном обм, В·А

Число обмоток

cosφ

sinφ

Ощее число приборов

Р , Вт

Q , Вар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ЛЭП связи с

системой:

- ваттметр

- варметр

- счетчик

активной энергии

- ФИП

2



Д-335

Д-335


СА3-И681




1,5

1,5


2

3



2

2


2

1



1

1


0,38

1



0

0


0,92

0



2

2


2

2



6

6


3,04

6




4,7

2

Сборные шины:

- вольтметр

- вольтметр

регистрирующий

- ваттметр

регистрирующий

- частотомер

регистрирующий

- осциллограф

1


Э-335


Н-393


Н-395


Н-397



2


10


10


7

10


1


1


1


1

1


1


1


1


1

1


0


0


0


0

0


1


1


1


1

1


2


10


10


7

10





3

Приборы колонки

синхронизации:

- вольтметр

- частотомер

- синхроноскоп

1



Э-335

Э-326

Э-327



2

1

10



1

1

1



1

1

1



0

0

0



1

1

1



4

2

20



4

Обходной

выключатель:

- ваттметр

- варметр

- счетчик

активной энергии

- счетчик

реактивной энергии

- ФИП

1



Д-335

Д-335


СА4-И681


СР4-И676




1,5

1,5


2


3

3



2

2


2


2

1



1

1


0,38


0,38

1



0

0


0,92


0,92

0



1

1


1


1

1



3

3


1,52


2,28





3,7


5,55

5

Итого:








98,84

16,65


Выбор сечения контрольного кабеля во вторичных цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения, установленной ПУЭ, а именно:

- до расчетных счетчиков межсистемных линий электропередачи -0,25%;

- до расчетных счетчиков и датчиков мощности, используемых для ввода информации в вычислительные устройства - 0,5 %;

- до щитовых приборов и датчиков мощности, используемых для всех видов измерений - 1,5 %;

- до панелей защиты и автоматики - 3 %.

В целях упрощения расчетов потеря напряжения принимается равной падению напряжения. Тогда потеря линейного напряжения будет


ΔU = 3 · I· rnp (2.20)


где rnp - сопротивление контрольного кабеля.

Т.к. номинальное вторичное напряжение во вторичных цепях ТН составляет 100 В, то допустимая потеря напряжения в процентах равна допустимой потере в вольтах.

Учитывая, что цепи напряжения для защиты и измерительных приборов выполняются общими, сечения жил кабелей выбирают по условию обеспечения потери напряжения не более -1,5 В.

Если от этих же цепей питаются расчетные счетчики, то потеря линейного напряжения не должна превышать 0,5 В.

При значительном удалении щита релейной защиты и измерительных приборов от ТН во избежание чрезмерного завышения сечения жил кабелей целесообразно от шкафа ТН до счетчиков прокладывать отдельный кабель.

Для определения требуемого сечения жил кабеля при ΔUдоп вычисляется допустимое наибольшее сопротивление фазного провода:


rnp max = ΔUдоп / ( 3 ·Iн), (2.21)


или в цепи:


3U0 rnp max = ΔUдоп / (2·Iн ). (2.22)


Ток нагрузки для вторичных цепей основных обмоток ТН:


Iн = 3 · S'2Σ / Uном, (2.23)


где S'2Σ - суммарное потребление нагрузки цепи, приведенное к напряжению 100 В


S'2Σ = (Uрасч /U)2· S2Σ (2.24)


Нагрузка основных обмоток ТН, подключенных к сборным шинам 35 кВ и выше, принимается равной мощности ТН в классе точности 1, на линии 330-750 кВ определяется по потреблению устанавливаемых устройств защиты, автоматики и измерений.

Выбираем контрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и от ввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов, установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).


Iн = 3 · 100,23/ 100 = 1,736 А;

rnp max = 0,5 / ( 3 · 1,736 ) = 0,166 Ом.


Принимая сопротивление одной жилы кабеля в фазе rnp ≤ 0,083 Ом и для Alγ = 34,5 м/(Ом·мм2) определяем сечение жилы кабеля:


q = l / ( γ·r ) = 150 / ( 34,5·0,166 ) = 26,19 мм2 (2.25)


Выбираем кабель 3х30 + 1х25 мм2.

Действительное сопротивление его жил:


rnp = 150 / ( 34,5·30 ) = 0,145 Ом,

rо.np = 150 / ( 34,5·25 ) = 0,185 Ом.

ΔU = 3·I·rnp = 3·1,736·0,145 = 0,436 B <ΔUдоп = 0,5 В,


значит сечение выбрано верно.


2.4 Выбор электрических аппаратов на ЗРУ 10 кВ


2.4.1 Выбор выключателей

Выбор выключателя производим по (2.10) и (2.11):

- по номинальному напряжению:


UномQ UhРУ = 10 кВ;


- по номинальному току:


Iр.ф.Iном ,

где Iр.ф. = 1,4·Sнт / ( 3·UнРУ ) = 1,4·10 / ( 3·10 ) = 0,808 кА. (2.26)


здесь Sнт - номинальная мощность трансформатора.

1,4 - коэффициент запаса [4].

Примем к установке маломасляный выключатель типа ВПМ-10-20/1000УЗ со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UнQ 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение Uмах 12 кВ

Номинальный ток IнQ 1000 А

Номинальный ток отключения Iно 20 кА

Наибольший пик предельного сквозного тока inc 52 кА

Действующее значение сквозного тока Inc 20 кА

Наибольший пик номинального тока включения iнв 52 кА

Действующее значение номинального тока включения Iнв 20 кА

Ток термической стойкости Imc 20 кА

Время термической стойкости tmc 4 с

Время отключения tвo 0,11 с

Собственное время отключения tсв 0,09 с

Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчётного для этой проверки примем ток трехфазного КЗ, т.к. он самый большой. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую I и апериодическую i составляющие тока КЗ в момент τ расхождения контактов выключателя:


τ = tрз min + tсв 0,01 + 0,09 = 0,1 c,

I = 8,162 , i = 0,449.


Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя по (2.12):


2 · 20 · (1 + 20 /100) ≥ 2 · 8,162 + 0,449;

34кА>11,99,


т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнение условия:


Вк доп ≥ Вкрасч.


Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя Вк доп = 202 · 4 = 1600 кА2 · с.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ по (2.14)


Вкп = [(8,162 +8,162)]2·0,06+[(8,162 +8,162)]=3,858 кА2·с.

tотк =tРЗ тах + teo = 0,1 + 0,07 = 0,17 с,


Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ по (2.15)


Вка = 8,1622 · 0,0308 = 2,052 кА2·с


Учитывая, что Вкрасч = Вкп + Вка. выполним проверку на термическую стойкость:


Вк доп = 1600 > Вкрасч = 13,33 + 2,052 = 15,382 кА2·с,


т.е. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчёт производится при трехфазном КЗ:


inc = 52кА > iy = 19,8855 кА;

Iпс = 20 кА > I'' = 8,162 кА,


т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчёт производится по трехфазному КЗ, т.к. ток при нем больше:


iнв = 52 кА > iy = 19,886 кА.

Iнв = 20 кА > I'' = 8,162 кА;


т.е. условия проверки выполнены.

Условие проверки на включающую способность выключателя выполняется.

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.2.6.


Таблица 2.6 - Параметры и расчетные величины выключателя.

Параметры выключател

Соотношение

Расчетные величины для выбора выключателя

Uн = 10 кВ

=

UнРУ = 10 кВ

Iн = 1000 А

>

Iраб. форс = 808 А

Iно = 20 кА

>

I = 8,162 кА

2 Iно (1 + βн) = 34 кА

>

2 I + i = 11,99 кА

Imc2 · tmc = 1600 кА2·с

>

Bк расч = 15,382 кА2·с

Inc = 20 кА

>

I'' = 8,162 кА

inc = 52 кА

>

iу = 19,886 кА

Iнв = 20 кА

>

I'' = 8,162 кА

iнв = 52 кА

>

iу = 19,886 кА

СВНдоп = 1,2 кВ/мкс

>

СВНрасч = 0,144 кВ/мкс


2.4.2 Выбор разъединителей

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции, по роду установки, а проверяют на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. Так как разъединитель в цепи генератора стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него такие же, как и для выключателя.

Выбираем разъединитель наружной установки типа РВ-10/1000УЗ. Его номинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.7.


Таблица 2.7 - Параметры и расчетные величины разъединителя

Параметры разъединителя

Соотношение

Расчетные величины для выбора разъединителя

Uhom=10 kB

UнРУ = 10 кВ

Iном = 1000 А

>

Iраб.форс = 808 А

Imc2 · tmc = 402 · 4 = 6400кА2·с

>

Вкрасч = 5,382 кА2 с

inc = 100 кА

>

iy = 19,886 кА


Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.


2.4.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с Q, то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для Q. Примем к установке трансформатор тока (ТТ) типа ТШЛП-10-УЗ с первичным номинальным током I= 1000 А, вторичным номинальным током I = 5 А, с классом точности вторичных обмоток 05/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z2n = 1,2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.2.8.


Таблица 2.8 - Параметры и расчетные величины трансформатора тока

Параметры ТТ

Соотношение

Расчетные величины для выбора ТТ

Uh=10 kB

=

UнРУ = 10 кВ

Iн = 1000 А

>

Iраб.форс = 808 А

z=1,2 Ом

>

Z2расч = 1,121 Ом

Iдин = 100 кА

>

iy = 19,886 кА.

Вк доп = 352·3 = 3675 кА2·с

>

Вкрасч = 15,382 кА2·с


Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности: z z2pacч .Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по (2.18):


rnp = 15 / 52 = 0,6Ом,

qк доп =0,0283 50 / ( 1,2 + 0,6 – 0,1 ) = 1,3 мм2 .


Таблица 2.9 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип прибора

Нагрузка фазы, В·А

А

В

С

1

Амперметр

Э-335

0,5

2

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

3

Варметр

Д-335

0,5

0,5

4

Счетчик активной энергии

САЗ-И681

2,5

2,5

5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И676

2,5

2,5

6

Регистрирующий ваттметр

Н-395

10

10

7

Регистрирующий амперметр

Н-395

10

8

Snp ,В·А


14

15

13,5


Примем к установке кабель КВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2 . Определим сопротивление выбранного кабеля по (2.19):


rкаб = 0283·50 / 2,5 = 0,421 Oм,


Определим вторичное расчетное сопротивление:


z2pacч = 0,421 + 0,6 + 0,1 =1,121 Ом.


Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.


2.4.4 Выбор трансформаторов напряжения


Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению Uн Uн уст

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами. ТН в ЗРУ 10 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий, колонок синхронизации, обходного выключателя.

Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ = 0,38, a sinφ = 0,925.

Используя учебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим табл.2.10. для подсчета мощности.

Полная суммарная потребляемая мощность по (2.20):


S2Σ = P2 + Q2 = 98,842 +16,652 = 127,12 В·А.


Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа ЗНОМ-10-83У2 [2, с.336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S = 75 В·А, соединенные в группу


3S = 225В·А > S = 127,12 В·А,


т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Выбираем контрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и от ввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов, установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).

Ток нагрузки для вторичных цепей основных обмоток ТН по (2.23):


Iн = 3 · 127,12/ 100 = 2,19 А;


Таблица 2.10 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Место установки и перечень приборов

Число присоединений

Тип прибора

Sном обм, В·А

Число обмоток

cosφ

sinφ

Ощее число приборов

Р , Вт

Q , Вар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Тупиковые ЛЭП:

- ваттметр

- варметр

- ФИП

- счетчик

активной энергии

- счетчик

реактивной энергии

6


Д-335

Д-335



СА4-И681


СР4-И676


1,5

1,5

3


2


3


2

2

1


2


2


1

1

1


0,38


0,38


0

0

0


0,92


0,92


6

6

6


6


6


21

21

21


10,64


15,96



25,76


38,64

2

- вольтметр

регистрирующий

- ваттметр

регистрирующий

1


Н-393


Н-395


10


10


1


1


1


1


0


0


1


1


10


10



3

Итого:








109,6

64,4


Допустимое наибольшее сопротивление фазного провода по (2.21):


rnp max = 0,5 / ( 3 · 2,19 ) = 0,132 Ом.


Принимая сопротивление одной жилы кабеля в фазе rnp ≤ 0,083 Ом и для Alγ = 34,5 м/(Ом·мм2) определяем сечение жилы кабеля по (2.25):


q = 150 / ( 34,5·0,083 ) = 17,46 мм2


Выбираем кабель 3 х60 + 1 х 20 мм2.

Действительное сопротивление его жил:


rnp = 50 / ( 34,5·60 ) = 0,024 Ом,

rо.np = 50 / ( 34,5·20 ) = 0,072 Ом.

ΔU = 3·I·rnp = 3·2,19·0,024 = 0,091 B <ΔUдоп = 0,5 В,


значит сечение выбрано верно.


2.5 Выбор токоведущих частей


2.5.1 Выбор гибких шин для ОРУ 110 кВ

Выбор сечения гибких шин производят по экономической плотности тока:


qэк = Iраб / jэк , (2.27)


где Iраб - длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок),A;

j эк - нормированная экономическая плотность тока, А/мм2(табл.4.1 [4]).

Как видно из результатов расчёта максимального режима, через шины ОРУ 110 кВ будет протекать ток Iраб = 390 А (см. приложение В).


qэк = 362 / 1 = 362 мм2.


Учитывая, что гибкие шины будут расположены в РУ открытого типа выберем по справочнику [2, с.428-430. табл.7.35] для каждой фазы шин сталеалюминиевые провода АС-400 с номинальным сечением 400 мм2, наружным диаметром d=27,8мм, допустимым током Iдоп=835А.

Осуществим проверку проводов.

Проверка провода по длительно допустимому току. Осуществляется из условия нагрева:


Iраб. максIдл.доп , (2.28)


где Iрабмакс берем из результатов послеаварийного расчёта (см. приложение В).


Iраб. макс = 501 A ≤ Iдл.доп = 835 A.


Проверка на термическую стойкость при КЗ. Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ θок и допустимой температурой θодоп [2, с. 17] (для сталеалюминиевых проводов это 200° С).

Для вычисления θок предварительно определим начальную температуру проводов:


θон = θоср + ( θодл.доп θоср.н )·(Iнаиб / Iдоп)2 , (2.29)

θон = 30° + ( 70° - 25°)·(501 / 835)2 = 46,2°С


где θоср - температура воздуха (зададим θ0ср = 30°С);

θоср.н - нормированная температура воздуха (25°);

θодл.доп - допустимая температура проводов в длительном режиме (70°).

Зная θон и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников (кривая 4 на рис.1.1 справочника [2, с.19]) определим начальное значение удельного теплового импульса Ан = 0,4·104 А2/мм4 .

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:


Ак = Ак + Вк расч / q2 (2.30)

Ак = 0,4·104 + 4,102·106 / 3942 = 0,41·104 A·c / мм4


Здесь q = 394 мм2 - сечение провода АС-400 по алюминию;

Вк расч = 4,102 кА2·с - расчетный тепловой импульс от протекания

полного тока трехфазного КЗ на шинах (рассчитывался при проверке Q).

Зная Ак , по той же кривой определим конечную температуру

Qк = 48° < 200° = Qодоп . Таким образом, провода шин ОРУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз шин ОРУ 110 кВ на схлестывание. T. к. в нашем примере ток трехфазного КЗ на шинах менее 20 кА [4, с.233-235], I'' = 4,764 кА, то проверка на схлестывание не производится.

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию. Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщеплен на несколько проводов, а ударный ток трехфазного КЗ i(3)у≥50кА. Проверка сводится к определению расстояния между дистанционными распорками, которые закрепляют провода в фазе. В нашем случае эта проверка не нужна, т.к. фазные провода сборных шин не Расщеплены.

Проверка по условиям коронного разряда. В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов шин ОРУ 110 кВ больше минимально допустимого по условию коронирования [2, табл.1.18, с.20]. В противном случае проверку можно произвести, используя методику, описанную в учебнике [4, с.236-238].


2.5.2 Выбор ошиновки линии

Выбор сечения производится по экономической плотности qэк, по формуле (2.27):


qэк = 362 / 1 = 362 мм2.


Выбираем для ошиновки сталеалюминиевый провод АС-400 с номинальным сечением 400 мм2, наружным диаметром d=27,8 мм, допустимым током Iдл.доп = 835 А.

Осуществим проверку проводов.

Проверка провода по длительно допустимому току. Осуществляется по (2.28):


Iраб. макс = 501 AIдл.доп = 835 A.


где Iраб. макс берем из результатов послеаварийного расчёта (см. приложение Д).

Так как при проверке ошиновки линии и гибких шин ОРУ 110 кВ Iраб. макс одинаковы, и выбранные провода тоже одинаковые, то выбранный Для ошиновки провод заведомо проходит проверку на термическую стойкость, схлестывание и коронирование.


2.5.3 Выбор жёстких шин для ЗРУ 10 кВ

Выбор сечения жёстких шин производят по допустимому току по (2.28).

Принимаем алюминиевые однополосные шины 60x6 мм, с шириной полосы h=60мм, и толщиной шины b=6мм, сечением 360 мм2.


Iраб. макс = 808 A ≤ Iдл.доп = 870 A.

где Iраб. макс = Iр.ф. = 0,808 A.


Осуществим проверку шин.

Проверка на термическую стойкость при КЗ. Проверка производится по сравнению выбранного сечения, с минимально допустимым сечением для термической стойкости.


qмин = Вк / С , (2.31)


где С - коэффициент, принимаемый по табл. 3.12 [4];

Вк = 15,382 кA2·с - расчетный тепловой импульс от протекания полного тока трехфазного КЗ на шинах (рассчитывался при проверке Q).


qмин = 15,382·106 / 88 ≤ 360 мм2


Таким образом, выбранные шины термически устойчивы.

Проверка проводов фаз шин ОРУ 110 кВ на схлестывание. Т.к. в нашем примере ток трехфазного КЗ на шинах менее 20 кА [4, с.233-235], I'' = 4,764 кА, то проверка на схлестывание не производится.

Проверка шин на механическую прочность. Наибольшее удельное Усилие при трёхфазном к.з. шин, Н/м, определяется по формуле:


f = 3·10-7· кф · iу2 / а (2.32)


где кф - коэффициент формы, кф =1;

а - расстояние между фазами, а=1,5м.


f = 3·10-7· 1 · 19,8862 / 1,5 = 45,66 Н/м.


Изгибающий момент определяется по формуле:


M = f · l2 / 10 , (2.33)


где l - длина пролёта, т.е. расстояние между опорными изоляторами, l = 2м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:


σрасч = М / W, (2.34)


где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, определяемый по формуле:


W = b·h2 / 6, (2.35)

W = 6·602 / 6 = 0,6 см ,

σрасч = 18,26 / 0,6 = 30,4 МПа.


Для алюминиевых шин допустимое механическое напряжение σдоп = 70МПа.

Как видно из сравнения, σрасч < σдоп , значит шины механически прочны.


2.5.4 Выбор изоляторов

Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

- по номинальному напряжению установки:


Uном ≥ Uуст = 10 кВ; (2.36)


- по номинальному току:


Fрасч ≤ Fдоп (2.37)


где Fрасч - сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора,

Fдоп = 0,6·Fразр

где Fразр - разрушающая нагрузка при действии на изгиб (табл. ГО-4 [4]).


Fрасч = 3 · ( iу2 / а )·l·kh·10-7 = f l kh, (2.37)


где kh - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена «на ребро».


kh = ( Hиз + b/2 ) / Низ, (2.38)

kh = ( 120 + 6/2 ) / 120 = 1,025,

Fрасч = 45,66·2·1,025 = 93,6 Н.


Таким образом, принимаем к установке изоляторы типа ИО-10-3,75 УЗ со следующими параметрами:

Номинальное напряжение Uн 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение Uмах 12 кВ

Напряжение испытательное грозового импульса 80 кВ

Минимальная разрушающая сила на изгиб Fразр 3,75кН

Высота изолятора Низ 120 мм


3. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА НОВОЙ ПОДСТАНЦИИ 110/10 КВ


3.1 Капитальные вложения


Капитальные вложения в строительство ПС


КПС =82,254 млн. руб.


Капитальные вложения на отвод земли для ПС и ВЛ, на устройства РЗ ВЛ, связь, телемеханику, ПА и АСКУЭ приняты в расчете ориентировочно в размере 10 % от приведенных выше затрат.

С учетом этого, общие капитальные вложения:


К = 1,182,254=90,4794 млн. руб.


3.2 Годовые эксплуатационные расходы


Годовые эксплуатационные расходы И включают амортизационные отчисления Иа и затраты на обслуживание и ремонт Иобс

Амортизационные отчисления определены по нормам амортизации для подстанций (4,4 %):


Иа = 0,044 · 90,4794 =3,981 млн. руб.


Затраты на обслуживание и ремонт определены укрупненно (4,9 % от капитальных вложений):


Иобс = 0,049 · 90,4794 = 4,4334 млн. руб.


Таким образом, годовые эксплуатационные расходы:


И = 3,981 +4,4334 = 8,4144 млн. руб.


3.3 Результаты строительства новой подстанции 110/10 кВ


Стоимостная оценка результатов строительства новой подстанции выражается в увеличении дохода от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии:


Ор = Т(jW - W)+П, (3.1)


где Т – средневзвешенный тариф на электроэнергию, 1,93 руб./ кВт·.;

jдоля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрические сети ( j = 0,3);

Wдополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, тыс. кВт·ч;

W – изменение потерь, тыс. кВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5 % );

П – увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов.

Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Тmax:


W = Р