Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 27
|
Дипломный проект "Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей". В проекте проведен анализ мощности, категорийности и места расположения потребителей электроэнергии. Выбран оптимальный вариант схемы подстанции, числа и мощности трансформаторов, обеспечивающих необходимую надежность электроснабжения. Предложенная схема подстанции (ПС) "Приморская" рассчитан на снижение затрат при монтаже без ущерба надежности. Все выбранное оборудование проверено на устойчивость к током КЗ, а также для защиты силового оборудования и трансформаторов, рассчитана релейная защита с учетом токов в отходящих линиях. Дополнительно разработана защита оборудования от атмосферных перенапряжений с расчетом контура заземления. В дипломном проекте –Электроснабжение судостроительного завода « Море «, произведена разработка системы управления коммутацией резервного трансформатора, при изменении технологического процесса и вводе спец.оборудования. Так при одинаковом сроке окупаемости капитальные затраты снижены на 220 тыс. грн. Введение Изменение экономических отношений в народном хозяйстве и промышленности повлияли на потребление электрической энергии. Часть крупных предприятий свернули производство или сократили мощности, что привело к необходимости перемещения питающего центра к развивающимся или более мощным потребителем с целью снижения потерь электроэнергии. Создание новой ПС в восточной части Феодосийского района электрических сетей должно повысить надежность электроснабжения потребителей. Благоприятные природные условия и ландшафт позволяют создать резервные источники электроэнергии , что в свою очередь также должно повысить надежность. Все изложенные выше задачи решаются в данном проекте. 1. Анализ производственно-хозяйственной деятельности и требования к электроснабжающим сетям 1.1 Географо-экономическое положение объекта Требования научно-технического процесса диктуют необходимость совершенствования промышленной электротехники, создание экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, развитие электросетей и электрооборудования автоматизированного электропривода и систем управления. В настоящее время в процессе проектирования систем электроснабжения уделяют особое внимание энергосберегающим технологиям и нетрадиционным методам генерирования электроэнергии. Тенденции создания на Украине энергорынка также выдвинули на первое место прогнозирование, при проектировании систем электроснабжения, снижения на эксплуатацию и технологических потерь при передачи электроэнергии к потребителю. Феодосийский район электрических сетей входят в состав ОАО Феодосийские Электрические Сети и расположен на восточном побережье Крымского полуострова. Восточное побережье Крыма относится к ІІІ району по толщине стенки гололеда и к IV району по скоростному напору ветра. Среднегодовая температура составляет для Феодосийского района +5°. Настоящий проект разработан с учетом изменения потребности в электроэнергии смещением центра нагрузки. Проектирование ПС Приморская рассчитано на обеспечение надежного электроснабжения сельхозпотребителей, а также промышленных и бытовых потребителей с максимальным использованием уже существующих линий 110 и 10 кВ. Устройство подстанции в центре сформировавшихся нагрузок удовлетворит требованиям необходимой степени надежности питания электроприемников, снижение затрат на эксплуатацию и снижение потерь электроэнергии. 1.2 Анализ существующей схемы электроснабжения Промышленные сети не могут быть экономично и надежно решены без учета источников электроэнергии – подстанций. Поэтому, все вопросы, связанные с проектированием подстанций входят в раздел электроснабжения. Без увязки требования сетей к электроснабжению правильно решить вопросы выбора мощности трансформаторов невозможно. Необходимо учитывать особенности и режимы работы той отрасли промышленности, для которой проектируются сети. Таблица 1. - Характеристика ТП-10/0,4 кВ, которые питаются от подстанции 110/10 кВ "Приморская". Так для большого завода, где характерно наличие значительного числа электроприемников 1 категории при трехшинном режиме работы без выходных и праздничных дней. Для ответственных 3-х шинных производств с электроприемниками 1 категории необходимо проектировать подстанции с таким расчетом, чтобы было обеспечено бесперебойное электроснабжение потребителей 1 категории. Для таких производств характерны двухтрансформаторные подстанции с загрузкой в нормальном режиме на 75 – 80 %. Выбор проводников по нагреву и экономической плотности тока осуществляется согласно нормативам и коэффициентам установленных ПУЭ. Допустимые длительные нагрузки определяются исходя из следующих условий. Допустимая длительная температура для алюминиевых проводников 70 оС, максимальная допустимая температур при токах К.З. 200 оС и расчетной температуры окружающей среды. Для шин прямоугольного сечения, расположенных горизонтально с шириной полос до 60 мм нормированные нагрузки должны быть уменьшены на 5 %, более 60 мм – на 8 %. Проверка по экономической плотности тока подлежат все загрузочные сети с достаточно большим числом использования максимума нагрузки. При этом не следует учитывать повышения нагрузки в период ликвидации аварий или ремонтов. Не подлежат проверке по экономической плотности тока сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах распределительных устройств всех напряжений. За расчетный ток для выбора экономического сечения проводов принимается расчетный ток линии в час максимума энергосистемы. Нормативные данные таблицы 1 должны быть увеличены на 40 % при максимуме расчетной нагрузки преимущественно в ночное время [1]. Таблица 2. - Экономическая мощность тока 1.3 Определение расчетных нагрузок потребителей Проектируемые электроснабжающие системы должны выполнятся в соответствии с действующими ПУЭ, строительными нормами и правилами, а также рекомендациям и указаниями инструкций, действующих эффективных документов, относящихся к проектированию сооружения и эксплуатации электроустановок. При проектировании подстанции следует ориентироваться на перспективы развития энергосети данного района. Основным показателем является расчет нагрузок с учетом перспективы роста потребления для различных видов потребителей. Для удобства расчета вычерчивается электрическая схема подключения потребителей и производится подробный расчет мощности потребительских ТП. Расчет дневного и вечернего максимумов выполняется с учетом коэффициентов, указывающих какая часть мощности используется в вечерний или дневной максимумы. Расчетные нагрузки на отходящих линиях 10 кВ определяются суммированием нагрузок потребительских подстанций 10/0,4 кВ. Суммирование дневных и вечерних максимумов выполняется методом надбавок, при котором к большей из нагрузок прибавляется надбавка от меньшей нагрузки. За расчетную нагрузку дня выбора мощности трансформаторов на п. ст. Приморская берется большая величина дневной или вечерней расчетной нагрузки. Для их расчета используются коэффициенты дневного и вечернего максимума Кд и Кв. Для производственных потребителей они будут Кд=1, Кв=0,6. Для бытовых потребителей без электроники Кд=0,3…0,4, Кв=1,0, а с эл. шинами Кд=0,6, Кв=1,0, для смешанных потребителей Кд=Кв=1. Так же рассчитывается перспектива развития, которая отражается коэффициентом роста Кр, который изменяется от 1,0 (для новых подстанций) до 1.6 для существующих. Расчет дневного и вечернего максимума нагрузки потребителей ведется по формулам Sрg=Sн Кн Кр Кg; Spв=Sн Кн Кр Кв, где Sн – номинальная полная мощность, Кн – коэффициент загрузки, Кр - коэффициент развития, Кд и Кв – коэффициенты дневного и вечернего максимума. Активная мощность дневного и вечернего максимумов определяется по формуле: Spg=Spg cosφg Sрв=Sрв соsφв, где cosφg и cosφв – коэф. мощности дневной и вечерний, выбирающийся по таблице и зависят от характера нагрузки. Таблица 3. - Расчет нагрузок потребителей. Spg КВА Spв кВА 289 312 290 278 225 24 248 800 800 160 160 200 800 800 б б п п п б б 0,9 0,8 0,6 0,6 0,5 0,85 0,9 0,4 0,6 1,0 1,0 1,0 0,4 0,3 1,0 1,0 0,6 0,6 0,6 1,0 1,0 1,1 1,3 1,0 1,0 1,1 1,2 1,1 316,8 499,2 96 96 110,0 326,4 237,6 792,0 832,0 57,6 57,6 66,0 816,0 792,0 0,9 0,9 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9 0,92 0,92 0,75 0,75 0,75 0,92 0,92 285,12 449,28 67,2 67,2 77,0 293,76 213,84 1453,4 728,64 765,44 43,2 43,2 49,5 750,72 728,64 3109,34 800 800 250 800 800 400 400 250 800 400 715 с б п б с б с с п п б 0,85 0,85 0,7 0,85 0,8 0,8 0,85 0,7 0,8 0,6 0,85 1,0 0,3 1,0 0,3 1,0 0,4 1,0 1,0 1,0 1,0 0,3 1,0 1,0 0,6 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,6 0,6 1,0 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,1 Ф-305 816 224,4 192,5 224,4 704 140,8 374 192,5 704 288 200,56 816 746 115,5 748 704 352 374 192,5 422,4 172,8 668,5 0,8 0,9 0,7 0,9 0,8 0,9 0,8 0,8 0,7 0,7 0,9 0,83 0,92 0,75 0,92 0,83 0,92 0,83 0,83 0,75 0,75 0,92 652,8 201,96 134,75 201,96 563,2 126,72 299,2 154,0 492,8 201,6 180,5 3209,24 677,28 686,32 86,63 688,16 584,32 323,84 310,42 159,78 316,8 129,6 615,02 4578,17 159 149 295 85 173 86 408 37 163 151 119 63 263 100 250 500 250 160 250 100 250 180 180 250 400 300 б п п с б б б п п с п п б 0,7 0,7 0,7 0,8 0,85 0,8 0,75 0,75 0,7 0,8 0,75 0,65 0,8 0,3 1,0 1,0 1,0 0,3 0,3 0,31,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,3 1,0 0,6 0,6 1,0 1,0 1,0 1,0 0,6 0,6 1,0 0,6 0,6 1,0 1,1 1,1 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,2 1,1 1,2 1,1 1,1 Ф-306 23,1 192,5 420 220 44,88 66 24,75 225 151,2 158,4 300 286 79,2 77 115,5 252 220 149,6 220 82,5 135 90,72 158,4 180, 160,8 264 0,9 0,7 0,7 0,8 0,9 0,9 0,9 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,9 0,92 0,75 0,75 0,83 0,92 0,92 0,92 0,75 0,75 0,83 0,75 0,75 0,92 20,79 134,75 294 176 40,39 59,4 22,28 157,5 105,84 126,72 210 200,2 71,29 1619,16 70,84 86,63 189 182,6 137,6 202,4 75,9 101,25 68,04 131,47 235 120,6 242,88 1744,57 1.4 Определение нагрузок отходящих линий Расчетные нагрузки на участках отходящих линий 10 кВ определяются добавлением нагрузок подстанций, включенных в линию. Для расчета нагрузок принимаются однолинейные схемы отходящих линий со всеми существующими подстанциями (Рис. 1., 2, 3) За исходные данные возьмем расчетные нагрузки на каждой отдельной подстанции 10/0,4 кВ с учетом коэффициента одновременности, а т.к. вечерняя нагрузка выше, то за основу возьмем расчетные нагрузки вечернего максимума. Учитывая большой разброс расчетных мощностей для определения суммарной нагрузки используем таблицу 3.10 [1]. Таблица 4. - Нагрузки на Ф-304 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-ст 728,64 750,72 1320,72 1357,22 1385,62 1992,62 2605,62 - 728,64 49,5 43,2 765,44 728,64 43,2 - 570 36,5 28,4 610 610 32,4 728,64 1320,72 1357,22 1385,62 1995,62 2605,62 2638,02 0,92 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 792 1435,57 1635,2 1669,42 2404,36 3139,3 3178,34 быт. быт. смеш. --""— --""— --""— --""-- Таблица 5. - Нагрузки на Ф-305. 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 0-8 8-9 9-10 7-10 10-ст. 615,02 615,02 716,02 967,02 1090,02 1341,02 1592,02 86,63 686,32 753,32 2057,02 3150,02 - 129,6 316,8 159,78 310,42 323,84 584,32 - 86,63 677,28 1278,32 688,16 - 98 251 123 251 251 465 - 67,0 525 1093 570 615,02 716,02 967,02 1090,02 1341,02 1592,02 2057,02 86,63 753,32 1278,32 3150,02 3720,02 0,92 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0.83 0,83 0,83 668,5 778,5 1165,08 1313,28 1615,69 1918,1 2478,34 104,37 907,6 1540,14 3795,2 4481,95 быт. быт. смеш. --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""-- Рис. 1. Схема для расчета нагрузок Ф-304. Рис. 5. Схема для расчета нагрузок Ф-305. Рис. 6. Схема для расчета нагрузок Ф-306 Таблица 6. - Нагрузки на Ф-306. 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-cт. 242,88 242,88 332,88 430,88 482,88 557,38 616,88 722,88 877,88 983,88 1122,88 1296,88 1329,38 - 120,6 131,47 68,04 101,25 75,9 135 202,4 137,6 182,6 189 86,63 70,84 - 90 98 52,0 74,5 59,5 106 155 106 139 147 59,5 52,0 242,88 332,88 430,88 482,88 557,38 616,88 722,88 877,88 983,88 1122,88 1269,88 1329,38 1381,38 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 264 401,06 519,13 581,78 671,54 743,23 870,94 1057,69 1185,4 1352,87 1529,97 1601,66 1664,31 быт. смеш. ---""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— 2. Электротехническая часть 2.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов Выбор установленной мощности двутрансформаторной подстанции проводится из условий их работы в нормальных условиях по экономическим интервалам нагрузки, выходящих из условий: Sэк.min≤Sp/n≤Sэк.max, где Sэк.min и Sэк. max – соответственно минимальная и максимальная граница экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности. [2] Sр – расчетная нагрузка подстанции (кВА) n – число проектируемых трансформаторов. Sр=9324,6 кВА (по данным расчетов нагрузок в таб. 3,4,5) Число проектируемых трансформаторов n=2 Sэк min≤4662,3≤Sэк max Выбираем трансформаторы мощностью на основании основного графика нагрузок подстанций 110/10 кВ (граф. 2.6; таб. 3.5) [2] 4021≤4662,3≤7520 (т.е. тр-р 6300 кВА) тр-р 10000 кВА 7521≤ ≤12180 Выбранная мощность проверяется из условий их работы в нормальном режиме эксплуатации. В таком режиме работы подстанции наименьшая мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: Среднесуточная температура воздуха tn определяется для района установки тр-ра по данным метеоцентра. Если среднесуточная температура отличается от табличной то Кс необходимо пересчитать по формуле: Кс=Кст – ά(tn-tпт), где, ά – расчетный температурный градиент, 10с равен 0,83 10-2 Кст – табличная величина коэффициента допустимой системной нагрузки, соответствующей среднесуточной температуре расчетного района Кс =1,25 – 1,18 10-2(29,8-20)=1,13 Проверим выбранный трансформатор при условии работы одного трансформатора с длительной систематической нагрузкой в летнее время. 9324,6/10000=0,93, что меньше 1,13 т.е. выбранный трансформатор удовлетворяет заданному условию. К установке принимаем трансформатор ТДН – 10000/110 – ДУ1 115±9х1,78%/11кВ Uкз = 10,5% 2.2 Электрический расчет сетей Проверка выбранного сечения проводов выполняется по Sэкв. на каждом отдельном участке начиная от питающего центра. Sэкв. определяется по формуле: Sэкв.=Smax Кд, где Кд – коэф. динамики роста нагрузок ,(принимается Кд=0,7) Smax – расчетная максимальная нагрузка на участке кВА. Проверка выбранного сечения проводов осуществляется по потере напряжения на каждом участке. По методике изложенной в [2], считается, что минимум приведенных затрат на сооруженной менее 10 кВ и падение напряжения в конце линии не должен превышать ΔU10≈8%. Проверка на потерю напряжения на і участке линии выполняется по формуле: ΔUi=βiSэкві li, где βі – удельная потеря напряжения для данного материала и сечения проводов % (кВА км) Sэкв і - эквивалентная мощность на і-м участке кВА. li – длина і-го участка. Результаты расчета сводятся в таблицу. Расчет ведется по вечернему максимуму. Таблица 7. - Проверка сечения проводов лин. Ф-306. 12-ст. 11-12 10-11 9-10 8-9 7-8 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1 1664,31 1601,66 1529,97 1352,87 1185,4 1057,69 870,94 743,23 671,51 581,78 519,13 401,06 264,0 1165,01 1121,16 1070,98 947,0 829,78 740,38 609,66 520,26 470,06 407,25 363,39 280,74 184,8 0,64 0,74 1,45 1,49 1,67 0,86 1,34 0,77 2,23 0,16 0,18 1,26 0,4 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-50 АС-50 АС-50 АС-50 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,074 0,074 0,074 0,074 0,45 0,5 0,93 0,85 0,83 0,38 0,49 0,24 0,63 0,05 0,07 0,26 0,055 0,45 0,95 1,88 2,73 3,56 3,94 4,43 4,67 5,3 5,35 5,43 5,69 5,75 Таблица 8. - Ф-305. 10-ст. 9-10 8-9 0-8 10-7 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1 4481,36 1540,14 907,6 104,37 3795,2 2478,34 1918,1 1615,69 1313,28 1165,08 778,28 668,5 3137,36 1078,1 635,32 73,06 2656,64 1734,84 1342,67 1130,98 919,3 815,56 544,8 467,95 1,22 - 0,67 1,68 0,25 0,46 0,4 0,58 0,15 0,56 0,54 0,4 АС 120 - 185 185 240 240 185 АС 70 АС 70 240 240 185 0,089 - - - - - - 0,074 0,074 - - - 3,4 - 0,61 1,5 0,2 0,37 0,36 0,49 0,09 0,45 0,43 0,36 3,4 - 4,01 5,51 3,6 3,97 4,33 4,82 4,91 5,36 5,79 6,15 ΔU% - в кабелях определялась по таб. П-4-12 [3] Таблица 9. - Ф-304. 6-ст. 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1 3178,34 1435,57 1635,2 1669,42 2404,36 3139,3 792 2224,84 2197,51 1683,05 1168,6 1144,64 1004,9 554,4 1,34 0,5 0,35 0,1 0,93 0,89 0,47 АС-120 240 185 185 АС-70 АС-70 185 0,089 0,074 0,074 2,65 0,4 0,32 0,09 0,79 0,66 0,43 2,65 3,05 3,37 3,46 4,25 4,91 5,34 ΔU% - в кабелях определялось по табл. П-4-12 [3]. 2.3 Расчет токов КЗ Расчет токов КЗ выполняется в относительных единицах. За базисные величины приняты Sб= 100 мВА, Uб1=115 кВ; Uб11=10,5 кВ. Базисные величины связаны между собой следующими выражениями: Zб= (110кВ) Iбi=Sб/( (10 кВ) Iб11=Sб/( Место возможного КЗ необходимо выбрать таким, чтобы ток в проверяемом аппарате был небольшим. Эта величина принимается за расчетную. Для сельскохозяйственных подстанций 110/10 кВ расчетными точками КЗ являются шины высшего напряжение (Ко), шины низшего напряжения (10 кВ) (К1) точка ближайшего КЗ (К2) и наиболее удаленная точка КЗ в сети 10 кВ (К3). Для проверки чувствительности защиты необходимо знать минимальные значения тока КЗ в данных расчетных точках. Для каждой точки КЗ составляется эквивалентная схема замещения в которых элементы схемы заменяются напряжениями. Рис. 4. Схема замещения Ф-304. Рис. 5. Схема замещения Ф-305. Рис. 6. Схема замещения Ф-306. Sб=100 мВА Uф1=115 кВ, Uф11=10 кВ Тр-ор п/ст. "Приморская" ТДН – 10000/110 – 8У1 115±9х1,78%/ 11кВ Uкз=10,5% Ток КЗ на шинах 110 кВ по данным РЗА ФПЭС I(0)кз max=14900 А I(0)кз для тр-ор с РПН зависит от положения переключателя. (За базисное напряжение в относительных для каждой ступени принимают Uн*1,05, т.е.Uн=110→Uб=115; Uн=10→Uб=10,5) Х*л(б)=Х0L r*(б)=r0L т.к. Определяем сопротивление отдельных элементов системы в относительных единицах. Активное и полное сопротивление приводится к базисным условиям: Базисное сопротивление короткозамкнутой цепи для тр-ра составит: Z*бт=UкSб/(100S н.тр.) где Uк – напр. КЗ тр-ра % Sб – базисная мощность мВА. Sнт – номинальная мощность тр-ра. Z*б.тр.max= Определяем ток КЗ на линиях 10 кВ I"(3)=Iб/Z*тр I"(3)min= 5499/1,23=4470 А I"(3)max5499/0,87=6320 А Ударный ток КЗ на шинах 10 кВ найдем по формуле: При КЗ на шинах низкого напряжения подстанции с высшим напряжением не менее 110 кВ Ку=1,8 [2] Для точки КЗ Z*рез.б. находится как сумма Z*б.тр. и Z*б.л. для участка линии от СТ-10 кВ подстанции " Приморская " до ст. 10 кВ Т.П.-159. Аналогично для точки К3 К4 только Z*бл. составляет сумма Z*б всех участков линии от ст 10 кВ п/ст "Приморская" до Т.П.-263. Токи КЗ в точках К3 и К4 определяются по формуле: I"(3)=Iб/Z* рез., где I"(3) – действующее значение периодической слагающей тока КЗ за первый период . Z рез – полное результирующее значение сопротивления до точки К3 (Ом). Результаты расчетов сводятся в таблицу 10. Таблица 10. - Точки КЗ Ф-306. 1296 5498 3889 4471 3345 874 820 К1 К2 К3 К4 0,87 1,23 1,07 1,43 5,47 5,83 14900 max 6320 min 4470 max 5139 min 3845 max 1005 min 943 37929 16088 11379 13082 9788 2588 2400 Для линий Ф-305 и Ф304 расчет токов КЗ выполняется только для точек Кз и К4. Результаты расчетов сведены в табл. 11. Таблица 11. - Токи КЗ Ф-305 Ф-304. 4310 2355 3393 2703 4196 3189 2702 2246 Ф-304 К3 К4 Ф-305 К3 К4 1,11 1,47 1,41 1,77 1,14 1,5 1,77 2,13 4954 3741 3900 3107 4823 3666 3106 2582 9928 7909 6619 5273 8185 6221 5271 4382 Действующее значение полного тока трехфазного КЗ за первый период определяют по формуле При КЗ в электросетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени. Величина тока КЗ двухфазного определяют из выражения Результаты расчетов сводятся в таблицу 10 и таблицу 11. 2.4 Выбор высоковольтного оборудования и проверка его по режиму КЗ Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при правильном выборе по условиям работы как в длительном режиме, так ив режиме КЗ. Для длительного режима аппаратура и проводники выбирают по номинальному напряжению, с учетом конструкции и рода установки (для внутренней или наружной установки, для комплектных подстанций и ячеек распредустройств) сравнивают номинальное напряжение Uан и номинальный ток аппарата с требуемыми параметрами. Uан≥U уст.н.; I а.н.≥I раб.max, где Uуст – напряжение установки, где используется рассматриваемая аппаратура Iраб max – максимальный рабочий ток установки. Для трансформаторов напряжения и разрядников должно быть Uан=Uуст.н. Для предотвращения механических повреждений под действием усилий, возникающих в проводниках при протекании по ним токов КЗ, все элементы должны обладать достаточной эл. динамической устойчивостью. Под эл. динамической устойчивостью понимают обычно способность аппарата или шинных конструкций противостоять кратковременным усилиям, возникающим при протекании тока КЗ без повреждений препятствующих их дальнейшей нормальной работе. Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийное значение тока КЗ при котором обеспечивается эл. динамическая устойчивость. При выборе аппаратов гарантированная заводом-изготовителем величина сравнивается с расчетным током КЗ. Должно быть выполнено условие Iдин≥I3y Электрическая устойчивость жестких шин (за исключением комплектных токопроводов и шин КРУ) определяется расчетом механических напряжений в материале проводника. Критерием устойчивости служит выполнение условия Gдоп≥Gрасч, где Gдоп и Gрасч – соответственно допустимое и расчетное значение механических напряжений в материале проводника. 2.4.1 Выбор гибких шин. Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности тока. qэк=Iраб/jэк, где jэк – экономическая плотность тока А/мм2 (для алюминиевых шин принимаем 1,1) [7] (табл. 4.1.). Рабочий ток Iраб определим по формуле qэк=Iраб/jэк=46,8/1,1=42,5мм2 ближайшее по значению сечение 50 мм2. Но т.к. длина гибких шин не велика (чуть более 30 мм), а питающие линии выполнены проводом АС 185, принимаем гибкие шины из провода АС 185. Это незначительно увеличит стоимость, но зато упростили монтаж при подключении к магистральной линии. Проверку на длительно допустимый ток не выполняем т.к. провод взят со значительным превышением необходимого сечения. Выполним проверку по допустимому термическому действию К3 Qк£Qк доп или В практических расчетах для определения минимальной величины сечения, допустимого по термической устойчивости, пользуются второй формулой, где С=880С – длительно допустимая температура для алюминиевых шин, Вк=I"2(tотк+Та), гдеI"2 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ (для шин 110 кВ I"=577 А) tоткл – время отключения КЗ. tотк – согласно ПУЭ время отключения (время действия КЗ) tотк складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tов t отк=tрз+tов При этом можно принять tрз=0,1 с С учетом характеристик выключателей (таб.4.16 [7]) получим время отключения КЗ в пределах: t=0,16¸0,2с. (принимаем 0,18 с) Та – 0,115 – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Вк=(0,18+0,115)=65,5А2с106 qmin= Выбранное сечение проходит с большим запасом. Гибкие шины и токопроводы обычно крепятся на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Для сборных шин 110 кВ – 3,0 м. При таких расстояниях сила воздействия между фазами невелики, а поэтому расчет на динамическую устойчивость гибких шин не производят. Проверку на коронирование в данном случае можно не проводить т.к. согласно ПУЭ минимальное допустимое сечение для воздушной линии 110кВ – АС70. Учитывая, что на ОРУ-110 кВ расстояние между фазами меньше, чем на воздушной линии проведем проверочный расчет для q=185мм2 (АС-185) d=19,1 Iдоп=510A, радиус провода r0=19,1/2=9,55мм≈1 см. Расстояние между фазами Р=300 см, фазы расположены горизонтально. Рабочий ток принимаем по Iраб макс=2Iраб Iраб макс=93,6A Провод не будет коронировать при условии, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е0. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде: 1,07Е≤0,9Е0 Определим начальную критическую напряженность Е0 где m – коэффициент учитывающий поверхностную шероховатость провода (m=0,82 – для многопроводных проводов) [7], r0 – радиус провода в см. Е0=30,3 0,82 Определим напряженность вокруг провода (максимальное значение) Е; где U=121 кВ, т.к. на линиях подстанции поддерживают напряжение 1,1Uн; (Рср=1,26Р при горизонт. расп. [7]) Е= Проверим по условию 1,07Е≤0,9Е0 1,07 17,3=18,5<0,9 32,4=29,2 ТО Провод АС 185 проходит по условию коронирования. 2.4.2 Выбор силового оборудования 110 кВ С целью снижения стоимости сооружения подстанции принимаем к установке отделители, разъединители и короткозамыкатели. Разъединители предназначены для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания видимого разрыва. В отдельных случаях разрешают отключать разъединители электрические цепи при протекании через них токов значение и характер которых регламентирован ПТЭ. Короткозамыкатели предназначены для создания искусственного КЗ на стороне высшего напряжения подстанции, вследствие чего срабатывает защита и отключается выключатель головного участка питающей линии. В безтоковую паузу АПВ отделитель отключает трансформатор, создавая видимый разрыв в электрической цепи. Исходя из ранее сказанного и зная рабочее напряжение U=110 кВ тепловой импульс тока Вк=65,5 кА2с и ток КЗ I"(3)=14,9 кА. Выбираем оборудование с учетом открытой установки. Таблица 12. - Разъединитель наружной установки РН8(3) – 2 – 110/630У1 Up=110кВ Ip=93,6A I(3)y=37,9 кА (I"(3)=14,9кА) Вк=65,5 кА2с U=110 кВ Iн=630 А 80кА=iдин.н I2тtт=1450 кА2с Тип привода ПРН-110М Таблица 13. - Короткозамыкатель КЗ-110 Up=110кВ I(3)y=37,9 кА (I11(3)p=14,9 кА) Вк=65,5 кА2с Uн=110 кВ iдин=42 кА I2кtк=648 кА2с tвкл=0,4 с. Тип привода ШПКМ. Таблица 14. - Отделитель ОД(3)-1-110/600У1 Up=110кВ Ip=93,6A (I''(3)=14,9кА)i(3)y=37,9кА Вк=65,5 кА2с Uн=110кВ Iн=600А 80кА=iдин.н I2к=1440 кА2с tоткл=0,7-0,9с. Тип привода ШПО. Выбранное оборудование удовлетворяет условиям если даже принять одновременную работу двух трансформаторов в аварийном режиме с перегрузкой 1,4. 2.4.3 Выбор силового оборудования 10 кВ Для установки на стороне 10 кВ принимаем комплексные распределительные устройства типа КРУ серия К-Х11. Зная полные мощности на отходящих линиях найдем рабочие токи. Ф-304 Ф-305 Ф-306 Таблица 15. - Вводные ячейки КРУ К-Х11 Up=10кВ Ipmax=861,3А Iуд(3)=16,1кА Uн=10кВ Iн=1000А Iудн=52 кА Ввод шинный, кабельный. Таблица 16. - Ячейки отходящие К-Х11. Up=10кВ Ipmax=246,4А Iуд(3)=8,2кА Uн=10кВ Iн=600А Iудн=52 кА Ввод шинный, кабельный. Комплектные распределительные устройства укомплектованы масляными выключателями ВМП-10К. Т.к. основные технические показатели КРУ ориентированы на масляный выключатель, то проверяем выключатель только на термическую устойчивость. Из таб. 18.2.[2] масляный выключатель ВМП-10К выдерживаем ток в 20 кА до 5 с, 14кА до 10 с. Электродинамическая устойчивость жестких шин для комплектных токопроводов и шин КРУ не выполняется. [7]. 2.4.4 Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, по минимальному току первичной цепи классу точности, номинальной мощности вторичной цепи и проверяют на эл. динамическую и термическую устойчивость при протекании сквозных токов КЗ. Если трансформаторы тока предназначены цепей релейной защиты, то их проверяют на 10 % погрешность. При выборе трансформаторов тока по номинальным напряжению и току первичной цепи должны быть выполнены следующие условия: Uнтт≥Uнуст; Iн1≥Iраб ффс; где Uнтт – номинальное напряжение т.к. Iн1 – номинальный ток первичной обмотки. По классу точности т. т. выбирают в зависимости от типа и класса точности присоединяемых к ним приборов. Для питания амперметров и токовых реле класс точности-3; для токовых реле встроенных в привод выключателей и оперативных цепей релейной защиты класс точности – 10. Выбор трансформаторов тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности с расчетной вторичной нагрузкой, при этом должно быть выполнено условие Sн г≥Sрасч, где Sн2=I2н2rн2 – номинальная мощность тр-ра тока ВА; Iн2- номинальный ток вторичной обмотки тр-ра тока А; rн2 – номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока. Ом. где ΣSприб – полная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока ВА; rпров – активное сопротивление проводов, Ом; rк – активное сопротивление контактов (принимается 0,1 Ом) Принимаем к установке: в водных и секционной ячейке ТОЛ-10-0,5/Р[2] Таблица 17. – ТОЛ-10-0,5/Р. Up=10кВ Ipmax=861,3A Iуд(3)=16,1 кА Uн=10кВ Iн1=1000А Iдин=50кА Ктт 1000/5 Для обеспечения класса точности – 3, rн2=1,2 и Sн2=30ВА на отходящих фидерах ТПЛ 10-0,5/Р [2] Таблица 18. - ТПЛ 10-0,5/Р Ф-304 Uн=10кВ Ipmax=174,8А I(3)уд=8,4кА Вк=212кА2с Ф-305 Uн=10кВ Ipmax=246,4A Iуд(3)=8,1кА Вк=200кА2с Uн=10кВ Iн1=200А I(3)уд=70,7кА Вк=324кА2с Uн=10кВ Iн=250А I(3)уд=88,3кА Вк=506кА2с Проверку тр-ов тока на динамическую устойчивость выполняют по формуле: где Кдин – кратность динамической устойчивости. Проверку на термическую устойчивость по выражению: где k1c – кратность односекундной динамической устойчивости. Таблица 19. – ТПЛ 10-0,5/Р (Iн1=100А) Ф-306 U=10кВ Ipmax=91,5A I(3)уд=5,4кА Вк=87,4кА2с Uн=10кВ Iн1=100А I(3)дин=35,3кA Вк=81кА2с Необходимо выбрать другой тр-ор т.к. этот не проходит по термической устойчивости. Таблица 20. - ТПЛ 10-0,5/Р (Iн1=150А) Ip=91,5A I(3)уд=5,4кА Вк=87,4кА2с Iн1=150А Iдин(3)53,3кА Вк=182,2кА2с Для обеспечения класса точности – 3 необходимо rн2=1,2; Sн2=30ВА. 2.4.5 Выбор трансформатора напряжения Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузки. При выборе трансформатора напряжения по номинальному напряжению должно быть выполнено условие: где По классу точности трансформаторы напряжения выбирают в зависимости от допустимой погрешности измерений присоединенных приборов. Т.к. от одного трансформатора напряжения могут питаться приборы с различными требуемыми к точности, то ориентируются на наивысший класс точности. Работа в принятом классе точности гарантируется при отклонении напряжения не превышающем 10% от номинального. Трансформаторы напряжения по вторичной нагрузке проверяют по условию: где где Если в каталоге приведены нагрузки приборов, выраженные в Ом, то мощность приборов определяют по формуле: На электродинамическую устойчивость трансформаторы напряжения не проверяют. На основании выше сказанного принимаем к установке трансформатора напряжения НТМИИ – 10 [2]. Таблица 21. – НТМИИ – 10. 2.5 Собственные нужды и оперативный ток на подстанции На подстанциях затраты мощности на С.Н. сравнительно невелики и не зависят от мощности подстанции. На районных понижающих подстанциях сельхозназначения устанавливается один трансформатор собственного назначения мощностью 25 – 63 кВ·А с вторичным напряжением 380/220 В. На двух трансформаторных подстанциях рекомендуется устанавливать два трансформатора СН. Трансформатор СН присоединяется к шинам низшего напряжения. В конкретном случае можно применить ячейку КРУ серии К-ХII приспособленную для установки трансформатора СН мощностью до 60 кВ·А. 2.5.1 Выбор трансформатора СН Расчет проводим для одного трансформатора. Мощность трансформатора СН найдем из формулы: где суммарная максимальная мощность силовой и осветительной нагрузки. Принимаем к установке два трансформатора ТМ – 40/10. 2.5.2 Источники оперативного тока На сельских подстанциях для питания сетей оперативного тока релейной защиты и автоматики в основном применяют переменный ток, в качестве источников которого используют трансформаторы тока, напряжения и собственных нужд электроустановок. Трансформаторы тока используют как источники оперативного тока для релейных защит, реагирующих на увеличение тока в электрической цепи (защита от КЗ и перегрузок). Трансформаторы напряжения и трансформаторы СН могут быть использованы для оперативных цепей релейной защиты, реагирующих на ненормальные режимы работы, не связанные с большим снижением напряжения (защита от перегрузок, повышения напряжения, замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и т.п.). Для питания приборов, аппаратов защиты и автоматики, работающих на постоянном токе применяют подключенные к трансформаторам тока блоки типа БТП и к трансформаторам напряжения и СН – шина БПН, а также блок БК, энергию которых используют для питания отключающих электромагнитов. Напряжения блоков питания типа БПН 100 и БПТ 101 – 24…48 В, длительная мощность 100 Вт, кратковременная 200 Вт, у БПТ – 1002 и БПН – 1002 напряжение 110 и 220 В мощность 800 и 1000 Вт соответственно. 2.6 Релейная защита Релейной защитой называют автоматическое устройство, состоящее из одного или нескольких приборов реле, которые реагируют на изменение режима в каком-либо участке электрической цепи и подают импульс на отключение данного участка или на сигнализацию. В схемах автоматики при помощи реле осуществляют заранее предусмотренное автоматическое изменение режима работа электроустановки или поддержание его в заданных пределах. Для того, чтобы релейная защита правильно своевременно выполняла свои функции, к ней предъявляют ряд требований. Быстродействие. Это качество необходимо для ограничения размеров повреждения, вызванных токами КЗ, уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей. Время
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||