Проект реконструкции электрической части подстанции Молодежная

Основное условие реконструирования рациональной системы электроснабжения является надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети. Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от схемы выбранной подстанции, выбранного и установленного оборудования, а так — же в какой — то степени от категории потребителя. Неправильная оценка, которых может привести к снижению надежности системы или неоправданных расходов на резервирование. При проектировании подстанции так — же необходимо равномерное размещение нагрузок по фидерам.

В данном проекте реконструируем районную понизительную подстанцию «Арсеньев- 1». Производим построение суточных графиков выполненных по ведомостям нагрузок снятых в единый контрольный день. По суточным графикам построили суммарный суточный график нагрузки и годовой график по продолжительности. Производим расчёт коэффициента загрузки основных ранее установленных трансформаторов типа ТДТН-40 000/110/35/6, (трансформаторы имеют устройство РПН 9*1,78) по максимальной нагрузки с учетом на развитие потребляемой мощности (возобновление выпуска продукции заводом «Аскольд «), Далее производим расчёт токов короткого замыкания, по результатам расчёта, производим проверку ранее установленных электрических аппаратов, выполняем расчёт релейной дифференциальной защиты трансформатора. Расчет составлен на основе руководящих указаний по релейной защите.

На п/с «Арсеньев-1» производим расчет и замену масленых выключателей марки МКП — 100 /630, МГ — 110/600, МГГ — 10/3000 и МГГ — 10/2000 на элегазовые марки ВГТ — 110 — 40/2500 У1, ВВЭ — 10 — 40.

В экономической части составлена смета капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования, а также эксплуатационные расходы, срок окупаемости данного проекта.

I Расчёт электрической части подстанции 110/35/6 кВ

1. Построение графиков электрических нагрузок

электроснабжение реконструкция электрическая подстанция Электрические нагрузки подстанции определяем для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты и компенсирующих устройств, также для расчёта потерь электроэнергии в трансформаторах. Активные нагрузки подстанции «Молодежная» составлены по ведомостям контрольных дней в летний и зимний период.

Строим суммарные суточные графики нагрузки подстанции и годовые графики нагрузки подстанции по продолжительности полной мощности

на среднем и низком напряжениях. Выполняем это следующим образом:

1.По известной активной P нагрузке на заданных напряжениях определяем реактивную Q и полную S нагрузки.

2. Суммарные суточный график нагрузки подстанции, S на высоком напряжении (ВН) определяется суммированием графиков нагрузки СН и НН.

3.Годовые графики по продолжительности на ВН, СН и НН строим на основании известных графиков за летние и зимние сутки.

При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, МВА, по оси абсцисс — часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от S_max до S_min.

Продолжительность потребления нагрузки T_i определяется по длительностям ступеней суточных графиков t_i и количеству календарных дней зимы N_зим=210 и лета N_лето=155, причем УT_i=8760ч.

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии W_год; годовое число часов использования максимума мощности T_max; время максимальных потерь ф.

1.1 Построение графиков на среднем напряжении 35 кВ

Возьмём максимальную по ведомостям активную P нагрузку и рассчитаем реактивную мощность Q_сн 1 полную мощность S_сн 1 в зимний период по формуле:

По исходным данным: tg (ц)

= (мВАр) (1.1)

= (мВА) (1.2)

Расчет реактивной и полной мощности на потребителе 35 кВ «Город»: tg (ц) = 0,38 по формулам: (1.1 и 1.2)

= (мВАр)

= (мВА) Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето потребителя «Город», сводим в таблицу приложение 1

Для остальных ступеней графика Q_сн и S_сн потребителей 35 кВ определяем аналогично для летнего, зимнего периода и путем суммирования их мощностей строем суточные и годовой графики.

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.1 и 1.2

Таблица 1.1 Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении в зимний период

Суточный график (зима) на среднем напряжении Таблица 1.2 Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении в летний период

Суточный график (лето) на среднем напряжении Построим годовой график нагрузки по продолжительности на СН По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии W_год; годовое число часов использования максимума мощности T_max; время максимальных потерь ф.

Годовое потребление энергии, МВт

(1.3)

мВт/ч.

Годовое число часов использования максимума мощности S_max нагрузки, ч.

(1.4)

Время максимальных потерь, ч.

(1.5)

Годовые графики на низком и высшем напряжении рассчитываются аналогично годовому графику на среднем напряжении.

1.2 Построение графиков на низком напряжении 6 кВ

Возьмём максимальную по ведомостям активную P нагрузку и рассчитаем реактивную мощность Q_сн 1 полную мощность S_сн 1 в зимний период по формулам (1.1) и (1.2):

По исходным данным: tg (ц)

= (мВАр)

= (мВА) Расчет реактивной и полной мощности на потребителе 6 кВ:

tg (ц) = 0,44

= (мВАр)

= (мВА) Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето сводим в таблицу приложение 2.

Для остальных ступеней графика Q_сн и S_сн потребителей 6 кВ определяем аналогично для летнего, зимнего периода и путем суммирования их мощностей строем суточные и годовой графики.

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.2.1 и 1.2.2

Таблица 1.2.1 Суточные графики электрических нагрузок на низком напряжении в зимний период

Суточный график (зима) на среднем напряжении Таблица 1.2.2 Суточные графики электрических нагрузок на низком напряжении в летний период

Суточный график (лето) на среднем напряжении Построим годовой график нагрузки по продолжительности на НН По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии W_год; годовое число часов использования максимума мощности T_max; время максимальных потерь ф.

Годовое потребление энергии, определяется аналогично по формуле (1.3)

МВА

мВт/ч

Годовое число часов использования максимума мощности S_max нагрузки определяется аналогично по формуле (1.4), ч.

;

Время максимальных потерь определяется аналогично по формуле (1.5), ч.

;

1.3 Построение графиков на высоком напряжении 110 кВ

Определяем суммарную нагрузку на высоком напряжении P_{max вн ,} по формуле:

= (1.3.1)

мВт

= + (1.3.2)

мВАр Рассчитаем полную мощность по формуле

=. (1.3.3)

= мВА

Для остальных ступеней графика, , и определяем аналогично для летнего и зимнего периодов.

Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето потребителей, сводим в таблицу приложение 3

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.3.1 и 1.3.2

Таблица 1.3.1 Суточные графики электрических нагрузок на высоком напряжении в зимний период

Суточный график (зима) на высоком напряжении Таблица 1.3.2 Суточные графики электрических нагрузок на высоком напряжении в летний период

Суточный график (лето) на высоком напряжении Построим годовой график нагрузки по продолжительности на ВН По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии W_год; годовое число часов использования максимума мощности T_max; время максимальных потерь ф.

Годовое потребление энергии определяется аналогично по формуле (1.3), ч., МВА? ч мВт/ч Годовое число часов использования максимума мощности S_max нагрузки определяется аналогично по формуле (1.4), ч., ч.

Время максимальных потерь определяется аналогично по формуле (1.5),

Полученные данные сведём в таблицу

Таблица 1.3.3 Расчётные данные.

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

При выборе силовых трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока службы.

Надежность электроснабжения достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов (второй в нормальном режиме может быть, как отключен, так и включен). Любой оставшийся в работе трансформатор обеспечивает полную потребную мощность. Согласно ГОСТу, в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузкой 40% до шести суток. При этом коэффициент загрузки должен быть не более 0,93 и время перегрузки не более шести часов в сутки.

2.1 Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции, при этом допускается отключение потребителей 3-ей категории. В связи с изложенным, мощность трансформатора, на понизительной подстанции с двумя трансформаторами можно вычислить по следующему выражению:

(

2.1)

Где: S_max — максимальная мощность потребителей мВА

n — число устанавливаемых трансформаторов.

Действительное значение номинальной мощности трансформаторов Sт_ном принимается как ближайшее большее по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов.

2.2 Суммарная максимальная нагрузка подстанции S_max;

S_max=18,58мВА По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов (автотрансформаторов) выбираем трансформатор:

ТДТН-40 000/110/35/6

2.3 После определения номинальной мощности трансформаторов, по аварийной перегрузке определяется коэффициент загрузки трансформатора в максимальном режиме при работе всех трансформаторов.

(2.2)

Окончательно принимаем два трансформатора установленной мощностью 25 мВА.

ТДТН 25 000−110/35/6

Каталожные данные трансформатора приведены в таблице

3 Расчет токов короткого замыкания

При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из условий длительной её работы и не считается с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки (ремонтные, после аварийные режимы) /ПУЭ 1.4.4/.

Для определения возможного наибольшего тока КЗ в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы подстанции и ЛЭП.

Расчетный ток КЗ следует определять, исходя из условий повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях. /ПУЭ 1.4.6/

Расчет токов КЗ производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Расчетная схема электрической системы

Схема замещения

3.1 Расчет сопротивлений, элементов схемы замещения подстанции, в относительных единицах

Принимаем за базисное значение мощности S_б= S=1600 МВА.

Сопротивление системы:

(3.1)

(3.2)

Сопротивление воздушных линий:

(3.3)

Ом/км;

(3.4)

Ом/км;

где X₀=0,2 — сопротивление 1 км линии, Ом/км;

L₁=12,5, L₂=24,6 длины питающих воздушных линии, км;

U_ВН — среднее напряжение ступени, где находится воздушная линия.

Uб1= Uвн =115 кВ Uб2 = Uсн =38.5 кВ

Uб3 = Uнн =6,6 кВ базисное напряжение ступени

Сопротивление трансформатора:

(3.5)

о.е.

(3.6)

(3.7)

о.е.

где — сопротивления соответственно высокой, средней и низкой обмоток трансформатора.

Определение ЭДС, сопротивление нагрузки на средней ступени напряжения

; (3.8)

; (3.9)

где сosф=0,37

; - обобщенная нагрузка

— активная пиковая суммарная мощность потребителей (нагрузка)

Определение ЭДС, сопротивление нагрузки на низкой ступени напряжения

; (3.10)

; (3.11)

где сosф=0,91

3.2 Определение периодической составляющей тока короткого замыкания

Расчет базисных токов

(3.12)

(3.13)

(3.14)

где I_б1, I_б2, I_б3 — базисные токи для высшего, среднего и низкого напряжения.

3.3 Расчет тока КЗ в точке № 1, № 2, № 3

(3.15)

(3.16)

(3.17)

(3.18)

; (3.18) (3.19)

(3.20)

(3.21)

(3.22)

(3.23)

(3.24)

(3.25)

(3.26)

(3.27)

(3.28)

3.3.1 Определяется ударный ток по выражению:

(3.29)

где К_У — ударный коэффициент, где Та-время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та₁₁₅= 0,03

Ударный коэффициент по формуле :

К_у = 1,717

Расчеты токов короткого замыкания для точек К-2, К-3 аналогичны расчету для точки К-1, поэтому остальные расчеты сводим в таблицу

Расчет токов КЗ

В связи с большими токами КЗ на шинах 6 кВ требуется реактирование вводов 6 кВ Определим ток нормального режима:

(3.30)

Выбираем токоограничивающий реактор типа РБ — 10 — 1600 — 0,14

Сопротивление реактора равно:

(3.31)

Результирующее сопротивление цепи до точки короткого замыкания КЗ (со стороны системы)

(3.32)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ (со стороны системы)

(3.33)

Определяется ударный ток по выражению:

(3.34)

где К_У — ударный коэффициент, где Та-время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та₁₁₅= 0,04

Ударный коэффициент по формуле: К_у = 1,78

4 Выбор проводников на подстанции

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсированном режиме, и по условиям коронирования.

4.1 Выбор гибких шин на высоком напряжении

Расчет рабочего максимального тока на высшем напряжении;

А. (4.1)

где I_Р.М. — рабочий максимальный ток на высшем напряжении

S_max — максимальная мощность на высшем напряжении Так как годовое число часов использования максимума мощности T_max=6508,6 ч, следовательно экономическая плотность тока j_Э=1 А/мм²;

Расчет сечения провода:

(4.2)

где J_эк — 1,0, при Т_max более 5000 ч.

F_расч — расчетное сопротивление провода По справочной литературе выбираем провод сечением:

АС-50/8 I_дл.доп.=210 А.

I_дл.доп. — допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока:

(4.3)

Следовательно, условие выполняется.

Проверка по условию коронирования.

Определение напряженности электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

(4.4)

Где:

— радиус провода, (4.5)

D_ПР=0,96см — диаметр провода,

D_СР=1,26?D=1,26?300=378см-среднегеометрическое расстояние между проводами фаз,

D=300 см — расстояние между проводами фаз.

Определение критической начальной напряженности поля, при которой возникает разряд в виде короны.

(4.6)

где m=0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

Условие 1,07?Е0,9?Е₀ следовательно 1,07?13,0150,9?35,57

19,926 30,013

Условие выполняется.

4.2 Выбор гибких шин на среднем напряжении

Расчет рабочего максимального тока на среднем напряжении аналогично по формуле (4.1.1) ;

(4.7)

А.

где I_Р.М. — рабочий максимальный ток на среднем напряжении

S_max — максимальная мощность на среднем напряжении Так как годовое число часов использования максимума мощности T_max=6078,8 ч, следовательно экономическая плотность тока j_Э=1,1 А/мм²;

Расчет сечения провода аналогично по формуле (4.1.2) ;

(4.8)

где J_эк — 1,0, при Т_max более 5000 ч.

F_расч — расчетное сопротивление провода По справочной литературе выбираем провод сечением:

АС-95/16 I_дл.доп.=330 А.

I_дл.доп. — допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока аналогично по формуле (4.1.3) ;

(4.9)

Следовательно, условие выполняется.

Проверка по условию коронирования на напряжение 35кВ не выполняется.

4.3 Выбор гибких шин на низком напряжении от трансформатора до шин

Расчет рабочего максимального тока на низком напряжении аналогично по формуле (4.1.1) ;

(4.10)

где I_Р.М. — рабочий максимальный ток на низком напряжении

S_max — максимальная мощность на низком напряжении Так как годовое число часов использования максимума мощности T_max=7077,5 ч, следовательно экономическая плотность тока j_Э=1 А/мм²;

Расчет сечения провода аналогично по формуле (4.1.2);

(4.11)

F_расч — расчетное сопротивление провода По справочной литературе выбираем провода сечением:

АС-400/22 I_{дл. доп.}=830 А.

I_дл.доп. — допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока аналогично по формуле (4.1.3);

(4.12)

Следовательно, условие выполняется.

Выбор шин на низком напряжении Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсированном режиме и электродинамическую стойкость.

Расчет рабочего максимального тока одной шины:

(4.13)

где S_max — максимальная мощность на низком напряжении;

n — количество линий Расчет тока в форсированном режиме аналогично по формуле (4.1.3) ;

(4.14)

Расчет сечения шин:

(4.15)

где j_Э — экономическая плотность тока при T_max=7077,5 ч.

По справочной литературе выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения одну полосу по 60*10 мм

I_дл.доп.=1115А — длительно допустимый ток.

Проверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока трехфазного КЗ. При этом должно соблюдаться условие: у_расч=у_Ф+у_Пу_ДОП; у_ДОП=75 МПа.

Усилие между фазами при протекании трехфазного тока КЗ.

(4.16)

где: а=0,8 — расстояние между осями соседних фаз, м.

Момент сопротивления шин, относительно оси, перпендикулярно действию усилия. Для однополосных шин.

(4.17)

где b=1 см — толщина шины прямоугольного сечения,

h=6 см — ширина шины прямоугольного сечения.

Определяем пролет между изоляторами при условии, частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

200 (4.18)

откуда,

l² (4.19)

где, jмомент инерции, см⁴

qстандартное сечение шины см²,

l — длина пролета между изоляторами.

Так как шины расположены плашмя, то

J=bh³/12,

Где, b и hтолщина и ширина шины.

J=1*6³/12=18cм⁴

l²= 1.499 м. откуда

l 1.224 м.

Принимаем расстояние между изоляторами 1.2 м.,

Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз:

(4.20)

Так как в фазе одна шина то напряжение в материале при взаимодействии пакета шин у_П=0.

Проверяем условие:

у_расч= у_Ф+у_П; у_расч =1,45+0=1,45 МПа (4.21)

у_расч у_ДОП

Следовательно, условию удовлетворяет.

5 Выбор изоляторов

Опорные изоляторы.

H_из=35,5 см — высота изолятора

K_h=1

Выбираем изолятор:

ОНШ — 10 — 5 УХЛ1

Сила действующая на изолятор.

(5.1)

(5.2)

где F_разр=5000 H/м — параметр изолятора.

Следовательно, изолятор проходит F_расч F_ДОП условие выполняется.

Проходные изоляторы.

Выбираем изолятор:

ИП — 10/1000 — 750 У Сила действующая на изолятор определяется аналогично по формулам (5.1) и и (5.2) ;

(5.4)

(5.5)

где F_разр=7500 H/м — параметр изолятора.

Следовательно, изолятор проходит F_расч F_ДОП условие выполняется.

6 Выбор электрических аппаратов

6.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели являются одним из самых важнейших аппаратов, от которых зависит надежная работа не только РУ, но и часто всей энергосистемы. Выключатель служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, короткое замыкание, холостой ход. К выключателям предъявляют следующие требования:

— надежное отключение любых токов;

— быстрота действия;

— пригодность для быстродействующего АПВ;

— возможность по фазного управления для выключателей 110 кВ и выше;

— легкость ревизии и осмотра контактов;

— взрыво-пожаробезопасность.

Разъединители — это контактные коммутационные аппараты, предназначенные для включения и отключения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к короткому междуфазному замыканию и несчастным случаям с обслуживающим персоналом.

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ Выбираем выключатель элегазовый типа:

ВГТ — 110 — 40/2500 У1

Номинальные параметры выключателя:

U_НОМ.=110 кВ; I_НОМ.=2500 А; I_Н.Д.=40 000 А; i_СКВ.=102 000 А; I_Н.ОТКЛ.=40 000 А; I_Н.Т.=40 000 А; t_Н.Т.=3 с; t_ПО=0,055 с; t_СВ=0,04 с.

Расчетные параметры:

T_a=0,03 c — постоянная времени для ВЛ 110 кВ.

Тепловой импульс, кА²?с:

(6.1)

где t_ОТКЛ=t_РЗ.МАХ.+t_ПО=1+0,055=1,055 с — время отключения КЗ;

t_РЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

(6.2)

Апериодическая составляющая тока КЗ:

(6.3)

где ф=t_РЗ.МИН.+t_ПО=0,01+0,055=0,065 с — время отключения КЗ

(6.4)

(6.5)

где в=0 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ф= t_РЗ.МИН.+t_СВ=0,01+0,04=0,05 — время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя.

Результаты расчета сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 — Условия выбора и проверки выключателя

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выберем тип разъединителей:

РДЗ -1 — 110Б/2000 У1, РДЗ-2−110Б/2000 У1

Номинальные параметры:

U_ном =110 кВ; Iном = 2000 А; i_скв = 100кА; I_н.т./t_н.т=40кА/3с;

I²_н.т. · t_н.т = 31,5²· 3=2977 кА²с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 6.2 Условия выбора и проверки разъединителей

Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ Выбираем выключатель элегазовый типа:

ВГБЭ — 35 — 12,5/630УХЛ1

Номинальные параметры выключателя:

U_НОМ.=35 кВ; I_НОМ.=630 А; I_Н.Д.=20 000 А; i_СКВ.=35 000 А; I_Н.ОТКЛ.=12 500 А; I_Н.Т.=12 500 А; t_Н.Т.=3 с; t_ПО=0,065 с; t_СВ=0,04 с.

Расчетные параметры:

T_a=0,02 c — постоянная времени для ВЛ 35 кВ.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА²?с:

(6.6)

где t_ОТКЛ=t_РЗ.МАХ.+t_ПО=1+0,065=1.065 с — время отключения КЗ;

t_РЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

определяется аналогично по формуле

(6.7)

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

(6.8)

где ф=t_РЗ.МИН.+t_ПО=0,01+0,065=0,075 с — время отключения КЗ определяется аналогично по формуле

(6.9)

определяется аналогично по формуле

(6.10)

где в=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ф= t_РЗ.МИН.+t_СВ=0,01+0,05=0,06 — время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя

Результаты расчета сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 — Условия выбора и проверки выключателя

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выберем тип разъединителей:

РДЗ -1 — 35Б/1000 У1, РДЗ-2−35Б/1000 У1

Номинальные параметры:

U_ном =35 кВ; I_ном = 1000 А; i_скв = 63кА; I_н.т./t_н.т=25кА/4с;

I²_н.т. · t_н.т = 25²· 4=2500 кА²с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 6.4 Условия выбора и проверки разъединителей

Выбор вводного и секционного выключателя на 6 кВ Выбираем выключатель вакуумный с электромагнитным приводом типа:

ВВЭ — М — 10 — 40/2000

Номинальные параметры выключателя:

U_НОМ.=10 кВ; I_НОМ.=2000 А; I_Н.Д.=40 000 А; i_СКВ.=104 000 А; I_Н.ОТКЛ.=40 000 А; I_Н.Т.=40 000 А; t_Н.Т.=4 с; t_ПО=0,05 с; t_СВ=0,1 с.

T_a=0,04 c — постоянная времени для ВЛ 6 кВ.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА²?с:

(6.11)

где t_ОТКЛ=t_РЗ.МАХ.+t_ПО=1+0,04=1,04 с — время отключения КЗ;

t_РЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

определяется аналогично по формуле

(6.12)

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

(6.13)

где: ф=t_{РЗ. МИН.}+t_ПО=0,01+0,01=0,02 с — время отключения КЗ определяется аналогично по формуле

(6.14)

определяется аналогично по формуле

(6.15)

где в=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ф= t_РЗ.МИН.+t_СВ=0,01+0,1=0,11 — время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя.

Результаты расчета сводим в таблицу 6.5.

Таблица 6.5 — Условия выбора и проверки выключателя

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выбор выключателя для отходящих линий на 6 кВ Номинальные параметры выключателя:

ВВЭ — М — 10 /630

U_НОМ.=10 кВ; I_НОМ.=630 А; I_Н.Д.=20 000 А; i_СКВ.=52 000 А;

I_Н.ОТКЛ.=20 000 А; I_Н.Т.=20 000 А; t_Н.Т.=3 с; t_ПО=0,1 с; t_СВ=0,04 с.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА²?с:

(6.11)

где t_ОТКЛ=t_РЗ.МАХ.+t_ПО=1+0,1=1.1 с — время отключения КЗ;

t_РЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

определяется аналогично по формуле:

(6.12)

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

(6.13)

где ф=t_РЗ.МИН.+t_ПО=0,01+0,01=0,02 с — время отключения КЗ определяется аналогично по формуле:

(6.14)

определяется аналогично по формуле:

(6.15)

где в=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ф= t_РЗ.МИН.+t_СВ=0,01+0,055=0,065 — время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя Результаты расчета сводим в таблицу 6.6

Таблица 6.6 — Условия выбора и проверки выключателя

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

7 Выбор измерительных трансформаторов

7.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформатор тока производится по напряжению установки, рабочему току первичной цепи, нагрузке вторичной цепи при выбранном классе точности.

Выбор трансформаторов тока на 110 кВ Так как по плану реконструкции произведена замена баковых масляных выключателей на элегазовые ВГТ со встроенными трансформаторами тока ТВ-110I

На 110 кВ выбираем встроенные трансформаторы тока ТВ-110I-300/5. Условия выбора трансформаторов тока сведены в таблицу .

Перечень приборов подключенных к вторичной обмотке данного ТТ. сведен в таблицу 7.1

Выбор сечения контрольного кабеля Определяем общее сопротивление приборов по формуле:

= (7.1)

Сопротивление соединительных проводов по формуле:

Z_пров = Z₂— R_приб -R_конт (7.2)

Z_пров = 1.2- 0.26 -0.1 = 0.84 Ом Согласно генплана длинна кабеля от ТТ до ОПУ равна 75 м.

Рассчитаем сечение контрольного кабеля по формуле:

(7.3)

= 2.53 мм²

По условию механической прочности сечение для алюминиевых жил должно быть не менее 4 мм².

Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами типа АКРВГ сечением q_стан=4 мм²

Сопротивление проводов при выбранном стандартном сечении

= 0.53 Ом Вторичная нагрузка трансформаторов тока

= 0,89 Ом Условие проверки.

= 1,2

Условие выполняется, следовательно, трансформатор тока выбран, верно.

Каталожные данные ТВ -110 -1 ХЛ2

Табл. 7.2

К установки также принимаются трансформаторы тока встроенные во ввода силовых трансформаторов (в резерв).

Принимаем ТТ типа ТВТ-110−1-100/5

Паспортные данные сведены в таблицу 7.9

Каталожные данные ТВТ-110−1 ХЛ2

Табл. 7.3

Выбор трансформаторов тока на 35 кВ Выбираем трансформатор тока на 35 кВ:

На 35 кВ выбираем встроенные трансформаторы тока ТВ-35I-600/5 -У1. Условия выбора трансформаторов тока.

Номинальные параметры:

U_НОМ=35 кВ; I_Н1=600 А; I_Н2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.4 — Приборы устанавливаемые на среднем напряжении.

Мощность потребляемая приборами, ВА;

(7.4)

где S_A=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

S_W=0,5 ВА — потребляемая мощность ваттметра;

S_Var=0,5 ВА — потребляемая мощность варметра;

S_Wh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

S_Varh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов аналогично по формуле:

(7.5)

где I_Н2=5 А — вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

(7.6)

где Z_Н2=1.2 Ом — номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

r_K=0,05 Ом — переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению r_ПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где с=0,0175 — удельное сопротивление для медных проводов;

l_расч=65 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

q_ст=2.5 мм².

Используем кабель типа КПВГ — 10*2.5.

Выбираем трансформатор тока для релейной защиты:

ТВ-35I-600/5 -У1

Номинальные параметры:

U_НОМ=110 кВ; I_Н1=600 А; I_Н2=5 А; класс точности 10.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенный до шин Выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ — 10 — У3

Номинальные параметры:

U_НОМ=10 кВ; I_Н1=2000А; I_Н2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.5 — Приборы устанавливаемые на низком напряжении.

Мощность потребляемая приборами определяется аналогично по формуле: ВА;

(7.4)

где S_A=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

S_W=0,5 ВА — потребляемая мощность ваттметра;

S_Var=0,5 ВА — потребляемая мощность варметра;

S_Wh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

S_Varh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов аналогично по формуле:

(7.5)

где I_Н2=5 А — вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

(7.6)

где Z_Н2=0,6 Ом — номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

r_K=0,1 Ом — переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению r_ПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где с=0,0175 — удельное сопротивление для медных проводов;

l_расч=4 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

q_ст=2,5 мм².

Используем кабель типа КПВГ — 10*2,5.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенных между секциями Выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ — 10 — У3

Номинальные параметры:

U_НОМ=10 кВ; I_Н1=1500 А; I_Н2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.6 — Приборы, устанавливаемые на низком напряжении.

Мощность, потребляемая приборами, определяется аналогично по формуле: ВА;

(7.4)

где S_A=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

S_W=0,5 ВА — потребляемая мощность ваттметра;

S_Var=0,5 ВА — потребляемая мощность варметра;

S_Wh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

S_Varh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов:

Расчет сопротивления проводов определяется по формуле:

(7.5)

где I_Н2=5 А — вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле :

(7.6)

где Z_Н2=0,6 Ом — номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

r_K=0,05 Ом — переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению r_ПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где с=0,0175 — удельное сопротивление для медных проводов;

l_расч=5 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

q_ст=2,5 мм².

Используем кабель типа КПВГ — 10*2,5.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенный на РП Выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ — 10 — У3

Номинальные параметры:

U_НОМ=10 кВ; I_Н1=600А; I_Н2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.7 — Приборы устанавливаемые на низком напряжении.

Мощность потребляемая приборами определяется аналогично по формуле: ВА;

(7.4)

где S_A=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

S_W=0,5 ВА — потребляемая мощность ваттметра;

S_Var=0,5 ВА — потребляемая мощность варметра;

S_Wh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

S_Varh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов:

Расчет сопротивления проводов определяется по формуле:

(7.5)

где I_Н2=5 А — вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

(7.6)

где Z_Н2=0,6 Ом — номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

r_K=0,05 Ом — переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению r_ПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где с=0,0175 — удельное сопротивление для медных проводов;

l_расч=5 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

q_ст=2,5 мм².

Используем кабель типа КПВГ — 10*2,5.

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 В или В и для отделения цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности. Они устанавливаются на каждой секции сборных шин. В РУ 110 кВ применяют трансформаторы типа НКФ. В РУ 35 кВ применяют трансформаторы типа ЗНОМ. В РУ 10 кВ применяют трансформаторы типа НАМИ с двумя вторичными обмотками, одна из которых служит для присоединения измерительных приборов, другая — для контроля изоляции.

Для того, чтобы трансформатор не вышел из заданного класса точности, необходимо соблюдение условия:

где S_УПРИБ — нагрузка измерительных приборов трех фаз, ВА;

S_НОМ — номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА.

В качестве соединительных проводов принимаем по условиям механической прочности медные провода сечением 1,5 мм².

Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ На напряжение 110 кВ. принимаем ТН типа НКФ-110−58У1

Паспортные данные НКФ-110−58У1

Таблица 7.8

Вторичная нагрузка НКФ-110−58У1.

Таблица 7.9

Полная мощность вторичной нагрузки ТН находим по формуле:

где, Р_приб и Q_приб -соответственно активная и реактивная нагрузка ТН из таблицы

S ₂=

S₂=52,35S_2н=400ВА Условие выполняется, окончательно принимаем НКФ-110−58Т1

Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ На напряжение 35кВ. принимаем ТН типа НАМИ-35-УХЛ1

Паспортные данные НАМИ-35-УХЛ1

Таблица 7.10

Вторичная нагрузка НАМИ-35-УХЛ1

Таблица 7.11

Полная мощность вторичной нагрузки ТН находим по формуле:

где, Р_приб и Q_приб -соответственно активная и реактивная нагрузка ТН из таблицы

S ₂=

S₂=45,74S_2н=400ВА Условие выполняется, окончательно принимаем НАМИ-35-УХЛ1.

Выбор трансформаторов напряжения на 6 кВ На напряжение 6 кВ измерительные трансформаторы напряжения входят в комплект оборудования шкафов КРУ. Для КРУ типа К — 105 приняты трансформаторы напряжения типа НАМИ-6.

Условия выбора:

U_уст = 6 кВ? U_ном = 6 кВ,

S_2У = 134,7 ВА? S_2H = 3 · 75 = 225 ВА.

Три однофазных трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность:

S_2H = 3 · 75 = 225 ВА.

Полная мощность вторичной нагрузки согласно формуле 5.2.2.1:

Таблица 7.12 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИ-6

Условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор напряжения выбран, верно.

8 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)

ОПН — ограничитель перенапряжения нелинейный являются безыскровыми разрядниками, предназначены для защиты изоляции электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Выбор производится по номинальному напряжению электроустановки.

Выбор ОПН сведен в таблицу 7.

9 Выбор оперативного тока

К системам оперативного тока предъявляются требования высокой надежности, а также безотказности действия при КЗ и других ненормальных режимах в цепях первичного тока.

Применяются следующие системы оперативного тока на п/с:

— постоянный оперативный ток — система питания, при которой в качестве источника питания используется аккумуляторная батарея;

— выпрямленный оперативный ток — система питания, в которой переменный ток преобразуется в постоянный, с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств;

— переменный оперативный ток — система питания, при которой, в качестве источника питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд;

— смешанная система оперативного тока — система питания, при которой используются разные системы оперативного тока.

В системах оперативного тока различают: зависимое питание и не зависимое питание.

На п/с «Молодежая» применяем смешанную систему оперативного тока: от аккумуляторных батарей — 220 В, цепей управления вспомогательного оборудования на переменном токе 220Вольт. В аварийных случаях, при потери собственных нужд, на п/с предусмотрен преобразовательный агрегат напряжения. Для устройств связи, аварийного освещения и цепей управления, выполненных на переменном токе.

10 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

Главная схема подстанции является основным элементом, определяющим все свойства, особенности, техническую и экономическую характеристику подстанции в целом.

При выборе электрической схемы подстанции должны учитываться:

1. надежность электроснабжения потребителей в соответствии с их категориями;

2. надежность работы оборудования подстанции;

3. безопасность и удобство обслуживания;

4. экономичность сооружения и эксплуатации;

5. простота, наглядность и возможность дальнейшего расширения схемы.

Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого РУ, что влияет на режимные свойства подстанции и эксплуатационную надежность схемы.

Распределительное устройство состоит из подходящих и отходящих присоединений, подключенных к общим шинам. Главными элементами каждого присоединения являются выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы. Элементы РУ соединяются между собой по принятой схеме. При этом рекомендуется использовать типовые схемы РУ, рекомендуемые нормами технологического проектирования.

Для РУ 110 кВ выберем схему мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Эта схема применяется на подстанциях мощностью трансформаторов до 63 МВА.

Для РУ 35 кВ — одна рабочая секционированная выключателем система шин, с одним выключателем на присоединение.

Такая схема применяется при числе присоединений до 10 включительно.