Проектирование электрической подстанции

Развитие энергетики Забайкалья История энергетики Забайкальского края начинается с 1906 года ХХ века, когда купцом Поляковым Я. С. (представитель одного из крупнейших банковских домов, связанных с построением железных дорог в Российской Империи) по договору С Читинской городской управой была построена локомотивная ТЭЦ в г. Чите. К 1924 году её мощность составила более 1000 кВт.

В 1930 году в Забайкалье на базе Черновского буроугольного месторождения была построена Черновская электростанция мощностью 3000 кВт. одновременно с сооружением электростанции было осуществлено строительство двадцатикилометровой линии электропередачи напряжением 22 кВ от этой электростанции до г. Читы.

В годы первых советских пятилеток Чита бурно развивалась, и для покрытия растущих потребностей в тепловой и электрической энергии в 1936 году в Чите была пущена в эксплуатацию Читинская ТЭЦ мощностью 2500 кВт, для снабжения паром и электроэнергией овчинно-шубного завода, мясокомбината и других предприятий.

Когда в СССР стали востребованы большие запасы полезных ископаемых, появилась необходимость формирования промышленных центров в соответствии с территориальным размещением ресурсов и месторождений. Для их электроснабжения строились новые электростанции: Холбонская ЦЭС (1933 г), Петровск-Забайкальская ТЭЦ (1939 г), Шерловогорская ТЭЦ (24 МВт, 1956 г), Приаргунская (Нерчинская) ТЭЦ (24 МВт, 1961 г).

В 1960 году на базе четырёх изолированно работавших энергорайонов создаётся районное энергетическое управление, в основу которого вошли существующие электростанции с установленной мощностью 82 000кВт.

Первой крупной электростанцией в Забайкальском крае стала Читинская ГРЭС, давшая первый ток в 1955 году и энергосистема области пополнилась агрегатами 60 и 100 тыс. кВт.

Окончательно энергосистема сложилась в 1980 году, когда в СССР была создана единственная и уникальная до сих пор в мире Единая Электро Энерго Система (ЕЭЭС — автор М. Ботвинник). К этому времени было построено 3600 км воздушных линий электропередачи 220 кВ, 5700 км — 110/35 кВ, 27 000 км — 20/0,4 кВ. В середине 80-х годов началось строительство ЛЭП 500 кВ.

В результате огромной работы были электрифицированы сельское хозяйство Забайкалья и Забайкальская железная дорога, построены ЛЭП и подключены потребители зоны БАМа.

Энергосистема «Читаэнерго» окончательно перестала быть изолированной, когда в 1986 году с полной электрификацией Транссибирской магистрали соединилась с «Бурятэнерго» и с «Амурэнерго».

80-е годы для Забайкальской энергосистемы оказались очень продуктивными, так как с вводом электротяги ромышленных предприятий, началом строительства новых современных предприятий (в дальнейшем все проекты были заморожены «реформаторами») повысился уровень электропотребления и нагрузки достигли максимума.

Для ликвидации дефицита мощности началось строительство Харанорской ГРЭС мощностью 1260 Мвт, первый агрегат которой был введен в работу в 1995 году. Одновременно велось строительство воздушной линии ЛЭП — 500 кВ: Гусиноозёрская ГРЭС — Петровск-Забайкальский — Чита для выдачи дополнительной мощности в Читинскую энергосистему.

В настоящее время:

Филиал «МРСК Сибири» — «Читаэнерго» — осуществляет транспорт электроэнергии по распределительным сетям на территории всего Забайкальского края. В ведении «Читаэнерго» находится колоссальный объем оборудования электросетевого комплекса, которое предприятие обслуживает, модернизирует и совершенствует. Сегодня «Читаэнерго» — это семь производственных отделений, 23 РЭС (района электрических сетей), более 2 600 высокопрофессиональных сотрудников. Основное оборудование предприятия включает 174 подстанций напряжением 35−110 кВ (киловольт) и 6 696 подстанций напряжением 6−35/0,4 кВ. Протяженность линий электропередачи составляет 35 581 км. Полезный отпуск электроэнергии в 2011 году ожидается в размере 2 860 млн. кВт/ч. Общая трансформаторная мощность всех подстанций «Читаэнерго» на сегодняшний день составляет 3 463 МВА (мегавольт/ампер).

На протяжении многих лет «Читаэнерго» является главной электросетевой компанией, которая обеспечивает передачу электроэнергии по распределительным сетям на территории всего Забайкальского края. Надежное электроснабжение предприятий, социально-значимых объектов, бытовых абонентов даже в самых отдаленных уголках края — это главная задача, решаемая предприятием.

Один из новых инвестиционных проектов — электрификация Южного хода Забайкальской железной дороги. Комплексная реконструкция и электрификация участка от станции Карымская до станции Забайкальск началась еще в 2008 году и осуществляется в рамках крупнейшего инвестиционного проекта «Перевозка нефти в Китай». Перед энергетиками была поставлена задача — обеспечить возводимые тяговые подстанции железной дороги и их инфраструктуру электроэнергией. После проведения всех необходимых проектных работ началось строительство новых и реконструкция действующих ЛЭП и подстанций.

В общей сложности было построено 55 километров новых линий электропередачи напряжением 110 кВ в двухцепном исполнении, еще более 75 км одноцепных линий. Так же было реконструировано 164 км линий электропередачи 110 кВ. Кроме того, энергетики произвели расширение подстанций «Орловский ГОК», «Турга», «Борзя-Восточная». Весной этого года состоялось знаменательное событие: напряжение было подано на первые две тяговые подстанции железной дороги: «Булак» и «Бурятская». После завершения заключительных работ ЗабЖД по электрификации участка Карымская — Оловянная, по железной дороге пошли первые электровозы. На данный момент «Читаэнерго» обеспечило возможность электроснабжения еще двух строящихся тяговых подстанций железной дороги — «Мирная» и «Борзя».

Постепенная замена тепловозной тяги на электрическую позволит не только увеличить грузопоток, а соответственно и экономическую эффективность железнодорожной ветки, но и благоприятно скажется на состоянии окружающей среды. Реализация этого проекта так же будет иметь положительный эффект для экономического развития Забайкальского края, его инвестиционной привлекательности.

Еще один крупный инвестпроект, выполненный «Читаэнерго» — обеспечение электроэнергией объектов мобильной связи, построенных вдоль автодороги М-58 — «Амур». Строительство этой федеральной трассы, протяженностью более 2100 километров, завершилось в сентябре 2010 года. Тогда председатель Правительства Российской федерации Владимир Путин совершил поездку по автодороге, после чего поручил Министерству Связи совместно с Министерством Энергетики и различными профильными организациями разработать план мероприятий по оборудованию трассы подвижной радиотелефонной связью. В рамках реализации этого крупнейшего проекта федерального масштаба было организовано теснейшее взаимодействие между энергетическими компаниями, операторами мобильной связи, строительно-монтажными организациями и различными профильными ведомствами. Филиал «МРСК Сибири» — «Читаэнерго» выполнил все свои обязательства в срок, обеспечив подачу электроэнергии на двадцать девять базовых станций, возведенных вдоль участка трассы «Амур», проходящего в зоне ответственности филиала. Стоит отметить специфику и сложность реализации данного проекта: большая часть трассы проходит в гористой местности, с сильнейшим перепадом высот и большим разнообразием грунта — начиная от труднопроходимых скальных пород и заканчивая болотистыми почвами. Несмотря на все это энергетики обеспечили возможность технологического присоединения объектов мобильной трассы в кратчайшие сроки.

В последние годы активными темпами реализуются проекты, нацеленные на развитие горнорудной промышленности на юго-востоке Забайкалья. Строительство железнодорожной ветки Нарын — Газимурский завод, разработка месторождений полезных ископаемых, возведение горно-металлургических комплексов и необходимой для них инфраструктуры — это масштабный проект, который должен дать новый импульс развитию промышленности региона, краевой экономики.

И в реализации этого проекта энергетикам отведена своя важная роль: обеспечить новые объекты электроэнергией. В этом году начались работы по строительству двух подстанций напряжением 110 кВ: «Быстринской» и «Бугдаинской». К будущим подстанциям были проложены двухцепные линии электропередачи 110 кВ, общая протяженность которых составила почти 12 км. Полным ходом идет строительство самих подстанций, уже смонтирована часть оборудования. Ввод новых мощностей не только позволит обеспечить электроэнергией новые объекты, но и благоприятно скажется на развитии самого электросетевого комплекса, ведь реализация таких крупных инвестпроектов позволяет говорить о существенном увеличении полезного отпуска электроэнергии.

Полученные средства энергокомпания сможет направить на ремонтную программу, реновацию распределительного электросетевого комплекса края. В этом году объем ремонтной программы составил 102 млн. рублей. Подготовку к осенне-зимнему периоду 2011;2012 годов «Читаэнерго» начала еще в феврале: по всему краю энергетики приступили к расчистке просек воздушных линий электропередач Летом ремонтная программа вступила в свою активную фазу: специалисты энергокомпании провели значительный объем работ на подстанциях различного класса напряжения на территории всего Забайкальского края. Было отремонтировано оборудование тринадцати подстанций напряжением — 110−35 кВ. проведен ремонт трансформаторов, разъединителей и другого оборудования открытых распределительных устройств. Помимо этого энергетики провели работу по ремонту кабельных линий, оборудования внутридомовых распредустройств, распределительных пунктов. Продолжилась и реализация различных целевых программ, таких как замена дефектных опор и замена «голого» провода на самонесущий изолированный. Так, в 2011 году «Читаэнерго» ввело в эксплуатацию около 100 км. СИП, заменив при этом практически все линии электропередачи, проходящие на территории детских садов и школ и выполненных ранее с применением «голого» провода. Это позволило существенно поднять безопасность эксплуатации ЛЭП, находящихся вблизи детских учреждений. Энергетиками было заменено более 5 тысяч дефектных опор в различных населенных пунктах края. Реализация всех этих мероприятий позволила энергокомпании достойно подготовиться к зиме, и уже по традиции, получить Паспорт готовности к несению осенне-зимнего максимума нагрузок одной из первых среди филиалов «МРСК Сибири». Так же активными темпами продолжилось технологическое присоединение к сетям объектов жилищного строительства и их инфраструктуры, социально-значимых объектов. За 2011 год на территории всего края было введено в строй около 280 тысяч квадратных метров жилья. И энергетики обеспечили электроэнергией каждый возведенный объект. К электроснабжению был подключен микрорайон «Победа» в поселке Дровяная.

Так же было осуществлено технологическое присоединение к электросетям многоквартирных жилых домов для ветеранов по улицам Усуглинной и Космонавтов в городе Чите. Помимо этого, ведется работа по подключению жилых микрорайонов в поселках Агинское, Смоленка, Засопка, Забайкальск и Могойтуй. За последние три года «Читаэнерго» обеспечило присоединение к электросетям целого ряда крупных объектов социального значения. Был подключен спортивный комплекс «Мегаполис-Спорт», без которого сегодня уже трудно представить культурно-спортивную жизнь Читы. Электроснабжением был обеспечен новейший краевой перинатальный центр, открывшийся осенью этого года. Обеспечить технологическое присоединение этих и других объектов было бы весьма трудно, если бы «Читаэнерго» ранее не заложило необходимый резерв мощности, проведя реконструкцию ключевых подстанций.

Приведём справочные данные: производство электроэнергии в Забайкальском Крае, млрд. кВт. час^*

*данные Госкомстата РФ «Регионы России-2011».

1. Расчёт электротехнических нагрузок

Электротехнические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических вопросов, возникающих при проектировании электроснабжения предприятия. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов и трансформаторов по нагреву и экономическим соображениям, расчёта отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих устройств и т. д. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономических показателей.

В настоящее время существует ряд научно обоснованных методов расчёта электрических нагрузок. Наибольшее применение для определения электрических нагрузок получил, предложенный доктором тех. Наук, профессором Г. М. Каяловым метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузки, в основе которого лежат «Указания по определению электрических нагрузок в промышленных установках». В практике проектирования при упрощении расчётных формул (графиков) для определения электрических нагрузок принята допустимая погрешность 10%.

1.1 Построение суточных графиков зимнего и летнего дня

Для построения почасовой мощности зимнего и летнего графика нагрузки воспользуемся типовой суточный график нагрузки для машиностроительного предприятия.

Рис 1. Суточный типовой график машиностроительного предприятия.

На основании заданного типового графика нагрузки и Р_max вычисляем активные нагрузки для каждого часа графика:

Р_t = .

Основным обычно является зимний суточный график. Нагрузки летнего дня принимаем в размере 70% от нагрузок зимнего дня.

Результаты расчетов сводим в расчетную таблицу:

Таблица 1

На основании расчётов строим графики суточных зимних и летних нагрузок.

Зимний суточный график работы машиностроительного предприятия.

Летний суточный график работы машиностороительного предприятия

1.2 Построение годового графика продолжительности активной нагрузки

Годовой график продолжительности нагрузки показывает длительность работы проектируемой подстанции в течение года с различными нагрузками. По оси абсцисс (Х) откладываем продолжительность нагрузок в часах в течение года, по оси ординат (У) — нагрузки зимнего и летнего дня в порядке убывания. Обычно принимают работу электроустановки по зимнему графику — 200 суток, по летнему — 165 суток.

Составляем расчетную таблицу

Годовой график:

1.3 Определение технико-экономических показателей

1. Расход активной энергии за год:

W_год = УР t = 118 902.63 МВт

2. Средняя активная мощность за год:

= = = 13,5734 МВт

3. Коэффициент заполнения графика:

k_з.г. = = = 0.617

4. Продолжительность использования максимальной нагрузки:

ф_{max =} = = 5404,665 ч/год.

2. Выбор типа, количества и мощности трансформаторов

Число и мощность трансформаторов следует выбирать исходя из технико-экономических расчетов и нормативных требований по резервированию, согласно которым на подстанциях следует предусматривать по два главных понижающих трансформатора (в нашем случае: мощность потребителей І категории, 50%, мощность потребителей ІІ категории, 40%). Обычно бывает экономически не выгодно принимать мощность каждого трансформатора из расчета обеспечения всей нагрузки подстанции. Как правило, на подстанциях оба трансформатора бывают включены. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них энергоснабжение обеспечивалось оставшимся, а работе трансформатором. Мощность трансформатора рекомендуется определять исходя из условий аварийного режима:

S_н.тр

S_max — cуммарная максимальная нагрузка первичной обмотки трансформатора, кВ*А;

k_зп — коэффициент допустимой нагрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме, равный 1,4; n — количество трансформаторов, в нашем случае — 2.

Определим желаемую мощность трансформатора:

Расчётный максимум нагрузки:

S_max = = = 25.882 МВА

S_{н.тр = = 18,487 МВА = 18 487 кВА}

По справочным данным выбираем трансформатор двухобмоточный 110 кВ, РПН (ГОСТ 12 965−74): ТРДН 25 000/110.

Определим загрузку трансформатора в нормальном режиме:

в_н = = = 0,51 764,

т. е трансформатор загружен на 51,764%.

Загрузка трансформатора в аварийном режиме:

k = = = 1.3 528 1.4 — в пределах допустимого (3,53%).

Проверим обеспечение потребителей І и ІІ категории в аварийном режиме:

S_ct*1.4 S_І + S_ІІ, где S_І + S_ІІ — мощности потребителей І и ІІ категории

S_І = = = 12.941 МВА

S_ІІ = = = 10,3528МВА, тогда

25*1,4 = 35 23,2938 = 12,941 + 10,3528

Таким образом все потребители І и ІІ категории в аварийном режиме будут обеспечены питанием.

Технические данные выбранного трансформатора:

ТРДН 25 000/110, S_ном = 25 МВА

К_з = 0,62 — коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

К_ин = 0,05

При расчёте нагрузочной способности трансформатора по программе Circuit Magic. 1.0.0.3. получили следующие результаты:

Максимальная температура масла Т_мах = 84,98;

Максимальная температура обмотки Т_об = 131,42;

Суточный износ изоляции 3,82.

Согласно этим вспомогательным расчетным данным трансформатор подходит.

Расчёт потер в трансформаторе

кВт где Kz-коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, -активные потери в обмотке трансформатора, — реактивные потери в обмотке трансформатора:

кВар где — номинальная мощность трансформатора, -напряжение короткого замыкания.

кВт гдеактивные потери в стали трансформатора, — реактивные потери в стали трансформатора.

кВар гдереактивные потери в стали трансформатора, — номинальная мощность трансформатора, -ток холостого хода.

кВар гдереактивные потери в стали трансформатора, — реактивные потери в меди трансформатора, -коэффициент загрузки, -потери реактивной энергии на 1 трансформатор.

кВт гдеактивные потери в трансформаторах, -активные потери в обмотке трансформатора, гдеактивные потери в стали трансформатора, — реактивные потери в стали трансформатора, n-число трансформаторов на ГПП.

кВар гдереактивные потери в стали трансформатора, — реактивные потери в меди трансформатора-потери реактивной энергии на трансформаторах подстанции, n-число трансформаторов на ГПП.

кВт где — расчётная мощность на стороне 10 кВ, -активные потери в трансформаторах, — расчётная мощность на стороне 110 кВ.

Cos ц = 0.85, тогда tg ц = 0.619 744 338

= *tg ц = 22 000*0.61 974 = 13 634.375 кВар

= 13 634,375 +2368,1 =16 002,475 кВар где — расчётная экономическая реактивная мощность на стороне 10 кВ, -реактивные потери в трансформаторах, — расчётная экономическая реактивная мощность на стороне 110 кВ.

=27 426,452 кВА где — расчётная мощность на стороне 110 кВ, — расчётная реактивная мощность на стороне 110 кВ, — полная расчётная мощность на стороне 110 кВ.

А где — полная расчётная мощность на стороне 110 кВ, U-номинальное напряжение питающей сети, -расчётный ток в послеаварийном режиме.

3. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

Так как при проектирование широко применяются подстанций такого типа для них разработана типовая схема, приведенная на рисунке 1.

Рис. 1. Структурная схема подстанции .

Главная схема — это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационных и других первичных аппаратов со всеми соединениями, выполняемыми между ними.

Главная схема электрических соединений должна удовлетворять следующим требованиям:

— обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в нормальном и послеаварийном режимах работы;

— учитывать перспективу развития;

— допускать возможность расширения;

— обеспечивать возможность выполнения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

При этом следует принимать простейшие схемы. Так как проектируемая подстанция является проходной, то согласно рекомендациям «Норм технологического проектирования подстанций» (18, 19) применяем схемы со сборными шинами и одним выключателем на присоединение

· с одной секционированной выключателем системой шин № 110(9, 9Н, 9АН, 12, 12Н) — при числе присоединений 5 и более.

Выберем № 110−9 для РУ 110 кВ

Для РУ 10 кВ;

Количество отходящих линий в РУ 10 кВ подстанции определяется схемой развития сетевого района. В нашем случае — 7 линий по 3 км. Нормы рекомендуют схемы № 6 (1, 2, 3).

Выбираем схему № 10−2 - две секционированные выключателями системы шин при двух трансформаторах и сдвоенных реакторах.

4. Расчёт токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора и проверки параметров электрооборудования, а также для выбора и проверки релейной защиты и автоматики.

Основная цель расчетов — определить периодическую составляющую тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

Расчет токов КЗ выполняем в следующей последовательности:

составим расчётную схему цепи КЗ;

по расчетной схеме составляем электрическую схему замещения одной фазы;

вычисляем относительные сопротивления элементов цепи КЗ, указанные в схеме замещения;

постепенно преобразуя схему замещения, приводим её к наиболее простому виду, так чтобы источники питания были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;

вычисляем токи КЗ для характерных точек проектируемой электрической цепи.

Расчетная схема представляет собой упрощенную электрическую схему с указанием тех элементов цепи и их параметров, которые влияют на КЗ. При расчетах токов КЗ, как правило, требуется определить не только максимальные токи, необходимого для проверки оборудования и расчета защит, но и минимальные токи КЗ для проверки устройств защиты. Поэтому обычно составляются две расчетные схемы соответствующие обоим режимам.

В расчетную схему для максимальных токов КЗ вводим все элементы, через которые осуществляется электро снабжение при нормальном режиме. В схеме режима минимальных токов КЗ часть линий и трансформаторов не участвуют.

При составлении схемы замещения все элементы расчетной схемы заменяем соответствующими относительными сопротивлениями, причем каждое сопротивление обозначаем дробью (в числителе — порядковый номер; в знаменателе — относительное сопротивление. При этом учитывают обычно лишь индуктивные сопротивления элементов.

Для расчетов зададимся базисной мощностью S_б = 100.

Схема питающих сетей:

S_c =, x_c = 0

230 кВ

2 x L₀ = 90 km

TV1 S_A = 100MBA S_A =100MBA TV2 10,5кВ

115 кВ К1 K3

L₁ = 240 km L₂ = 240 km 5 линий

TV3 S_T = 25 МВА S_T = 25 МВА TV4

L₃ = 3 km L₄ = 3 km 7 линий

10,5 кВ К2

U_KBC = 11%; U_KBH = 32%; U_KCH = 19%. (для TV1 и TV2)

Относительные сопротивления энергосистемы равны 0 (по заданию).

Относительные сопротивления подходящих линий (всего 2 линий по 240 км):

х_*1 = х₀ * L₀* = 0,4*90* = 0,2722;

х_*1−2б = х_*1/2 = 0,2722/5 = 0,1361.

Расчётные значения напряжений КЗ обмоток трансформаторов TV1, TV2:

u_KB = 0.5(u_KBC + u_KBH — u_KCH) = 0.5*(11 + 32 — 19) = 12%

u_KC = 0.5(u_KBC + u_KCH — u_KBH) = 0.5*(11 + 19 — 32) = -1%

u_KH = 0.5(u_KBH + u_KCH — u_KBC) = 0.5*(32 + 19 — 11) = 20%

относительные сопротивления обмоток трансформаторов:

x_*б3 = = = 0,48;

x_*б4 = = = - 0,04;

x_*б5 = = = 0,80;

относительные сопротивления линий L₁ и L₅ (240 км) х_*б6,10 = х₀* L = 0,4*240 * = 0,7258

сопротивления трансформаторов TV3, TV4:

x_*11,12 = = = 0,420.

относительные сопротивления линий L₆ и L₁₂ (3 км) х_*б13,19 = х₀* L = 0,4*3 * = 1,0884.

Составляем схемы замещения

Преобразуем схему замещения для точки К1

Х₂₀ = = = 0,22;

Х₂₁ = = = 0,0544;

Х₂₂ = х₍₁₋₅₎ + х₁₃ + х₁₄ = 0,1361 + 0,22 + 0,0544 = 0,4105.

Преобразуем схему замещения для точки К1

Х₂₀ = = = 0,22;

Х₂₁ = = = 0,0544;

Х₂₂ = х₍₁₋₅₎ + х₁₃ + х₁₄ = 0,1361 + 0,22 + 0,0544 = 0,4105.

Определяем основные параметры режима короткого замыкания для точки К1:

I_б = = = 0,502 кА.

S_R1 = = = 243,605 MBA.

I_KЗ1 = = = 1,223 kA.

= = 0,866*1,223 = 1,059 кА Ударный ток: i_y1 = 2.55* I_KЗ1 = 2,55*1,223 = 3,1187 кА.

Максимальное значение апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя:

i_ф,б = I_K1 * exp (-ф/T_a).

ф = t _зmin+ t _св = 0,01 + 0,04 = 0,05 сек. ;

t _зmin — минимальное время действия защиты = 0,01 сек.

t _св — собственное время отключения выключателя с приводом (по каталогу — 0,04 сек.)

Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для сборных шин подстанции с первичным напряжением 110 -150 кВ:

Т_а = 0,02 — 0,03 (точка К1).

Сборные шины низшего напряжения понижающих подстанций с трансформаторами мощностью 25 МВА и ниже Т_а = 0,045 (точка К2).

i_{ф, б} = 1,414*1,223*ехр (-0,05/0,025) = 0,234 кА.

Тепловой импульс тока КЗ:

В_КЗ = (t_откл + Т_а) = 1,223² (2,14 + 0,025) = 3,238 кА²*с.

t_откл = t_рз + t_ср + t_св = 2,14 + 0,1 + 0,04 = 2,14 с.

t_рз — время срабатывания задержки срабатывания защиты на К1(2 сек)

t_ср — собственное время срабатывания защиты (0,1 сек).

Рассмотрим схему замещения для точки К2.

Х₂₃ = х₁₁/2 = 0,42/2 = 0,21;

Х₂₄ = х₁₃/7 = 1,0884/7 = 0,1549;

Х₂₅ = х₂₂ + х₂₃ + х₂₄ =0,4105 + 0,21 + 0,1549 = 0,7754.

Определяем основные параметры режима короткого замыкания для точки К2:

I_б2 = = = 5,499 кА.

S_R2 = = = 128,966 MBA.

I_KЗ2 = = = 7,092 kA.

= = 0,866*7,092 = 6,1415 кА

Ударный ток: i_y2 = 2.55* I_KЗ2 = 2,55*7,092 = 18,085 кА.

Максимальное значение апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя:

i_ф,б = I_K2 * exp (-ф/T_a).

ф = t _зmin+ t _св = 0,01 + 0,05 = 0,06 сек. ;

t _зmin — минимальное время действия защиты = 0,01 сек.

t _св — собственное время отключения выключателя с приводом (по каталогу — 0,05 сек.)

Сборные шины низшего напряжения понижающих подстанций с трансформаторами мощностью 25 МВА и ниже Т_а = 0,045 (точка К2).

i_{ф, б} = 1,414*7,092*ехр (-0,06/0,045) = 2,643 кА.

Тепловой импульс тока КЗ:

В_КЗ = (t_откл + Т_а) = 7,090² (0,65 + 0,045) = 34,956 кА²*с.

t_откл = t_рз + t_ср + t_св = 0,5 + 0,1 + 0,05 = 0,65 с.

t_рз — время срабатывания задержки срабатывания защиты на К2 (0,5 сек)

t_ср — собственное время срабатывания защиты (0,1 сек).

Определим основные показатели КЗ в минимальном режиме.

Определяем основные параметры режима короткого замыкания для точек К1 и К2:

Определяем основные параметры режима короткого замыкания для точки К2:

I_б1 = = = 0,502 кА.

S_R1 = = = 117,91 MBA.

I_KЗ1 = = = 0,5919 kA.

= = 0,866*0,5919 = 0,5126 кА

I_б2 = = = 5,499 кА.

S_R2 = = = 42,283 MBA.

I_KЗ2 = = = 2,325 kA.

= = 0,866*2,325 = 2,0136 кА.

Итоговая таблица.

Точки КЗ

Относительные сопротивления для токов КЗ

5. Выбор токоведущих частей и электрических аппаратов подстанции

5.1 Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты выбирают по условиям короткого замыкания.

Согласно ПУЭ по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяют:

аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на номинальный ток до 60 А — по электродинамической стойкости;

аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа — по термической стойкости;

аппараты и шины цепей трансформаторных напряжений при расположении их в отдельной камере или за добавочным резистором;

проводники к неответвленным индивидуальным электроприемникам;

провода воздушных линий (ВЛ) электропередачи при ударном токе КЗ, меньшем 50 кА, и отсутствии быстродействующих устройств АПВ.

За наибольший рабочий ток присоединения принимают ток с учетом допустимой перегрузки длительностью не меньше 30 мин. При расчете максимальных рабочих токов необходимо учитывать возможность 1,5-кратной перегрузки трансформаторов в наиболее неблагоприятном режиме, увеличение токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или линии. Для выбора линии также следует предусматривать запас на перспективу, который можно принять равным 30% существующей мощности потребителей.

5.2 Выбор токоведущих частей

Выбор гибких сборных шин на стороне 110 кВ.

Для РУ 35 кВ и выше применяют гибкие шины, выполненные проводами АС. Выбор проведем по таблице

Таблица 5

Характеристика условий выбора гибких шин

Формула.

По длительному допустимому току

I_доп I_p.max

По термической стойкости

q q_min = /C

По условиям отсутствия коронирования (при напряжениях 35 кВ и выше).

0.9E₀ 1.07E

Для сборных шин подстанции:

I_p.max =

где k_пр = 1,3 — коэффициент развития потребителей;

k_рн1 — коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6 — 0,8.

S_пс = n*S_тр = 2* 25 000 = 50 000 кВА — максимальная полная мощность всей подстанции с двумя трансформаторами 25 МВА

I_p.max = = 228,43 А.

Выбираем бдижайший допустимый длительный ток I_доп = 265 А АС50

q — выбранное сечение, мм²

q_min — минимальное сечение токоведущей части по условию термической стойкости, мм²

q_min = /88 = 20,45 mm² (для АС С = 88)

ближайшее стандартное большее сечении АС35 А50

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВт/см Е₀ = 30,3m (1 + 0.299/)

m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроводного провода АС он равен 0,82);

r — радиус провода (для АС50 r = 4,8 мм = 0,48 см) Е₀ = 30,3*0,82(1 + 0,299/) = 35,92 кВт/см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода Е =

— среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз = 1,26D. Здесь D — расстояние между соседними фазами, см. для сборных гибких шин приняты расстояния между проводами разных фаз — 1,5; 3,0 и 4,0 м для напряжений 35; 110 и 220 кВ соответственно.

= 1,26D = 1,26*3,0 = 3,78 м = 378 см.

Е = = 28,01 кВ/см Таким образом,

0,9 Е₀ = 0,9* 35,92 = 32,328 кВ/см

1,07Е = 1,07* 28,01 = 29,971 кВ/см и условие выполняется

Окончательно выбираем АС50/8.

Выбор сборных жестких шин на стороне 10 кВ.

В закрытых РУ сборные шины выполняют жесткими алюминиевыми шинами.

Таблица 6

Выбор и проверка на термическую стойкость жестких шин определяется аналогично гибким шинам. Следует учесть, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых токов приведенные в справочниках должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и 8% с шириной полос больше 60 мм.

I_p.max = = 2501,851 А.

Подходят алюминиевые прямоугольные шины, расположенные плашмя при числе полос на фазу = 3: 100×8 мм = 0.1×0.008 m

I _доп = 0,92*3050 = 2806 А.

q = 800 mm²

q_min = /88 = 67,184 mm² — условие выполняется.

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению, возникающему в них при КЗ:

у_расч = 1,76 10^-6 МПа где l = 1м — расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а = 0,75 м — расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у — ударный ток трехфазного КЗ;

W — момент сопротивленияшины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, при расположении плашмя

W = b²h/6 = 0.008²*0.1/6 = 1.066*10^-6 m²

у_расч = 1,76 * = 81,8 МПа

выбираем шины из алюминиевого сплава типа АД31Т1 100×8 мм у_доп = 90,0 МПа, I_доп = 2,806 кА.

Выбор силовых кабелей и воздушных линий потребителей (длина по условию — 8 км — кабелей и 20 км — ВЛ).

В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабеля.

Выбор произведём по таблице

Таблица 7

Для кабелей и ВЛ потребителей:

I_p.max = = = 1010,393 А

Пусть от РУ отходит 4 кабельных линии, проложенных в земле и 3 ВЛ, тогда I_p.max = 1010,393/7 = 144,342 А для каждой линии.

Предварительный выбор:

кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочкой q = 70 мм² (I_доп = 165 А) ВЛ — АС35/6,2 (I_доп = 175 А)

q_min = /88 = 16.747 mm² — условие выполняется.

По экономической плотности тока эти линии не проверяются U = 10 kB

Определим потери в линиях ДU = (r₀Cos ц + x₀ Sin ц) L*I_p.max

r₀ — удельное активное сопротивление линии;

x₀ — удельное реактивное сопротивление линии;

кабели: r₀ = 0,48Ом/км x₀ = 0,06 Ом/км ВЛ: r₀ = 0,79 Ом/км; x₀ = 0,26 Ом/км Кабели: ДU = У (0,48*0.85+ 0,06*0.5268) *8 * 1010.393 = 0.3553% 5%

ВЛ: ДU = У (0,79*0.85+ 0,26*0.5268) *20*1010.393 = 1.6337% 5%

Окончательный выбор:

Кабель: ААГ 4×70 мм²

ВЛ: АС35/6,2 мм²

5.3 Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов.

Гибкие шины открытых РУ ВН подстанций обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде в зависимости от их типов и напряжения определяется в результате расчетов:

Таблица 8.

Выбор опорных изоляторов.

Жесткие шины РУ НН крепят на опорных изоляторах.

Таблица 9.

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

F = 0.176*i²_y *l/a,

где l — расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а — расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у — ударный ток трехфазного КЗ;

F = 0.176*18,084² *1/0,75 = 7674,33 Н Выбираем F_разр = 20 000 Н

0,6*F_разр = 0,6*20 000 = 12 000 Н Окончательно выбираем: ИОР-10−2000. УХЛ, Т

Выбор проходных изоляторов.

Эти изоляторы применяют для соединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных и внутренних частей РУ.

Выбор производим по таблице Таблица 9.1.

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

F = 0.088*i²_y *l/a,

где l — расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а — расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у — ударный ток трехфазного КЗ;

F = 0.088*18,084² *1/0,75 = 3837,16 Н Выбираем F_разр = 17 500 Н

0,6*F_разр = 0,6*7500 = 4500 Н Сечение токоведущей части изолятора:

q_min = /C = /88 = 73.249 mm²

Окончательно выбираем: ИП-10/1600 — 750. УХЛ, Т

5.4 Выбор выключателей

При выборе выключателя, его паспортные характеристики сравниваем с расчетными условиями работы на подстанции. Расчет ведем по схеме:

Таблица 9.2

где I_H.откл — номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;

i_{б, ф} — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА: i_{б, ф} (ВН) = 0,234 кА; i_{б, ф} (НН) = 2,643 кА;

I_пр.с — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

i_пр.с — амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА; в_н — номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключенном токе, определяем по графику зависимости от ф: ф (ВН) = 0,05 с; в_н (ВН) =0,3; ф (НН) = 0,06 с; в_н(НН) = 0,25;

I_T — предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

t_T — время прохождения тока термической стойкости по каталогу, с;

B_k — тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА²с: B_k(ВН) = 3,238;B_k(НН) = 34,956;

i_y— ударный ток: i_y(ВН) = 3,1187 кА; i_y(НН) = 18,085 кА.

5.4.1 Выбор выключателей в ОРУ-110 кВ

На стороне 110 кВ ПС целесообразно применять специально разработанные для таких ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.

Промышленность выпускает маломасляные выключатели на 110 кВ типа ВМТ следующего типоразмера: ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1

Таблица 3 — Выбор выключателей в ОРУ — 110 кВ

i_t²t_t=I_откл² ?t=20²?3=1200кА²с Выключатель серии ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 полностью удовлетворяет условия выбора

5.4.2 Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

Промышленность выпускает разъединители на 110 кВ типа РНДЗ. На стороне 110 кВ необходимо установить 10 разъединителей:8 с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 — 110Б1000 и 2 разъединителя с одним заземляющим ножом РНДЗ.1 — 110Б1000

Условия выбора разъединителей одинаковы. Выбираем разъединители 2 типов РНДЗ-1- 110Б/1000У1 и РНДЗ — 2 — 110Б/1000У1.

Таблица 4 Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

i_t²t_t=Iоткл²t=31.5²*1=992.25 кА²с Разъединитель полностью удовлетворяет условия выбора.

5.4.3 Выбор трансформаторов тока в ОРУ-110 кВ

В дополнение к встроенным во вводы силового трансформатора трансформаторы тока ТВТ-І-110 установлены отдельно стоящие трансформаторы типа ТФЗМ-110Б-1-У1.

Таблица 5 — Выбор трансформаторов тока в ОРУ-110 кВ

Трансформатор тока полностью удовлетворяет условия выбора.

5.4.4 Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ

Для ОРУ-110 кВ промышленность выпускает разрядники типа РВС-110МУ1:

U_проб = 200−250 кВ; U_{проб имп} = 285 кВ 228,43 А

5.4.5 Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗОН-110М-11У1.

Т.к. изоляция нейтрали трансформатора выполнена на напряжение 50 кВ, параллельно разъединителю устанавливаются два, включенных последовательно, разрядника тина РВС-35-У1

Таблица 6 — Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ

В нулевой провод трансформатора встроен трансформатор тока типа ТВТ-35

5.4.6 Выбор электрических аппаратов в РУ-10 кВ

РУ-10кВ подстанции предполагается выполнить с применением малогабаритного РУ-КРУ (серии КМ-10).

Вводные шкафы на токи 2000А комплектуются маломасляными выключателями типа ВМПЭ-10.Секционные шкафы на токи до 1000А и линейные на токи до 3200А комплектуются колонковыми масляными выключателями серии ВК-10 с пружинным приводом — поэтому выбираем в ЗРУ- 10кВ КРУ В ячейках установлены выключатели типа ВМПЭ-10.Для выключателей этого типа t_cв=0,08с, тогда ф = t_сз+ t_cв =0,01+0,05=0,06с Условия выбора вводных ячеек сведены в таблице 7

Таблица .7

Вводные ячейки прошли все контрольные параметры Для секции сбоных шин применяется спаренные ячейки. Условия выбора ячеек приведены втаблице 8

Таблица 8 — Условия выбора ячеек для секционирования сборных шин