Проектирование электрической части подстанции

" Проектирование электрической части подстанции"

электрический подстанция трансформатор ток

Задание

Наименование подстанции: алюминиевый завод, расположенный на схеме сети (рис.З.1), подстанции № 5, график суточной нагрузки на рис. З.2.

Исходные данные:

максимум нагрузки: P_max = 35 МВт;

среднегодовая температура воздуха: _ср.год = 0;

напряжение: U_НН = 6,3 кВ;

состав потребителей по категориям: I кат. 60%, II кат. 20%, III кат. 20%;

число присоединений: 20;

число зимних и летних дней в году: t_з = 200, t_л = 156;

Схема сети Рис. З.1

Суточный график потребления электроэнергии Рис. З.2

Передача, распределение и потребление электрической энергии для нужд промышленных предприятий, для сельскохозяйственных потребителей и городских приемников должна производится с высокой экономичностью и надежностью. Для обеспечения этого нужна надежная и экономичная система распределения электрической энергии. Поэтому большое применение получили комплектные распределительные устройства (КРУ), и комплектные трансформаторные подстанции (КТП).

Задачей данного курсового проекта является проектирование электрической части подстанции, удовлетворяющей как технологическим, так и экономическим критериям. Основное внимание уделяется выбору трансформаторов, главной схемы подстанции, выбору электрического оборудования первичных цепей, измерительных трансформаторов, выбору схем собственных нужд.

Выбор силовых трансформаторов. Определение числа и мощности трансформаторов

Среди потребителей имеются потребители I-ой категории, не имеющие резервного источника питания по сети низкого напряжения (НН), поэтому количество трансформаторов на подстанции принимается равным n_т = 2.

Определим полную мощность нагрузки по формуле:

(1.1.)

где P_max -максимальная активная мощность нагрузки, МВт;

cosкоэффициент мощности, о.е.;

В соответствии с (1.1.) имеем:

МВА;

Мощность трансформатора определяется как:

(1.2.)

гдеК_отк— доля отключений потребителей III-ей категории;

К_ав.п— коэффициент аварийной перегрузки, показывает перегрузочную способность трансформатора. К_ав.п = 1.4

Рассчитываем мощности выбора трансформаторов при различных значениях К_отк по формуле (1.2.):

МВА;

МВА;

МВА;

Исходя из рассчитанной мощности, выбираем по /1, с.148/ два варианта трансформаторов следующей мощности:

2 ТРДН — 25 000/110.

2 ТРДН — 40 000/110.

Производим проверочный расчет выбранных трансформаторов.

Проверка нагрузочной способности

Расчет допустимой нагрузки трансформаторов связан с определением износа изоляции. Наличие систематических перегрузок, выбранных трансформаторов определяем из графика суточной нагрузки (рис. 1.1.), также по этому графику определяем и наличие аварийных перегрузок.

График суточной нагрузки (зима) 35 МВА

Рис. 1.1.

Рассмотрим зимний период для второго варианта трансформаторов. Для этого на графике соответствующему зимнему периоду наносим горизонтальную линию соответствующую мощности 2 25 МВА (при нормальном режиме) трансформатор не испытывает перегрузки.

Рассмотрим аварийный режим, то есть отключение одного трансформатора. Нанесем на рис. 1.1. горизонтальную линию, соответствующую мощности одного трансформатора. Согласно рисунка, длительность перегрузки составляет 11 часов. Причем величина максимальной перегрузки составляет:

(1.3.)

гдеS_{max н.з}— максимальная нагрузка в зимний период, МВА;

S_н.тр— номинальная мощность трансформатора, МВА;

В соответствии с (1.3.) имеем:

;

В соответствии с ГОСТом (ГОСТ 14.209−85), коэффициент аварийной перегрузки в аварийном режиме должен быть меньше или равен двум.

Определим коэффициент начальной эквивалентной нагрузки (относится к нагрузке лежащей ниже 40 МВА).

(1.4.)

гдеS_max— максимальная нагрузка зимнего периода, МВА;

S_i— мощность ступени суточного графика, %;

t_i— длительность ступени суточного графика, ч;

S_н.тр— номинальная мощность трансформатора, МВА

В соответствии с (1.4.) имеем:

;

Коэффициент перегрузки определим по формуле:

(1.5.)

гдеК_{мах з}коэффициент максимальной перегрузки в зимний период;

S_i— мощность ступени суточного графика, %;

h_i— длительность ступени суточного графика, ч;

В соответствии с (1.5.) имеем:

;

Сравниваем полученное значение с К_махз.

= 1.42 < 0.9 К_махз = 1.57, следовательно в качестве К₂ принимаем 0.9К_махз = =1.57 и производим пересчет продолжительности перегрузки.

Продолжительность перегрузки корректируется по формуле:

(1.6.)

По нормам максимально допустимых аварийных перегрузок трансформатора при температуре охлаждения:

_охлз = (- 20 + 273) = 253 К;

При фактическом времени перегрузки h_з = 9 ч. и коэффициенте К₁ = 0.78, используя /1, с. 52/ определим К_2доп = 1.6. Сравним К_2доп с К_2расч: К_2доп = 1.6 > К_2расч = 1.57. Следовательно, по условию систематических нагрузок установка 2-х трансформаторов с S_н.тр = 25 МВА каждый допустима и не требуется отключение части нагрузки III-ей категории в аварийном режиме.

Рассмотрим летний период для второго варианта трансформаторов. Для этого на графике соответствующему летнему периоду наносим горизонтальную линию соответствующую мощности 2 40 МВА (при нормальном режиме) трансформатор не испытывает перегрузки.

График суточной нагрузки (лето) 35 МВА Рис. 1.3.

Рассмотрим аварийный режим, то есть отключение одного трансформатора. Нанесем на рис. 1.3. горизонтальную линию, соответствующую мощности одного трансформатора. Согласно рисунка, длительность перегрузки составляет 9 часов. Причем величина максимальной перегрузки составляет:

(1.8.)

гдеS_{max н.л}— максимальная нагрузка в летний период, МВА;

S_н.тр— номинальная мощность трансформатора, МВА;

Согласно (1.8.) имеем:

;

В соответствии с ГОСТом (ГОСТ 14.209−85), коэффициент аварийной перегрузки в аварийном режиме должен быть меньше или равен двум.

Определим коэффициент начальной эквивалентной нагрузки (относится к нагрузке лежащей ниже 25 МВА).

(1.9.)

гдеS_max— максимальная нагрузка летнего периода, МВА;

S_i— мощность ступени суточного графика, %;

t_i— длительность ступени суточного графика, ч;

S_н.тр— номинальная мощность трансформатора, МВА В соответствии с (1.9.) имеем:

;

Коэффициент перегрузки определим по формуле:

(1.10.)

гдеК_{мах л}коэффициент максимальной перегрузки в летний период;

S_i— мощность ступени суточного графика, %;

h_i— длительность ступени суточного графика, ч;

Согласно (1.10.) имеем:

;

Сравниваем полученное значение с К_{мах л}.

= 1.18 < 0.9 К_{мах л} = 1.31, следовательно в качестве К₂ принимаем 0.9К_{мах л} = =1.31 и производим пересчет продолжительности перегрузки.

Продолжительность перегрузки корректируется по формуле:

(1.11.)

По нормам максимально допустимых аварийных перегрузок трансформатора при температуре охлаждения:

_охлз = (20 + 273) = 293 К;

При фактическом времени перегрузки h_л = 7.3 ч. и коэффициенте К₁ =0.52, используя /1, с. 52/ определим К_2доп = 1.35. Сравним К_2доп с К_2расч: К_2доп = 1.35 > К_2расч =1.31. Следовательно, по условию систематических нагрузок установка 2-х трансформаторов с S_н.тр = 25 МВА каждый допустима и не требуется отключение части нагрузки III-ей категории в аварийном режиме.

Так как на подстанции с трансформаторами 25 МВА в аварийном режиме отключение части нагрузки III категории не требуется, то расчет первого варианта подстанции с мощностью трансформаторов 40 МВА производить не будем.

Технико-экономический расчет

Данный расчет производится для определения экономической эффективности капитальных вложений в выбранный на основании расчетов вариант.

Определим приведенные затраты, которые определяются следующим образом:

(1.15.)

гдеE_п— нормативный коэффициент окупаемости, для каждой отрасли свой. В электрике E_п = 0.12, данный коэффициент показывает за сколько времени оборудование окупается;

К— единовременные капитальные вложения на сооружение подстанции и ежегодные эксплуатационные издержки;

И— ежегодные эксплуатационные издержки, тыс. руб;

У— вероятный народохозяйственный ущерб от перерыва электроснабжения потребителей;

Расчет годовых издержек производится по выражению:

(1.16.)

гдеР_ам— норма амортизационных отчислений, %;

Р_обс— норма отчислений на капитальный ремонт и реновацию, %; По /1, с. 548/, Р_ам = 6.4%, Р_обс = 3.0%

З_пот— затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах, определяемая по выражению:

(1.17.)

гдеЗ'_э— стоимость 1кВт час потерь электроэнергии, определенный по /1, рис 8.1/, для, коп/кВтч ;

?Э'- потери электроэнергии зависящие от нагрузки, %;

З^''_э— стоимость 1кВт час потерь электроэнергии, определенный по /1, рис 8.1/, для, коп/кВтч;

?Э^''— потери электроэнергии не зависящие от нагрузки, %;

При определении затрат на возможные потери следует иметь в виду, что

(1.18.)

гдеК_?— коэффициент попадания нагрузки в максимум энергосистемы, рекомендуется принимать равным 0.90.95;

Капиталовложения на сооружение подстанции определим по формуле:

(1.19.)

где?— коэффициент увеличения затрат в связи с транспортировкой, монтажом, наладкой подстанции, по /1, с.549/ определяем ? = 1.4;

С_з— заводская стоимость электрооборудования определяется из таблиц /1, с. 156, с.589/, тыс.руб.;

п— число трансформаторов ;

Согласно (1.19.) имеем:

тыс. руб.;

Время наибольших потерь определим как:

(1.20.)

гдеТ_max— годовое число часов использования максимума нагрузки, рассчитываемое по заданным (зимнему и летнему) графикам нагрузки;

(1.21.)

гдеS_{нагр.зп}— мощность ступеней нагрузки зимнего периода, %;

t_к— продолжительность ступеней нагрузки, ч;

t_з— число зимних дней в году;

S_{нагр.лп}— мощность ступеней нагрузки летнего периода, %;

t_л— число летних дней в году;

Согласно (1.21.) имеем:

ч ;

Тогда по формуле (1.20.) определяем время наибольших потерь:

ч ;

Согласно /3, с.98/ для показателей Т' и Т'' определяем и .

В нашем случае годовые потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

(1.22.)

гдеР_хх— потери холостого хода трансформатора определяются согласно /1, с. 156/, кВт;

Р_кз— потери короткого замыкания трансформатора, определяются согласно /1, с. 156/, кВт;

По формуле (1.22.) определяем:

тыс. руб.

Определим годовые издержки по формуле (1.16.)

тыс. руб.

Так как в аварийном режиме отключение нагрузки не производится как по зимнему так и по летнему графику нагрузки, то, следовательно, народохозяйственного ущерба, связанного с перерывами в электроснабжении потребителей не будет.

Тогда приведенные затраты будут равны, по формуле (1.15.):

З = 0.12 473.2 + 56.1 + 11.622 = 124.5 тыс. руб.

Найденные значения технико-экономического расчета сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1. Итоговые значения Технико-экономического расчета

Выбор главных схем

При выборе главной схемы электрических соединений должен учитываться ряд факторов: электрическая схема должна соответствовать условиям работы подстанции, обеспечивать надежное питание потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах, доступной для дальнейшего развития и экономически выгодной.

С учетом напряжения, числа присоединений, типа проектируемой подстанции, а также перечисленных выше требований производим выбор главной схемы подстанции с напряжением 110 кВ на высокой стороне. Для нашей подстанции выбрана типовая схема: одиночная секционированная система шин с обходной.

Расчет токов короткого замыкания. Расчет сопротивлений

Для заданной схемы сети (рис. З.1.) составляем эквивалентную схему замещения (рис. 3.1.1). Схема замещения составляется относительно подстанции указанной в варианте (п/ст № 5).

Схема замещения сети Рис. 3.1.1

Для проведения расчетов токов КЗ на высокой и низкой стороне напряжения трансформатора определяем сопротивление элементов схемы замещения, в относительных единицах.

Сопротивление линии определяется как:

(3.1.)

гдеХ₀— удельное сопротивление линии, ;

l— длина линии, км;

S_б— базисная мощность, S_б = 1000 МВА;

U_ср— среднее напряжение в месте установки элемента, кВ;

Используя заданные значения длин линий, в соответствии с формулой (3.1.) определяем:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Сопротивление трансформаторов определим по формуле:

(3.2.)

гдеХ_Т%-относительное сопротивление трансформатора, для трансформатора S = 250 МВА и U=110кВ Х_Т% = 10.5%, U=220кВ Х_Т% = 11%;

Согласно (3.2.) имеем:

о.е.;

о.е.

Сопротивление генераторов определим по формуле:

гдеХ^''_d— сверхпереходное сопротивление генератора, для генераторов ТВВ-200 Х^''_d = 0.18;

Сопротивление автотрансформатора находим, учитывая относительное сопротивление АТДЦТН — 250 000

Х_ВН-СН = 11%; Х_ВН-НН = 32%; Х_СН-НН =20% /1, с. 160/;

Сопротивление автотрансформатора найдем по формуле:

;

где;

;

Сопротивление системы:

о.е.

При складывании сопротивлений: Х5, Х7; Х3, Х6, Х8;X9, Х10; Х11, Х12; X14, X15; X16, X17 получаем:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.2.

Схема замещения Рис. 3.2

Параллельно складываем следующие сопротивления:

о.е.;

о.е;

о.е.

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.3.

Схема замещения Рис. 3.3.

Преобразуем треугольник Х5,7 — Хэ — Х3,6,8 в звезду:

о.е.;

о.е.;

о.е.

Складываем сопротивления Хэ с ХА, Х₁ с Хс:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.4.

Схема замещения Рис. 3.4.

Расчет токов короткого замыкания

Под расчетом токов короткого замыкания понимается наибольший ток, действию которого могут быть подвержены аппараты и проводники. В зависимости от схемы присоединений распределительного устройства разные аппараты подвергаются токам различной величины.

Произведем расчет токов короткого замыкания на стороне высокого напряжения. Для этого преобразуем звезду Х_1,С, Хэ, А и ХВ в треугольник:

о.е.;

о.е.

Преобразованная схема показана на рис. 3.5.

Схема замещения

Рис. 3.5.

Определим базисный ток по следующей формуле:

(3.3.)

гдеU_б— базисное напряжение, U_б = 230;

Согласно формуле (3.3.):

кА.

Из схемы замещения (рис. 3.5.) видно, что ток короткого замыкания имеет две составляющие, от системы и от генератора.

Определим составляющую тока короткого замыкания от системы:

(3.4.)

гдеЕ_с = 1- начальное значение ЭДС системы;

Определим составляющую тока короткого замыкания от генератора:

(3.5.)

гдеЕ_Г = 1.13- эквивалентная ЭДС генератора;

Определим суммарный ток короткого замыкания от системы и генератора:

кА;(3.6.)

Определим номинальный ток генераторов:

.(3.7.)

Определим отношение (I_КЗ) тока короткого замыкания от генераторов к номинальному току генераторов по формуле:

.(3.8.)

Используя справочные данные определим коэффициент периодической составляющей, А = 0.88 /1, с. 71/.

Определим суммарный ток периодической составляющей тока короткого замыкания от системы и генераторов:

кА.(3.9.)

Ударный ток для генераторов определим по формуле:

кА,(3.10.)

гдеК_уд.Г — ударный коэффициент для генераторов типа ТВВ-200 К_уд.Г = 1.95 /3, с.182/;

Ударный ток для системы определим по формуле:

(3.11.)

гдеК_уд.С = 1.92- ударный коэффициент системы

Определим суммарный ток:

кА.(3.12.)

Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от генератора:

(3.13.)

гдепостоянная времени, для генераторов типа ТВВ-200 = 0.2 с /3, с. 184/;

Т_аГ— момент, для генераторов типа ТВВ-200 Т_аГ = 0.4 с /3, с. 184/;

Согласно (3.13.) получим:

кА.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания от системы:

(3.14)

где — постоянная времени, для системы = 0.2 с, /3, с. 184/;

Т_аС— момент, для системы Т_аГ = 0.115 с /3, с. 184/;

Используя выражение (3.14.) найдем:

кА.

Определим суммарную апериодическую составляющую от генератора и системы:

кА.(3.15.)

Определим периодическую составляющую теплового импульса:

(3.16.)

гдеB'— относительный интеграл для турбогенераторов, является справочным данным, при = 0.2 сек B' = 0.68;

Q'— относительный интеграл для турбогенераторов, является справочным данным, при = 0.2 сек Q' = 0.82;

По (3.16.) находим:

кА²с;

Определим апериодическую составляющую теплового импульса:

(3.17.)

По (3.17.) находим:

кА²с;

Определим суммарный тепловой импульс:

кА²с;(3.18.)

Аналогично производим расчет тока короткого замыкания на стороне низкого напряжения.

Преобразуем звезду Х_АВ — Х_СВ — Х₄ в треугольник:

о.е.

о.е.

Схема замещения Рис. 3.6

Определим базисный ток по формуле (3.3.):

кА;

Определим составляющую тока короткого замыкания от системы по формуле (3.4.):

кА;

Определим составляющую тока короткого замыкания от генератора по формуле (3.5.):

кА;

Определим суммарный ток короткого замыкания от системы и генератора по (3.6.):

кА;

Определим номинальный ток генераторов по формуле (3.7.):

кА;

Определим отношение (I_КЗ) тока короткого замыкания от генераторов к номинальному току генераторов по формуле (3.8.):

.

Определим суммарный ток периодической составляющей тока короткого замыкания от системы и генераторов по формуле (3.9.):

кА;

Ударный ток для генераторов определим по формуле (3.10.):

кА;

Ударный ток для системы определим по формуле (3.11.):

кА;

Определим суммарный ударный ток по формуле (3.12.):

кА.

Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от генератора по формуле (3.13.):

кА;

Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от системы по формуле (3.14.):

кА;

Определим суммарную апериодическую составляющую тока короткого замыкания от генератора и системы по формуле (3.15.):

кА.

Определим периодическую составляющую теплового импульса по формуле (3.16.):

кА²с;

Определим апериодическую составляющую теплового импульса по формуле (3.17.):

кА²с;

Определим суммарный тепловой импульс по формуле (3.18.):

кА²с;

Полученные основные расчетные значения сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1. Расчет значений короткого замыкания

Выбор оборудования на стороне высокого напряжения. Выбор коммутационной аппаратуры

При выборе разъединителей учитываем следующие условия:

U_н U_c; I_н I_{раб.мах}; I_дин I_уд; В

Определим максимальный рабочий ток:

.(4.1.)

Так как номинальный ток разъединителя должен быть больше максимального рабочего тока, то по справочнику /1, с. 274/ выбираем разъединитель типа: РНДЗ-1−110/630 Т1 с параметрами: U_н = 110 кВ; I_н = 630 А; I_дин = 100 кА; I_Т = 40 кА; t_Т = 3 с. Проверим термостойкость разъединителя.

кА²с > В = 46.53 кА²с.

Выбранный разъединитель условиям проверки удовлетворяет.

Аналогично, по тем же условиям выбираем отделитель типа ОД — 110/1000 У1 с параметрами: U_н = 110 кВ; I_н = = 1000 А; I_дин = 80 кА; I_Т = 31.5 кА; t_Т = 3 с. Проверим термостойкость отделителя.

кА²с > В = 46.53 кА²с.

Отделитель условиям проверки удовлетворяет.

По тем же условиям проверки выбираем короткозамыкатель типа КЗ — 220 У1, /1, с. 280/ с параметрами: U_н = 220 кВ; I_Т = 20 кА; t_Т = 3 с. Проверим термостойкость короткозамыкателя.

кА²с > В = 46.53 кА²с.

Выбранный короткозамыкатель условиям проверки удовлетворяет.

Выбор трансформатора тока и напряжения

Производим выбор трансформаторов тока, учитывая номинальное напряжение и ток, номинальную нагрузку, класс точности и выполним его проверку на динамическую и термическую стойкость к действию токов короткого замыкания, выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ 110Б-III /1, с. 306/. Он должен удовлетворять условиям: U_н U_c; I_н I_{раб.мах}; I_дин I_уд; В

Параметры выбранного трансформатора тока: I_н = 600 А; I_дин = 50 кА; I_Т = 19.6 кА; t_Т = 3 с. Произведем проверку по выше перечисленным параметрам:

I_дин = 50 кА > I_уд = 30.8; I_н = 600 А > I_{раб.мах} = 100.41 А;

кА²с > В = 46.53 кА²с.

Производим проверку по вторичной нагрузке трансформатора тока исходя из условия Z₂ ??Z_2н, Z_2н = 1.2 Ом, так как индуктивным сопротивлением можно пренебречь, то вторичная нагрузка определяется:

Z₂ = R_приб + R_пр + R_к,(4.2.)

гдеR_приб— сопротивление приборов, Ом;

R_пр— сопротивление проводов, Ом;

R_к— сопротивление контактов, Ом;

Сопротивление приборов:

(4.3.)

гдеS_приб— мощность, потребляемая прибором, ВА;

I₂— номинальный вторичный ток, I₂ = 5 А;

На стороне высокого напряжения подключены амперметр типа Э351 /1, с. 387/ с S_приб = 0.5 ВА и вольтметр типа Э350 /1, с. 387/ с S_приб = 3 ВА.

По формуле (4.3.) определяем сопротивление приборов:

Ом;

Сопротивление контактов R_К = 0.05 Ом, тогда сопротивление проводов определим по формуле (4.2.):

R_пр = Z₂ — R_приб — R_к = 1.2 — 0.02 — 0.05 = 1.13 Ом.

Определим сечение проводов по формуле:

(4.4.)

гдеудельное сопротивление проводов, = 0.028 Ом/м;

l_расч— расчетная длина проводов, l_расч = 75 м;

мм²

Принимаем S = 2.5 мм². Таким образом, выбранный трансформатор подходит для эксплуатации.

Производим выбор трансформатора напряжения типа НКФ — 110 — 83У1 /1, с. 336/, у которого S_н = 400 ВА при классе точности 0.5. суммарная мощность приборов S_приб = = 12 ВА < S_н = 400 ВА. В качестве соединительного провода берем провод с алюминиевыми жилами сечением S = 2.5 мм².

Для установки на подстанции выбираем выключатель типа ВМТ-110Б-20/1000-У1. /1, с. 242/, с параметрами: I_н = 1000 А; I_н.откл = 20 кА. Производим проверку по току отключения.

_н = 32% по /4, с. 163/

(4.6.)

гдеасимметрия;

По (4.6.) определим:

%.

Проверяем по условию:

кА .

Проверяем по току включения:

I_н.вкл = I_н.откл = 20 кА > I_КЗ = 10.73 кА;

i_н.вкл = 2.55I_н.откл = 2.5520 = 51 кА > i_уд = 16.06 кА;

Проверяем на электродинамическую устойчивость:

I_н.дин = I_н.откл =20 кА > I_КЗ = 10.73 кА;

i_н.дин = 2.55I_н.откл = 2.5520 = 51 кА > i_уд = 16.06 кА;

Проверяем по условию термической устойчивости: I_Т = 20 кА, t_Т = 3 с /1, с. 242/.

Проверяем по условию:

= 20²3 = 1200 кА²с > B = 36.22 кА²с.

Исходя из всех условий проверки выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям.

Выбор оборудования на стороне низкого напряжения. Выбор выключателей

По рабочему току выбираем выключатель.

Максимальный рабочий ток определяем по формуле (4.1.):

.

Выбор шин

Выбор шин производим по максимальному рабочему току I_{раб.мах} = 2199.43 А. Выбираем медные шины прямоугольного сечения 10 010 1 полоса на фазу /1, с. 395/.

Проверяем на электродинамическую стойкость по условию _расч? _доп. Для медных шин _доп = 212 МПа /1, с. 19/.

Определим напряжение в материале шин по формуле:

(5.1.)

гдеМ_изг— изгибающий момент, действующий на шины, Нм;

Wмомент сопротивления шины, м³;

(5.2.)

гдеf_расч— сила, действующая на расчетную шину средней фазы В (на единицу длины);

l— длина пролета между опорными изоляторами, м;

Определим силу, действующую на расчетную шину:

Нм.

Согласно (5.2.) определим изгибающий момент, действующий на шины:

Нм;

Определим момент сопротивления:

;(5.3.)

Согласно формуле (5.1.) определим:

Мпа;

И произведем проверку по условию:

_расч = 4.3 Мпа? _доп = 212 Мпа.

Проверим на термическую стойкость.

При коротком замыкании:

(5.4.)

Начальная температура:

С;

Для _нач = 113.679 С по /1, табл. 7.37/ определяем А_н = 0.8510⁴

А_к = А_н + А = 0.8510⁴ + 0.3810⁴ = 1.2310⁴ .

Для А_к = 1.2310⁴ находим температуру _ном = 80 С /1, с.19/, что меньше _доп = 300 С /1, табл. 1.14/.

Выбранные шины проходят по все параметрам проверки.

Выбираем трансформатор тока типа ТЛ10-II /1, с. 296/ с параметрами: I_нI = 3000 А; I_дин = 128 кА; I_T = 40 кА; t_T = 3 с.

Проверим на динамическую стойкость

I_дин = 128 кА > I_уд = 90/3; I_н = 3000 А > I_{раб.мах} = 2199.43 А;

кА²с > В = 399 кА²с.

Нагрузка вторичной цепи, при наличии в ней амперметра типа Э377 с S = 0.1 ВА /1, с. 387/, счетчика активной энергии типа СА4У-И675М с S = 2.5 ВА /1, с. 390/ и счетчика реактивной энергии типа СР4У-И676М с S = 2.5 ВА /1, с. 390/.

S_приб = 0.1 + 2.5 + 2.5 = 5.1 ВА;

Тогда сопротивление приборов по (4.3.)

Ом;

Полное сопротивление вторичной цепи трансформатора:

Z₂ = R_приб + R_пр + R_к = 0.204 + 0.33 + 0.05 = 0.584 Ом;

Z₂ = 0.584 Ом < Z_доп = 0.6 Ом /1, с. 295/.

Трансформаторы тока удовлетворяют всем требованиям.

Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-6.3−66У2 /1, с. 326/. S_н = 75 ВА. Проверяем по вторичной нагрузке. Суммарная мощность приборов, при наличии 3-х вольтметров (S = 2 ВА), 3-х счетчиков активной энергии (S = 3 ВА) и 3-х счетчиков реактивной энергии (S = 3 ВА), составляет:

S_приб = 39 + 39 + 23 = 60 ВА;

S_н = 75 ВА > S_приб = 60 ВА.

Выбранный трансформатор полностью удовлетворяет вышеуказанным условиям. Таким образом, для напряжения 10.5 кВ выбираем КРУН серии К-47 с выключателем МГГ-10−5000−63УЗ, трансформатора тока ТПЛК-10 и трансформатора напряжения НОМ-10−66 У2.

Собственные нужды подстанции

Для электрического снабжения потребителей системы собственных нужд подстанции предусматривают трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. потребителями энергии подстанции являются электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, обогревание масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и устройствами, приборами, электрическим отоплением, освещением и т. д.

Выбор мощности трансформаторов собственных нужд осуществляется на основании суммирования мощности потребителей проектируемой подстанции.

Таблица 6.1. Собственные нужды подстанции

Определим полную расчетную мощность потребителей по формуле:

(6.1.)

гдеP_i— суммарная активная нагрузка, кВт;

Q_i— суммарная реактивная нагрузка, квар;

Расчетная мощность потребителей летом по (6.1.):

кВА;

Расчетная мощность потребителей зимой по (6.1.):

кВА;

Из расчетов видно, что в зимний период расчетная нагрузка больше, чем в летний период, поэтому принимаем за максимальную нагрузку зимнюю:

S_Pmax = S_PЗ = 63.11 кВА;

Определяем мощность трансформаторов собственных нужд, учитывая ремонтную нагрузку 25 кВА и допустимую нагрузку 15% по формуле:

(6.2.)

гдеS_РЕМ— ремонтная нагрузка, кВА;

К_доп— коэффициент допустимой перегрузки, К_доп = 1.15;

Согласно (6.2.) имеем:

кВА.

Для проектируемой подстанции принимаем два трансформатора собственных нужд номинальной мощностью 40 кВА; схема питания собственных нужд подстанции показана на рис. 6.1.

Схема питания собственных нужд подстанции Рис. 6.1

Релейная защита и автоматика

Для защиты от токов короткого замыкания и замыкания на землю, обеспечения надежного и устойчивого электроснабжения потребителей, предусматриваются различные устройства релейной защиты и системной автоматики. Для защиты трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов применяются следующие типы релейных защит: продольная дифференциальная защита — от повреждений обмотки, вводов и ошиновок трансформаторов; токовая отсечка мгновенного действия — от повреждений ошиновок, вводов и части обмоток со стороны источника питания; газовая защита — от сверхтоков, проходящих через трансформатор. Также предусматривается защита от замыканий на корпус и защита от перегрузки. На присоединениях кабельных линий и воздушных линиях предусматривается токовая отсечка.

Для резервирования рабочего источника питания на шинах низкого напряжения предусматривается устройство АВР (автоматическое включение резерва). Устройства релейной защиты и автоматики используют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, к которым подключены измерительные приборы.

Конструктивное исполнение подстанции

Распределительные устройства (РУ) сооружаются как в закрытом (ЗРУ), так и в открытом (ОРУ) исполнении. При этом ЗРУ надежней, удобней, безопасней, компактней и их эксплуатация не зависит от климатических условий, но дороже на 1025%, чем ОРУ.

Распределительное устройство проектируемой подстанции выполнено открытым по полуторной схеме. Все аппараты и проводники расположены с соблюдением рекомендационных расстояний. Ошиновка ОРУ выполнена гибкими сталеалюминиевыми проводами. Выводы к трансформаторам пересекают одну рабочую систему шин. Выключатели устанавливаются в три ряда: перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных машин, провоза оборудования и т. п. Соединение между выключателями и трансформаторами тока над автодорогой выполнены жесткой ошинковкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонновые разъединители. ОРУ выполнено с использованием железобетонных конструкций.

Под силовыми трансформаторами, а также трансформаторами тока и напряжения предусмотрены маслоприемники, слив с которых производится в маслосборники, расположенные вне территории подстанции.

Все сооружения на площадке ОРУ размещены с учетом возможности использования при монтаже и ремонтных работах различных передвижных и стационарных грузоподъемных устройств. РУ напряжением 6.3 кВ выполнено из шкафов КРУН серии К-47.

С целью защиты ОРУ от точечных попаданий молнии на некоторых элементах конструкций ОРУ устанавливаются молниеотводы, представляющие собой стальные стержни диаметром 10 мм и заземленным при помощи стальной проволоки диаметром 510 мм. Также защищает подстанцию от попадания молнии грозозащитные тросы питающих воздушных линий.

Для обеспечения надежной работы изоляции электрических установок как при длительных рабочих напряжениях, так и кратковременных перенапряжениях грозового и коммутационного характера предусмотрены вентильные разрядники.

Заключение

В данном курсовом проекте, по курсу «Электростанции и подстанции систем электроснабжения» была спроектирована подстанция городская. Выбрали два трансформатора ТДН — 25 000/110. Провели технико-экономический расчет. По результатам расчета токов короткого замыкания выбрали электрооборудование подстанции. Разработали план подстанции и определили основные конструкционные особенности ее исполнения.

Спроектированная подстанция обладает достаточной степенью надежности. В ходе проектирования были развиты и закреплены знания о методике расчета, выбора электрооборудования и сооружения подстанции.

Список использованных источников

1.Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций». 2-е издание. М.: Энергоиздат, 1986 г.

2.Шапиро И. М. «Справочник по проектированию электроэнергетических систем». М.: Энергоиздат, 1986 г.

3.Под ред. Герасимова В. Г. Электротехнический справочник. В 3-х томах. М.: Энергия, 1985 г.

4.Васильев А. А., Крючков И. П. и др. «Электрическая часть станций и подстанций». М.: Энергоатомиздат, 1980 г.