Разработка внутрицеховой трансформаторной подстанции 10/0, 4 кВ

Аннотация В общей части дипломной работы выбрана схема электрических соединений подстанции, произведён выбор силового оборудования, на основании расчёта токов короткого замыкания произведён выбор и проверка коммутационных аппаратов и токоведущих частей. Произведён выбор и расчёт релейной защиты и аварийного включения резерва.

В технико-экономической части приведён расчёт себестоимости передачи электрической энергии и расчёт полной себестоимости электрической энергии.

Раздел безопасности жизнедеятельности освещает вопросы охраны труда на подстанции и меры безопасности при проведении работ в электроустановках. Произведён расчёт заземления трансформаторной подстанции.

• Введение
• 1 Общая часть
• 1.1 Характеристика потребителей электроснабжения
• 1.2 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения
• 1.3 Ведомость потребителей электроэнергии
• 2 Расчет электрических нагрузок
• 2.1 Компенсация реактивной мощности
• 2.2 Выбор типа, числа и мощности силового трансформатора
• 2.3 Расчет токов короткого замыкания
• 2.4 Расчет и выбор силовой сети
• 2.5 Выбор электрооборудования
• 2.5.1 Выбор оборудования высокой стороны подстанций
• 2.6 Расчет и выбор релейной защиты трансформаторов
• 2.7 Автоматическое включение резерва
• 3. Охрана труда и противопожарная защита
• 3.1 Мероприятия по ТБ при эксплуатации электрооборудования
• 3.2 Ведомость специального инвентаря и принадлежностей по ТБ при эксплуатации электрооборудования
• 3.3 Заземление электроустановки
• 3.4 Противопожарные мероприятия при эксплуатации электроустановок
• 3.5 Ведомость противопожарного инвентаря
• 4 Технико-экономическая часть
• 4.1 Расчет эксплуатационных затрат
• 4.2 Расчет калькуляции себестоимости
• 4.3 Экономическое обоснование отпускной цены на электроэнергию и пути ее снижения
• Список использованных источников
• Введение
• Надежность электроснабжения и экономичность работы электрооборудования во многом определяются при выборе вида и мощности трансформаторной подстанции, а так же при применении современных и надежных систем защит трансформаторных подстанций. Последующая эксплуатация, возможность развития и увеличение надежности электроснабжения оценивают правильность выбора вида и мощности трансформаторной подстанции и правильность применения систем защит.
• В соответствии с «Программой технического перевооружения электрических сетей РАО «ЕЭС России» на 2001— 2005 гг.'' для коренного обновления распределительных сетей 0,4—20 кВ (с учетом нарастания их износа) потребуется ежегодно вводить в действие около 120 тыс. км линий этих напряжений и реконструировать до 10 тыс. трансформаторных подстанций.
• В данном дипломном проекте рассматривается расчёт трансформаторной подстанции.
• Подстанция является составной частью заводского оборудования системы. Рассчитываемая подстанция питает структурные подразделения, у которых электрооборудование относится к 1 и 2 категории электроснабжения. Расчёт трансформаторной подстанции включает в себя такие вопросы как выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения, расчет электрических нагрузок, разработка подстанции, выбор числа и мощности трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания, выбор оборудования.
• Краткая характеристика предприятия.
• Общие сведения о заводе «Пролетарий»
• 1. Местонахождение — г. Новороссийск, Сухумское шоссе, 60.
• 2. Форма собственности — частная.
• 3. Основной вид деятельности — производство и реализация цемента.
• 4. Производственная мощность — 2210 тыс. тонн в год
• 5. Способ производства цемента — мокрый
• 6. Привязка к источникам электроснабжения от ВЛ — 110 КВ «Кирилловская — Пролетарий»; «Пенайская — Пролетарий» — 110КВ.
• 7. Удельные нормы расхода электроэнергии на оду тонну цемента-132.5КВТ/час (поставщик Краснодарэнерго)
• 8. Цех упаковки и отгрузки цемента входит в состав основных производственных цехов завода.

После помола портландцемент направляют для хранения в цементные силосы, представляющие собой железобетонные башни цилиндрической формы. Силосы на заводе необходимы, чтобы предотвратить перерывы в производстве.

Цех упаковки и отгрузки цемента.

Отгрузка цемента потребителям на экспорт и внутренний рынок осуществляется в цехе упаковки и отгрузки цемента железной дорогой, морским и автомобильным транспортом.

Тарирование цемента (план — 650 тыс. тонн в год) производится карусельными упаковочными машинами в 50 кг. мешки и 1,5 тонные пакеты. Пакетоформирующие машины предназначены для формирования тарного цемента в штабеля. Транспортировка тарного цемента от карусельных упаковочных машин к пакетоформирующим осуществляется транспортерными лентами.

1 Общая часть

1.1 Характеристика потребителей электроснабжения

От проектируемой подстанции 10/0,4 кВ питаются:

— технологические линии тарирования цемента (1−4) (ЩСУ1−4)

— общие механизмы — (тельфер, лифт, аспирационные вентиляторы) (ЩСУ-5)

— зарядное устройство (ЩСУ-6)

— компрессорные установки,

— портальные загрузочные установки (ЩСУ-5)

— освещение (для освещения территории цеха, складов, гаража, погрузочно-разгрузочных площадок, железнодорожных путей применяют прожекторы типов ПЗО-45,ПЗС-35, с лампами накаливания мощностью соответственно 1000,500−300 и 150 Вт., ДРЛ (РЩ1, РЩ2).

Все электрооборудование цеха упаковки и отгрузки цемента относится к 1 и 2 категории электроснабжения.

К I категории относят электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса [ 1 ].

Во II категорию входят электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта [ 1 ].

1.2 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения

При составлении схемы электросети необходимо учитывать надежность электроснабжения, минимум затрат цветных металлов.

Радиальные схемы характеризуются тем, что от источника питания отходят линии, питающие крупные электроприемники или групповые распределительные пункты, от которых, в свою очередь, отходят самостоятельные линии, питающие прочие мелкие электроприемники [ 1 ].

Примерами радиальных схем являются сети насосных или компрессорных станций, сети взрыво и пожароопасных, и пыльных производств. Распределение энергии в них производится радиальными линиями oт распределительных пунктов, вынесенных в отдельные помещения. Радиальная схема применяется при крупном сосредоточении нагрузок.

Достоинство: высокая надежность электроснабжения, схемы более гибкие в отношение включения и отключения, отдельных электроприемников; отсутствие влияния повреждения в одном токоприемнике на все остальные, схема хорошо приспособлена к автоматизации.

Недостатки: дороже из-за большого использования пусковой и защитной аппаратуры и проводникового материала.

Магистральные схемы применяются при равномерном распределении потребителей по территории цеха и при питании электроприемников одной технологической линии [ 1 ].

Достоинство: возможность снизить капитальные затраты за счет уменьшения длины питающей линий; возможность снизить количество коммутирующих аппаратов; упрощенность строительной части подстанции.

Недостатки: малая надежность электроснабжения, повреждения магистрали ведет к отключению всех потребителей запитанных от нее.

Смешанная (комбинированная) схема сочетает в себе два типа схем: радиальную и магистральную.

В данном дипломном проекте предусматривается выбор наиболее целесообразного в технико-экономическом отношении типа подстанции и ее электроснабжение. При выборе схемы электроснабжения подстанции выбираем радиальную схему, так как эта схема обеспечивает по сравнению с магистральной большую надежность, хотя требует больших затрат на сооружение.

Рисунок 1. Схема подстанции 10/0,4кВ

Выбор этой схемы обусловлен и тем что при прекращении подачи электроэнергии потребителям первой и второй категории электроснабжения, имеющихся в схеме, потери из-за простоя будут стоить дороже, чем по сравнению с затратами на сооружение радиальной схемы.

На высокой стороне подстанции принимаем напряжение 10 кВ, так как по потерям мощности в линиях и трансформаторах оно более выгодно чем 6 кВ.

На низкой стороне подстанции принимаем напряжение 0,4 кВ, так как электроприёмники питающиеся от подстанции рассчитаны именно на это напряжение.

1.3 Ведомость потребителей электроэнергии

Таблица 1- Потребители электроэнергии цеха упаковки цемента

При наличии нагрузок 1 и 2 категории необходимо питание подстанции от 2-х и более источников, поэтому осуществление питания производится не менее, чем от двух секций подстанции.

2 Расчет электрических нагрузок

Расчет ведется по наиболее загруженной секции шин, по второй секции.

Определяем общую установленную мощность Р_ном., кВт

(1)

где n_np. — число электроприемников;

Р_пр. номинальная мощность электроприемников, кВт.

Р2=270+270+50+335=925кВт

Определяем среднюю активную мощность за смену Р_см., кВт

(2)

где К_u — коэффициент использования.

P_сm1=250×0,6+250×0,6+200×0,5+210×0,2=442кВт

P_cm2=270×0,6+270×0,6+50×0,7+335×0,5=526,5кВт

P_cm= 442+526,5=968,5 кВт

Определяем средний коэффициент использования К_{u ср.}

(3)

К_uср1 = = 0,486

К_uср2 = = 0,569

К_uср== 0,527

Определяем коэффициент силовой сборки m.

(4)

где Р_н.max, Р_н.min -соответственно, мощность максимального и минимального числа электроприемника группы, кВт.

m= = 6,7 6,7 > 3

К_{uс р =} 0,527 0,527 0,2

Если m > 3, К_u > 0,2, то эффективное число электроприемников n_эф

определяется

(5)

Для других случаев см. [ 1, с. 56, формулы 2.36 — 2.41 ]. По найденным величинам n_эф, и К_uср. определяем коэффициент максимума К_max по [ 1, с. 55, таблица 2.13 или рисунок 2.15 ].

n_эф1 = 7

n_эф2 = 6

n_эф = 11

Определяем максимальную активную мощность нагрузки Р_max, кВт

(6)

P_max1 = 1, 87 442 = 826,5 кВт

P_max2 = 1,88 526,5 = 988,9 кВт

P_max = 1,51 968 = 1462,4 кВт

Определяем среднюю реактивную мощность нагрузки за смену до компенсации Q_cm квар

(7)

где tgцтангенс каждого электроприемника, определяемый по соответствующему cosц.

Q_{cm 1} = 1500,9 + 1500,9 + 100 0,6 + 42 0,5 = 351квар

Q_cm2 =162 0,9 + 162 0,9 = 35 0,5 + 167,50,6 = 409 квар

Q_cm = 351 + 409 = 760 квар

Определяем среднюю реактивную мощность нагрузки за смену после компенсации Q_см квар

(8)

где Q_ст — стандартная мощность компенсирующего устройства, квар.

Q_cm1=150 0,9 + 150 0,9 + 100 0,6 + 42 0,5 — 275 = 76 квар

Q_cm2=162 0,9 + 162 0,9 = 35 0,5 + 167,5 0,6 — 300 = 109 квар

Q_cm = 76 + 109 = 185 квар

Определяем реактивную максимальную мощность нагрузки Q_max квар

Q_max = 1,1 Q_cm при, (9)

при, (10)

Q_max1 = 1,1 76 = 83,6 квар

Q_max2 = 1,1 109 = 119,9 квар

Q_max = 203 квар

Определяем максимальную полную мощность S_max, кВА

(11)

S_max1=

S_max2 =

S_max =

Определяем максимальный ток I_max, А.

(12)

где U_н — номинальное напряжение подстанции, кВ.

I_max1 =

I_max2 =

I_max =

Результаты расчетов сводим в таблицу 2 (см. стр. 17).

Таблица 2

2.1 Компенсация реактивной мощности

Применение устройств, компенсирующих реактивную мощность, несколько удорожает эксплуатацию электрических установок. Кроме того, в них создаются некоторые дополнительные потери активной мощности, которые, однако, значительно меньше потерь активной мощности.

Повышение коэффициента мощности, или уменьшение потребления реактивной мощности элементами системы электроснабжения, снижает потери активной мощности и повышает напряжение. На тех участках, где потребление реактивной мощности элементами системы электроснабжения увеличивается, потери активной мощности тоже увеличиваются, а напряжение снижается. На тex участках, где потребление реактивной мощности уменьшается, увеличивается, кроме того, пропускная способность элементов системы электроснабжения, а при проектировании новых линий создается возможность применения проводов меньших сечений при передаче той же активной мощности.

Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств:

— упорядочение технологическою процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования, а следовательно, и к повышению коэффициента мощности;

— переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%;

— устранение режима работы асинхронных двигателей без нагрузки (холостого хода) путем установки ограничителей холостого хода;

— замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% oт их номинальной мощности;

— замена малозагруженных двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе;

— замена асинхронных двигателей синхронными двигателями той же мощности, где это возможно по технико-экономическим соображениям;

— применение синхронных двигателей для всех новых установок электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим соображениям.

Мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств:

— установка статических конденсаторов;

— использование синхронных двигателей в качестве компенсаторов.

Мероприятия по повышению коэффициента мощности, допускаемые в виде исключения:

— использование имеющихся на предприятиях синхронных генераторов в качестве синхронных компенсаторов;

— синхронизация асинхронных двигателей, причем она допускается при нагрузке на валу не выше 70% от номинальной мощности и соответствующем технико-экономическом обосновании.

Мощность Q_к компенсирующего устройства (квар) определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Q_м нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Q_э предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

(12)

где ;

Р_м — мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимаемая по средней расчетной мощности Р_см наиболее загруженной смены, кВт;

tgц_м— фактический тангенс угла, соответствующий мощностям

нагрузки Р_м, Q_м;

tgц_э — оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным

предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей нагрузки Р_м, Q_э.

Определяем тангенс по секции до компенсации tg ц

(13)

tgц_1.1 = = 0,794

tgц_1.2 = = 0,778

Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства Q_k, квар

Q _{к =} Рсм (tgц1- tgц2) (14)

Q_к1 = 442(0,794 — 0,2) = 262,5

Q_к2 = 526,5(0,778 — 0,2) = 304,3

где tg ц₂ — тангенс по секции после компенсации, определяемый по

cosц =0,98; tg ц₂ = 0,2.

Выбираем стандартную мощность компенсирующего устройства Q_ст [1,с.133−134, таблицы 3.5, 3.6], [2, с. 306, таблица 5.1], [ 3, с. 382, таблица 6.21] из условия.

Q_cm1 = 275 262,5

Q_cm2 = 300 304,3.

Для первой секции выбираем установки :

УК4 — 0,38 — 100 УЗ; Q_cт =100 квар.(2 шт.)

УКЗ — 0,38 — 75 УЗ; Qcт=75квар (1 шт.)

Для второй секции выбираем установки :

УК4 — 0,38 — 100 УЗ; Q_cт =100 квар.(3шт)

Определяем величину разрядного сопротивления r_разр., Ом

(15)

где U_ф — фазное напряжение, кВ.

2.2 Выбор типа, числа и мощности силового трансформатора

Силовые трансформаторы, установленные на подстанции, предназначены для преобразования электрической энергии в электрических сетях и установках одного напряжения в другое.

Наибольшее распространение получили трёхфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 — 15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 — 25% меньше, чем в группе 3-х однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики. Надёжность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов. Так как трансформаторы являются системообразующими элементами и по своим техническим и конструктивным параметрам не подлежат частой замене, то есть аварийный выход из строя трансформатора ставит под угрозу нормальное функционирование объекта. Поэтому существует необходимость оценки принимаемого решения по выбору конкретного силового трансформатора.

Выбор трансформатора выполняется на расчётный период (пять лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию).

При наличии электроприемников I категории в любом случае должно быть не менее двух трансформаторов.

Определяем расчетную мощность наиболее загруженной секции S_cm, кВА

(16)

где Р_см — среднесменная активная мощность наиболее нагруженной секции кВт;

Q_см — среднесменная реактивная мощность наиболее нагруженной

секции кВт.

Определяем расчетную мощность силового трансформатора при

коэффициенте загрузки 70 — 80% S_p, кВА

(17)

где S_р — расчетная мощность наиболее загруженной секции, кВ А.

= 768,6 кВА

Определяем мощность силового трансформатора S_нт по [ 4, с. 44 таблица 27.6], [ 3, с. 120, таблица 3.3, с. 124, таблица 3.4] из условия

(18)

1000 кВА 768,6 кВА

ТМ3 1000/10 У1, S_нт=1000 кВт

Определяем активные потери мощности в трансформаторе ДР, кВт

(19)

где S_нт — предварительная мощность трансформатора взята из каталога.

Определяем реактивные потери мощности в трансформаторе ДQ, квар

(20)

Определяем полную расчетную мощность трансформатора с учетом потерь S_рп, кВА

(21)

Определяем коэффициент загрузки трансформатора в номинальном режиме

(22)

Определяем расчетную мощность по подстанции с учетом потерь S_рп/ст, кВА

(23)

Определяем аварийный коэффициент загрузки трансформатора для случая выхода из строя одного из них, К_за

(24)

.

Окончательные данные трансформатора приводим в таблице 3.

Таблица 3- Основные характеристики трансформатора

2.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания на стороне высокого напряжения

Производим расчет токов КЗ в относительных единицах.

Составляем схему замещения (рисунок 1).

S_c =110мВА

X = 0,9

ААБ-10

S = (3Ч185) мм²

L = 1,0 км

r₀ = 0,27 мОм/м

x₀ = 0,08 мОм/м

Рисунок 1- Схема замещения

Если имеется система ограниченной мощности, то принимаем S_с = S_б=110 мВА

Для S_с = S_б принимаем Х_с = Х_*с =0,9.

За базисное напряжение U_б принимаем среднее номинальное напряжение в точке короткого замыкания U_1ср.н. (U_б = U_1ср.н. = 10,5кВ).

Расчет производим в отн. ед.

Определяем базисный ток I_б, кА

(25)

Определяем активное и реактивное сопротивления линии r_*д, х_*д, отн. ед.

(26)

(27)

Определяем активное и реактивное эквивалентное сопротивление цепи КЗ r_*экв, х_*экв, отн.ед.

(28)

(29)

.

Определяем отношение сопротивлений х_*экв /r_*экв.

.

Если х_*экв / r_*экв > 3, то активное сопротивление линии не учитывается.

При х_*экв > 3 определяем ток КЗ по расчетным кривым

(30)

(31)

;

.

Определяем мощность КЗ S_K, MBA

(32)

.

Определяем ударный ток КЗ i_y, кА

(33)

где К_y — ударный коэффициент по [1, с. 228, рисунок 6.2].

.

Производим расчет приведенного времени, необходимого для проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую устойчивость токам КЗ.

Определяем коэффициент в"

(34)

.

Определяем время отключения ступеней t_откл., с

(35)

(36)

(37)

где t₃ — время срабатывания защиты, с; t 0,3 с ;

t_В — время срабатывания выключателя, с; t_B 0,1 с ;

Дt — ступень селективности срабатывания защиты, с; Дt = 0,5 с.

;

;

.

Определяем периодическую составляющую приведенного времени каждой ступени по [I, с. 244, рисунок 6.12].

(38)

(39)

(40)

;

;

.

Определяем апериодическую составляющую приведенного времени t_{па ,}с

(41)

.

Определяем приведенное время t_па, с, для трех ступеней селективности

(42)

(43)

(44)

;

;

.

t_пр3

t_пр2

t_пр1

Рисунок 2

Расчет токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения

Составляем схему замещения (рисунок 3)

Рисунок 3- Схема замещения

Исходные данные:

ТМ З — 1000/10

S_нт=1000 Квa,

U_кз=5,5%,

?Р_кз=11 кВт,

х_а=0,05 мОм,

r_а=0,1 мОм,

r_k=15 мОм,

r_д=0,1 мОм,

S_ш=(120Ч10)мм²,

I_доп=2070A,

r_ш0=0,035 мОм,

х _ш0=0,113 мОм,

L_ш=10 м 6/0,1

Определяем расчетный ток I_Р, А

(45)

где U_2н — номинальное напряжение силового трансформатора со стороны низкого напряжения, кВ.

.

Выбираем вводной автоматический выключатель по [6, с.261−262, таблицы 3.62−3.63].

ВА-75−47, I _н = 4000А.

Определяем активное и индуктивное сопротивление силового трансформатора сначала в относительных (r_*тр, х_*тр, о.ед.), затем в именованных единицах (r_тр, x_тр, мОм)

(46)

(47)

(48)

(49)

где ?Р_кз — потери короткого замыкания в силовом трансформаторе, кВт

(см. таблица 3);

U_кз% - напряжение короткого замыкания силового трансформатора, %

.

Выбираем шины по [5, с. 130, таблица 5−6], определяем активное и индуктивное удельные сопротивления шины по [5, с. 120, таблица 4−10] r_шо, х_шо, мОм .

АТ-(80Ч6); I_доп.=1150А; r_шо=0,074мОм/м; х_шо=0,145мОм/м, S =(80Ч6) мм², I_доп=1150А

Определяем суммарное активное и реактивное сопротивление цепи короткого замыкания r_?, x_? мОм

(50)

(51)

где l_ш — длина шины, м; r_a, х_а — активное и реактивное сопротивление вводного автоматического выключателя по [7, с. 139, таблица 2.54], мОм ;

r_к, r_д — сопротивление контактов и электрической дуги, мОм.

.

Определяем результирующее сопротивление цепи короткого замыкания Z_?, мОм

(52)

.

Определяем ток короткого замыкания I_кз, кА

(53)

где U_2н — номинальное напряжение цепи короткого замыкания, В.

.

Определяем отношение х_?/r_?, по которому находим ударный коэффициент К_у по [1, с. 228, рисунок 6.2].

.

Определяем ударный ток i_y, кА

(54)

.

Определяем мощность короткого замыкания S_кз, МВА

(55)

.

2.4 Расчет и выбор силовой сети

Воздушные и кабельные линии на напряжение выше 1000 В и питающие линии на напряжение до 1000 В выбираются по экономической плотности тока, по напряжению, из условия нагрева по допустимым токовым нагрузкам, по потере напряжения. Кабели напряжением выше 1000 В проверяются еще и на термическую устойчивость токам КЗ.

Определяем максимальный ток наиболее нагруженной секции на высокой стороне подстанции I_max1, А

(56)

где УI_л — расчетный ток отходящий линии, питающихся от шин подстанции со стороны высокого напряжения, А.

Определяем экономически целесообразное сечение питающей линии S_эк., мм²

(57)

где j_эк — нормированное значение экономической плотности тока,

определяемое по [1, с. 85, таблица 2.26], А/мм² .

Стандартное сечение кабеля выбираем с учетом напряжения линии из условия.

(58)

.

где U_н — номинальное напряжение кабеля, кВ.

Выбираем кабель марки ААБ10-(3Ч185), I_доп=345 А.

Выбранное сечение необходимо проверить из условия нагрева

(59)

где I_доп — допустимый ток кабеля или провода, А;

I_{мах.пст} — максимальный расчетный ток по подстанции, А.

.

Определяем максимальный расчетный ток по подстанции с учетом

высоковольтных двигателей и отходящих линий I_max.п/ст, А.

(60)

345А 104А

Выбранное сечение провода или кабеля проверяется по потере

напряжения из условия

(61)

8 0,547

где ДU_доп% - допустимое значение потери напряжения, %; для

U_1н = 6ч10 кВ

ДU_доп% = 6ч8%; для U_1н = 0,4 кВ ДU_доп % = 5%; при пуске наибольшего электроприемника при соs ц= 0,3 ДU_доп % = 10 ч15%;

ДU_расч% - расчетное значение потери напряжения, %.

Определяем расчетную потерю напряжения ДU_расч, %

(62)

где L — длина питающей линии, км ;

U_1н— номинальное напряжение линии, В ;

r₀, х₀ — удельные активное и индуктивное сопротивления проводника линии по [2, с. 511 — 513, таблицы П2.1, П2.2, П2.3 ], Ом/км;

соs ц, sin ц — коэффициенты активной и реактивной мощности.

Определяем коэффициенты активной и реактивной мощности cosц, sinц

(63)

.

(64)

.

Выбранное сечение кабеля проверяется на устойчивость токам короткого замыкания из условия

(65)

где S_ст, — площадь сечения выбранного кабеля, мм² ;

S_min — минимальная площадь сечения мм².

Определяем минимальную площадь S_min, мм²

(66)

где I_t=? — расчетный ток короткого замыкания при t =? , А ;

c — коэффициент, зависящий от материала проводника, для алюминия с = 85, t_пр3 — приведенное время третьей ступени, с.

.

2.5 Выбор электрооборудования

2.5.1 Выбор оборудования высокой стороны подстанций

Выбор начинаем с высоковольтной ячейки КРУ К-ХХVI.

Технические данные ячейки приводим в таблице 4.

Таблица 4- Расчетные данные высоковольтной ячейки КРУ К-ХХVI.

Ячейки КРУ выбираем по [3, с. 512, таблица 9.5].

Выбор высоковольтного выключателя

Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках и служит для отключения и включения цепи в любых режимах:

режим длительной нагрузки;

режим перегрузки;

режим короткого замыкания;

режим холостого хода;

режим несинхронной работы.

Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на соответствующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

— надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

— быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;

— пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, то есть быстрое включение сразу же после отключения;

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

— лёгкость ревизии и осмотра контактов;

— взрывои пожаробезопасность;

— удобство транспортировки и эксплуатации.

При выборе выключателей необходимо учитывать 12 различных параметров. Но так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

— напряжению эл. установки;

— длительному току;

— отключающей способности выключателя;

— электродинамической стойкости;

— термической стойкости.

Высоковольтный выключатель выбираем в соответствии с выбранной ячейкой по номинальному току и напряжению, роду установки (наружной или внутренней) и проверяем на термическую и динамическую устойчивость токам короткого замыкания, а так же на ток и мощность отключения.

Выключатели выбираем по [3, c.228, табл. 5.1] или [4, с. 166, табл. 31.1] ВМПЭ-10−630−20У3

Результаты проверки сводим в таблицу 5

Таблица 5- Расчетные данные выключателя

Все параметры выключателя должны быть больше или равны соответствующим расчетным величинам.

Выбор изолятора

Изоляторы выбираем по напряжению, роду установки, допускаемой механической нагрузке. Проходные изоляторы дополнительно выбираем по номинальному току.

Изоляторы выбираем:

— опорные по [3, с. 282, таблица 5.7];

— проходные по [3, с. 288, таблица 5,8].

— опорные ИО-10−3,75У3; U=10 кВ; F=3750 кН

— проходные ИП-10/630−750-IУ; U=10 кВ; I=630 А; F=7500 Н

Выбираем изолятор по напряжению из условия;

(67)

где U_{из. ном.} — номинальное напряжение изолятора, кВ.

Напряжение изолятора может превышать напряжение установки на 10 — 15%.

По роду установки изоляторы подразделяются на изоляторы внутренней и наружной установки.

Выбираем внутренний род установки.

По допускаемой механической нагрузке изоляторы выбираются из условия.

(68)

где F_расч. — расчетная нагрузка на изолятор при трехфазном ударном токе, Н ;

F_разр. — минимальная разрушающая сила на изгиб, взятая по каталогу, Н.

Определяем силу, действующую на шину средней фазы, F⁽³⁾, H

(69)

где — расстояние между опорными изоляторами в пролете (ширина высоковольтной ячейки), м;

а — расстояние между рядами изоляторов, м; принимаем, а = 0,13 ч 0,15 м.

.

При проверке изоляторов на механическую прочность следует принимать:

— - для опорных изоляторов;(70)

— - для проходных изоляторов.(71)

.

По номинальному току проходные изоляторы выбираются из условия нагрева.

(72)

где I_из.ном. — номинальный ток изолятора, А.

630А 104А

Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения выбирается по роду установки (наружной или внутренней), по мощности и номинальному напряжению и проверяется по классу точности.

Трансформаторы напряжения выбираем по [3, с. 337, таблица 3.36].

НТМИ-10−66У3

Таблица 6- Расчетные данные трансформатора напряжения

АВС

Рисунок 4- Схема трансформатора напряжения

Для проверки на класс точности необходимо учесть нагрузку, потребляемую всеми приборами, подключаемыми к трансформатору напряжения (таблица 7). При этой должно выполняться условие

(73)

где — номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА;

S₂ — суммарная мощность, потребляемая приборами, подключенными

ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, ВА

(74)

где — суммарная активная и реактивная мощности приборов,

Вт, вар

.

(75)

(76)

где — мощность прибора, ВА;

cos ц, sin ц — коэффициенты активной и реактивной мощности приборов.

.

.

Приборы выбираем по [3, с. 387, таблица 6,26].

Данные приборов заносим в таблицу 7

Таблица 7- Данные приборов

Защита трансформатора напряжения осуществляется предохранителями напряжения ПКН-10.

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по номинальному току и напряжению первичной и вторичной обмоток, по конструктивному исполнению и проверяются на класс точности.

Выбираем трансформаторы тока по [3, с. 294, таблица 5.9].

ТПЛ — 10

Данные трансформаторов тока заносим в таблицу 8.

Параметры аппарата должны быть больше расчетных.

Таблица 8- Данные трансформатора тока

Обычно трансформаторы тока устанавливают на двух фазах. Выбираем трансформатор тока с двумя сердечниками для цепей измерительных приборов и цепей релейной защиты. Класс точности измерительных приборов — 0,5; приборов релейной зашиты — 3.

При проверке на класс точности определяют нагрузку вторичной обмотки трансформатора тока и сравнивают ее с допустимой нагрузкой трансформатора из условия

(77)

где r₀ — номинальная нагрузка трансформатора тока, Ом;

r_расч.— суммарное сопротивление цепи вторичной обмотки трансформатора тока, Ом

.

Параметры измерительных приборов приведены в таблице 9.

Таблица 9- Данные приборов

Расчет ведем по наиболее нагруженной фазе по суммарной потребляемой приборами мощности.

Определяем суммарное сопротивление катушек приборов, включенных в фазу, А r_приб., Ом

(78)

где S_приб. — суммарная мощность катушек приборов, ВА;

I_2н — номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А ;

I_2н=5А.

.

Выбираем сечение контрольного кабеля для соединения трансформатора тока с измерительными приборами. Контрольный кабель принимаем с алюминиевыми жилами длиной = 8 ч 15 м, площадью поперечного сечения S = 2,5 ч 4 мм² .

= 8 м, S = 4 мм².

Определяем сопротивление кабеля r_к, Ом

(79)

где К_сх — коэффициент схемы, зависящий от количества трансформаторов и схемы их соединения по [1, с. 279, таблица 8.1]; для схемы соединения в неполную звезду К_сx=1;

j — проводимость материала контрольного кабеля м/(Ом · мм²); для

алюминия j = 32 м/(Oм · мм²).

.

Определяем расчетное сопротивление г_расч, Ом

(80)

где r_кон — сопротивление переходных контактов, Ом; r_кон. = 0,1 Ом.

.

Расчет шин

Сечение шины выбирается по длительно допустимому току из условия нагрева, проверяется на термическую и динамическую устойчивость при коротком замыкании.

Шину выбираем по [3, с 395, таблица 7 3] или по [5, о 130, таблица 5−6].

AТ — (30Ч4), I_доп. =365 А

По длительно допустимому току шину выбираем из условия

(81)

где I_доп. — допустимый ток шины, А.

365А 104А

Производим проверку на термическую устойчивость из условия

S _min S _ct(82)

где S _min — минимальная площадь сечения шины, выдерживающая расчетный ток короткого замыкания за соответствующее время его протекания, мм²,

S _ct — стандартная площадь сечения шины, мм²

.

Определяем минимальную площадь сечения S _min, мм²

(83)

где с — коэффициент, зависящий от материала шины; для алюминиевых шин с = 88;

t _пр2 — приведенное время второй ступени, с.

.

Производим проверку шины на динамическое действие токов короткого замыкания.

Определяем наибольшую электродинамическую силу, действующую на шину средней фазы при трехфазном КЗ F⁽³⁾ по формуле (66)

.

Определяем наибольший изгибающий момент М, Нм

(84)

.

Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной к направлению действия силы, W, м³

(85)

где b — толщина шины, м;

h — ширина шины, м

h

Рисунок 5- Схема шины

Определяем расчетное напряжение в материале шины у_расч., МПа

(86)

.

Проверка на динамическое действие токов КЗ производиться из условия

(87)

где у_доп. — допустимое напряжение для материала шины; алюминия — 80МПа.

.

Выбор оборудования подстанции на стороне низкого напряжения

Определяем расчетный ток на каждое присоединение со стороны низкого напряжения:

— для вводной линии I_р, А — по формуле (54) ;

— для каждого присоединения по отходящим линиям I _пр, А

(88)

где соs ц — коэффициент мощности соответствующего присоединения;

ЩСУ 1 ;

ЩСУ 2 ;

ЩСУ 3

ЩСУ 4 ;

ЩСУ 5 ;

ЩСУ 6 ;

РЩ 1 ;

РЩ 2

— для межсекционной перемычки I_pc, A

(89)

.

Выбираем панели по [4,с.160, табл. 30.16] и их параметры сводим в таблицу 10

Таблица 10- Параметры панелей

Выбираем трансформаторы тока из условия нагрева на каждое

присоединение из условия

где I _нт — номинальный ток трансформатора тока, А.

.

Данные трансформаторов тока сводим в таблицу 11.

Таблица 11- Данные трансформаторов тока

Выбираем кабели из условия нагрева и по напряжению

;

;

где I_доп — допустимый ток кабеля, А; определяем по [2, с.5И, таблица П2.1], или по [3, с. 400, таблица 7.10];

U_нк — номинальное напряжение кабеля, кВ.

.

.

Данные кабелей сводим в таблицу 12.

Таблица 12- Данные кабелей

Выбираем автоматические выключатели по [6, с. 261−262, таблицы 3.62, 3 63] из условий типа ВА-51−37

где I_на — номинальный ток автомата, А;

I_нр — номинальный ток теплового расцепителя, А;

I_отс. — номинальный ток электромагнитного расцепителя (ток отсечки), А;

I_пик — пиковый ток присоединения, А.

Данные автоматов сводим в таблицу 13.

Таблица 13- Данные автоматов

2.6 Расчет и выбор релейной защиты трансформаторов

На трансформаторах, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов; многофазных КЗ в обмотках и на их выгодах; однофазных замыканиях на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сете с эффективно заземленной нейтралью; витковых замыканиях в обмотках; внешних КЗ; перегрузках; понижениях уровня масла.

Защита от повреждений и понижений уровня масла внутри баков маслонаполненных трансформаторов

Тип защиты — газовая, реагирующая на образование газов внутри трансформатора. Защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал (первая ступень) или на отключение (вторая ступень).

В соответствии с ПУЭ установка газовой защиты обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более, а также для трансформаторов меньшей мощности при отсутствии быстродействующих защит (дифференциальной или максимальной со временем действия не более 0,5 — 1с).

Защита от токов коротких внешних замыканий

Защита предназначена для прекращения питания внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также служит резервом собственных защит трансформатора (дифференциальной, газовой и т. п.). На отдельных сторонах трансформатора могут устанавливаться комплекты защит от токов внешних КЗ, отключающие выключатели данной стороны. При наличии короткозамыкателей действие этой защиты, установленной со стороны ВН трансформатора, распространяется на включение короткозамыкателя. Комплекты защиты, как правило, выполняются с независимыми от тока выдержками времени, выбираемыми по ступенчатому принципу.

Для резервной защиты желательно использовать отдельные сердечники трансформаторов тока.

В качестве защиты от внешних КЗ (резервной) обычно используются токовые защиты, основные разновидности которых: максимальная токовая защита, трехфазная трехрелейная; двухфазная двухрелейная, двухфазная трехрелейная: максимальная токовая защита с пусковыми органами в исполнениях: с одним реле напряжения обратной последовательности и одним реле напряжения, включениями на междуфазное напряжение (комбинированный пуск); с тремя реле напряжения, включенными на междуфазные напряжения.

Различные исполнения защит применяются в зависимости от конфигурации сети, к которой подключены трансформатор, назначения, типа и мощности трансформатора, а также условий чувствительности. Ha понижающих трансформаторах, имеющих расщепленные обмотки НН, а также ответвления, на разные секции шин или работающих через сдвоенный реактор, на указанных ответвлениях, как правило, устанавливаются отдельные защиты трансформатора от внешних КЗ, осуществляющие одновременно защиту шин 0,4 кВ.

Первичный ток срабатывания токовых зашит трансформатора МТЗ от внешних КЗ

(90)

где I_{раб макс} — наибольшее значение тока нагрузки трансформатора с учетом самозапуска, электродвигателей; I_{раб макс} = 1,4 I_н тр, где I_н тр — номинальный ток трансформатора; К_ОТС =1,2; К_В = 0,8; К_ЗАП =1,5 ч2,0.

I_{раб макс}= 1,4 160,7 = 224,98 А;

.

МT3 с комбинированным пуском по напряженно от внешних КЗ

(91)

где К_ОТС =1,2;К_В = 0,8.

;

U_C3 = (0,4ч0,5)· U_н тр ;

U_н тр — номинальное напряжение трансформатора; U_2ср = 6 -12 В.

U_C3 = 0,5· 115 = 57,5 В;

Выдержка времени: t_C3 = t_{C3 MT3 ЛЭП 6 — 10 кВ (наибольш.)} + Дt.

t_C3 = 0,02ч0,06 с.

Проверяется:

(92)

.

Для основной защиты К_Ч 1,5 — 2, для резервной К_Ч 1,2, при КЗ в конце зоны резервирования.

Защита трансформаторов от перегрузок

Защита, как правило, предусматривается с действием на сигнал с выдержкой времени и устанавливается: на двухобмоточных трансформаторах со стороны питания, для двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками 10 кВ на каждой расщепленной обмотке трансформатора.

Первичный ток срабатывания МТЗ от перегрузок

Ток определятся как

(93)

где — К_ОТС = 1,05, К_В = 0,85 — коэффициент возврата.

Время срабатывания: t_C3 = 0,02ч0,06 с.

Защита от многофазных замыканий

Для воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий 10 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующие при многофазных замыканиях в линии по возможности, осуществляющие резервное действие при КЗ на смежном участке, а также устройства защиты и сигнализации однофазных замыканий на землю.

Защита устанавливается на всех без исключения линиях 6−10 кВ и действует на отключение линий. Допускается несрабатывание защиты при КЗ за трансформаторами в случаях, когда для них предусмотрена отдельная защита.

Типы защит. Для реактированных линий — одноступенчатая МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении. Для нереактированных воздушных линий — двухфазная двухступенчатая МТЗ: первая ступень — одно или двухрелейная отсечка, а вторая — двухили трехрелейная МT3 с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержки времени.

Выбор варианта защиты определяется требованиями чувствительности. На длинных ВЛ может быть применена двухступенчатая дистанционная защита.

Для нереактированных КЛ — одноили двухступенчатая (блок «линия-трансформатор») МТЗ в двухфазном, двухили трехрелейном исполнении. Для защиты нереактированных КЛ, прокладываемых в тоннелях или отходящих от шин п/ст с синхронными электродвигателями, когда МТЗ неприемлема по условиям термической стойкости кабелей или устойчивой работы синхронных двигателей, устанавливаются быстродействующие защиты: неселективная токовая отсечка в двухфазном, двухрелейном исполнении или продольная дифференциальная защита с проводным каналом связи типа ДЗЛ-2.

Расчетные уставки защиты

Ток срабатывания токовой отсечки линии, питающей трансформатор (трансформаторы) с высшим напряжением 10 кВ выбирается по условию несрабатывания защита при К3 на стороне низшего напряжения

(95)

где К_ОТС — коэффициент отстройки (К_ОТС = 1,3−1,4); - наибольшее из значений токов в месте установки отсечки при трехфазных КЗ на стороне НН трансформаторов, получающих питание по данной линии.

Для магистральных линия, кроме вышеуказанного условия, должно выполняться условие отстройки от суммарного броска намагничивающих токов трансформаторов

(96)

где К_ОТС = 3ч4 при выполнении отсечки с промежуточным реле, обеспечивающим замедление действия на время около 0,1 c; К_ОТС = 5ч6 при выполнении отсечки без замедления;

УI_н тр — сумма номинальных токов трансформаторов, присоединенных к защищаемой линии.

.

Минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ в конце линии

(97)

.

Ток срабатывания и чувствительность отсечки, защищающей ВЛ, определяются следующим образом

(98)

(99)

где I_к макс — наибольший, а I_к мин — наименьший ток в месте установки защиты при соответственно — трехфазном в конце и двухфазном КЗ в начале линии К_ОТС = 1,2 — 1,3.

Ток срабатывания MTЗ линии блоков «линия-трансформатор» выбирается из условия отстройки от максимального тока нагрузки

(100)

где К_ОТС = 1,2 — 1,3; К_В — коэффициент возврата реле;

К_СЗП — самозапуска, учитывающий возрастание тока нагрузки в послеаварийном режиме или после действия АВР за счет самозапуска электродвигателей, К_СЗП = 1,5;

I_{раб макс} — наибольший ток нагрузки линии с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

При наличии ускорения защиты должно дополнительно выполняться условие отстройки от броска токов намагничивания трансформаторов (см. выше расчет токовой отсечки).

Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце линии и на выводах трансформаторов. Минимальное значение К_Ч при отсутствии отдельных защит трансформаторов должно быть 2 при КЗ на выводах НН, а при наличии отдельных защит трансформаторов 1,5 при КЗ в конце линии и 1,2 при КЗ на выводах НН трансформаторов.

Ток срабатывания МТЗ линий, питающих РП, выбирается по условиям отстройки от наибольшего тока нагрузки (см. выше) и согласованию по чувствительности с предыдущими защитами по выражению

(101)

где К_НС — коэффициент надежного согласования (К_НС = 1,2−1,3);

I_{C3 пред} — наибольший из токов срабатывания предыдущих защит, обычно — токовых отсечек трансформаторов, присоединенных к РП;