Реконструкция электрической части подстанции 3510 кВ 48П «Петрозаводская птицефабрика»

Министерство образования Российской Федерации Карельский региональный институт управления, экономики и права ПетрГУ при Правительстве Республики Карелия РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ 48П «Петрозаводская птицефабрика»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ Выполнил студент группы ЭП-2

Технический факультет по специальности: «Энергообеспечение предприятий»

Легостаев Андрей Сергеевич Научный руководитель Рыбаков Виктор Иванович Петрозаводск 2003 год

Реферат Объект проектирования Подстанция номер 48П «Петрозаводская птицефабрика».

Обоснование темы проекта С ростом нагрузок сельскохозяйственных потребителей (Петрозаводская птицефабрика, кооператив «Кукко») и развитием камнеи деревоперерабатывающих предприятий, а также в связи с тем, что на Петрозаводской птицефабрике намечается строительство новых и восстановление старых цехов, настоящий проект предусматривает замену физически и морально устаревшего оборудования (масляных выключателей на элегазовые и вакуумные), а также замену трансформаторов марки ТМН-6300/35 на трансформаторы большей мощности для надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей.

Цель работы Выполнить проект реконструкции электрической части подстанции номер 48П «Петрозаводская птицефабрика» города Петрозаводска. Для чего необходимо разработать проект модернизации подстанции в соответствии с заданными условиями. В процессе проектирования, дипломант должен выполнить необходимые расчёты и произвести выбор оборудования в соответствии с расчётами. В процессе проектирования выбираются новое оборудование, решаются вопросы организации ремонтных работ, охраны труда, пожарной безопасности и экологии. В экономическом разделе производится экономическая сравнительная оценка базового и проектного варианта объекта, рассчитывается число обслуживающего персонала, определяются эксплуатационные расходы.

Методы решения разрабатываемых вопросов В процессе проектирования используются каталоги на современное отечественное оборудование, действующие решения и циркуляры. Отправными документами являются «Правила устройства электроустановок», «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской федерации», «Межотраслевые Правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок», «Правила пожарной безопасности на энергетических объектах».

Элементы новизны

§ замена масляных выключателей на элегазовые и вакуумные выключатели;

§ замена силовых трансформаторов на трансформаторы большей мощности.

1 Анализ существующего оборудования

1.1 Краткое описание и назначение объекта

2 Выбор силового оборудования

2.1 Выбор силовых трансформаторов

2.1.1 Расчет мощности трансформаторов Т-1 и Т-2 с учетом коэффициента перегрузки

2.2 Выбор схемы собственных нужд подстанции

2.2.1 Выбор комплектной трансформаторной подстанции собственных нужд

2.2.1.1 Расчет полной мощности потребителей собственных нужд

2.3 Расчет токов короткого замыкания

2.3.1 Расчет параметров схемы замещения

2.3.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

2.3.3 Определение тока короткого замыкания в точке К1 при включенном секционном выключателе 35 кВ

2.3.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2

2.3.5 Определение тока короткого замыкания в точке К3 при включенном секционном выключателе 10 кВ

2.4 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

2.4.1 Выбор выключателей для цепей 35 и 10 кВ

2.4.1.1 Выбор выключателей в цепи трансформатора на стороне 35 кВ

2.4.1.2 Выбор секционного выключателя в цепи линий 35 кВ

2.4.1.3 Выбор выключателей в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

2.4.1.4 Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ

2.4.1.5 Выбор секционного выключателя в цепи линий 10 кВ

2.4.2 Выбор разъединителей для цепей 35 кВ

2.4.2.1 Выбор разъединителей в цепи линий и секционного выключателя 35 кВ.28

2.4.2.2 Выбор разъединителей в цепи трансформатора на стороне 35 кВ

2.4.3 Выбор трансформаторов напряжения для цепей 35 и 10 кВ

2.4.3.1 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 35 кВ

2.4.3.2 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 10 кВ

2.4.3.3 Выбор предохранителей в цепи трансформатора напряжения 10 кВ

2.4.4 Выбор трансформаторов тока для цепей 35 и 10 кВ

2.4.4.1 Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 35 кВ

2.4.4.2 Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 35 кВ

2.4.4.3 Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 10 кВ

2.4.4.4 Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 10 кВ

2.4.4.5 Выбор трансформаторов тока в цепи линий 10 кВ

2.4.5 Выбор шин на сторонах 35 и 10 кВ

2.4.5.1 Выбор шин на напряжении 35 кВ

2.4.5.2 Выбор шин в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

2.4.6 Выбор опорных изоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

2.4.7 Выбор проходных изоляторов на стороне 10 кВ

2.5 Выбор рода оперативного тока

2.6 Расчет заземляющего устройства

3 Основные показатели использования подстанции

3.1 Определение основных показателей производственной мощности подстанции

3.1.1 Определение установленной мощности подстанции

3.1.2 Определение рабочей мощности подстанции

3.1.3 Определение длительности времени эксплуатационной готовности подстанции

3.1.4 Расчет предполагаемого фактического времени работы подстанции

3.1.5 Определение фактической передачи электроэнергии подстанцией за год

3.1.6 Определение коэффициента экстенсивного использования мощности подстанции

3.1.7 Определение коэффициента интенсивного использования мощности подстанции

4 Анализ организации ремонта оборудования

4.1 Организация ремонта действующего оборудования

4.2 Приемо-сдаточные и профилактические испытания оборудования

5 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности людей

5.1 Основные понятия и определения

5.2 Основные технические и организационные мероприятия по безопасному проведению работ в действующих электроустановках

6 Охрана окружающей среды

7 Экономический анализ объекта

7.1 Расчет капитальных затрат

7.2 Расчет издержек на передачу электроэнергии

7.2.1 Расчет издержек на амортизацию основных фондов

7.2.2 Расчет издержек на ремонт и эксплуатацию

7.2.3 Расчет издержек на заработную плату

7.2.4 Расчет прочих издержек

7.3 Выбор и расчет показателей экономической эффективности модернизации подстанции 48 «Петрозаводская птицефабрика»

7.3.1 Определение коэффициента приведения капитальных вложений и ежегодных затрат

7.3.2 Расчет приведенных затрат по сравниваемым вариантам передачи электроэнергии

7.4 Расчет условной годовой экономии

7.5 Обоснование экономической эффективности нового проекта

Заключение

Список использованных источников

Особенности электрической энергии предопределили ее роль, как важнейшего рычага научно-технической революции во всех отраслях народного хозяйства.

Эту особую энергетическую роль электричество приобрело благодаря таким характерным особенностям, как высокие потребительские свойства, простота преобразования в другие формы энергии, способность передачи на большие расстояния. Все это сделало электроэнергию удобной для использования в быту, в производственных технологиях, на транспорте, в средствах связи и других сферах. Электричество стало инфраструктурной энергетической категорией, важнейшей формой обеспечения жизни на Земле.

Эволюция человечества на современном этапе его развития возложила на электричество роль ключевого преобразованного энергоносителя в удовлетворении энергетических потребностей человека.

Как известно производительность общественного труда — решающий фактор возникновения нового общественного строя.

Электрическая энергия через увеличение электровооруженности труда оказывает решающее значение, во-первых, на его производительность, во-вторых, на изменение характера труда.

Электрифицированные машины и механизмы не только способствуют росту производительности труда, но и обеспечивают перерастание физического труда в разновидность труда умственного. Электрическая энергия, обладая гибкостью, позволяет настолько автоматизировать процесс производства, чтобы вывести из него человека и превратить его в контролера за ходом этого процесса.

На базе электрической энергии созданы и будут создаваться новые процессы производства и материалы, обладающие высокими качествами. алюминий, титан, высококачественная сталь и многие другие материалы, без которых не мыслим технический прогресс, созданы с помощью электрической энергии.

Электрификация процессов производства в промышленности, сельском хозяйстве на транспорте и в быту не только преобразует, механизирует и автоматизирует труд, но и создает наиболее комфортные условия.

Электричество в процессах производства относится к наиболее чистым видам энергии, без выброса в атмосферу вредных продуктов. Оно совершенствует процесс производства от замены привода машин до создания комплекса механизированных систем. Завершающим этапом, который обеспечит максимальную производительность общественного труда, бедует создание самонастраивающихся и саморегулирующихся кибернетических процессов производства.

Основные научные разработки и исследования в сфере энергетики будут направлены на обоснование путей и методов дальнейшей электрификации страны вместе с темпами и пропорциями развития народного хозяйства, дальнейшего развития Единой Энергетической Системы России, на повышение технического уровня теплоэнергетики и, наконец, снижения негативного воздействия энергетики на окружающую природную среду.

Для обеспечения нормальной работы электрической системы и всех входящих в нее элементов требуется строгое соблюдение определенных технических правил, они заключаются прежде всего в объединении всех генерирующих источников единой электрической связью, которая обеспечивает синхронную работу между собой отдельных агрегатов и всех входящих в энергосистему электрических станций. Параллельная работа электростанций на общие электрические сети может быть обеспечена линиями электропередач, рассчитанными на пропуск необходимых мощностей. Нарушение этого основного технологического правила может привести к расстройству параллельной работы электростанций и как следствие дезорганизация электроснабжения потребителей.

Устойчивая работа энергосистемы обеспечивается наличием в ней резервов электрических мощностей. Резерв мощности необходим для того, чтобы покрывать возникающую дополнительную потребность в электроэнергии и не допускать перегрузки энергетических агрегатов.

Обычно в энергосистемах создают два вида резервов: мобильный — для покрытия текущих колебаний нагрузок, которые происходят в течение суток и общий для покрытия изменения сезонной части нагрузок или замещения оборудования, выводимого в ремонт.

1 Анализ существующего оборудования

1.1 Краткое описание и назначение объекта

Подстанция номер 48П «Петрозаводская птицефабрика» расположена в Республике Карелия, в городе Петрозаводске и находится на балансе и в эксплуатации филиала Южно-Карельских электрических сетей открытого акционерного общества «Карелэнерго».

На подстанции установлены два трансформатора типа ТМН-6300/35/10. Электроснабжение подстанции осуществляется по двум воздушным линиям напряжением 35 кВ со стороны подстанции номер 2 «Древлянка» и со стороны подстанции номер 69 «Станкозавод». Открытое распределительное устройство 35 кВ выполнено по схеме «Мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов».

Закрытое распределительное устройство 10 кВ выполнено на десять линейных присоединений, а именно:

Ш на Петрозаводскую птицефабрику, модульную котельную, кооператив «Кукко», камнеи деревоперерабатывающие предприятия — шесть ячеек;

Ш резерв — четыре ячейки.

Подстанция предназначена для электроснабжения Петрозаводской птицефабрики, модульной котельной муниципального унитарного предприятия «Тепловые сети», кооператива «Кукко» и так далее города Петрозаводска на напряжении 10 кВ.

С ростом нагрузок сельскохозяйственных потребителей (Петрозаводская птицефабрика, кооператив «Кукко») и развитием камнеи деревоперерабатывающих предприятий, а также в связи с тем, что на Петрозаводской птицефабрике намечается строительство новых и восстановление старых цехов, настоящий проект предусматривает замену физически и морально устаревшего оборудования (масляных выключателей на элегазовые и вакуумные), а также замену трансформаторов марки ТМН-6300/35 на трансформаторы большей мощности для надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей.

В зоне электроснабжения расположены потребители I (Петрозаводская птицефабрика), II (модульная котельная муниципального унитарного предприятия «Тепловые сети») и III категорий по надежности электроснабжения.

2 выбор силового оборудования

2.1 Выбор силовых трансформаторов В соответствии с планами перспективного развития Петрозаводской птицефабрики намечается строительство новых цехов. Указанный потребитель относится к I категории по надежности электроснабжения.

Подсчет нагрузок произведен согласно графиков летнего и зимнего максимумов, произведенных за расчетный период.

Нагрузки прочих потребителей определены по заявкам организаций, с учетом существующих нагрузок и планов развития.

За расчетный период принято 5 лет от года предполагаемой модернизации.

Результаты подсчета нагрузок на расчетный период приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Расчетные нагрузки для подстанции 48П «Петрозаводская птицефабрика» на планируемый период

Силовые трансформаторы выбираются по справочнику, исходя из мощности потребителей и классов требуемых напряжений. Для определения полной мощности потребителя (S) необходимо знать их активную (P) и реактивную (Q) мощности. Согласно исходных данных полная мощность потребителей, питающихся от сети 10 кВ равна 14 МВА.

2.1.1 Расчет мощности трансформаторов Т-1 и Т-2 с учетом коэффициента перегрузки Мощность трансформаторов определяется по формуле:

(2.1)

где S_Т — мощность трансформатора, кВА;

S — полная мощность потребителей, кВА, принимается S = 14 000 кВА;

К_П — коэффициент перегрузки трансформатора (К = 1,4)

Из справочника выбирается два трансформатора типа ТД-10 000/35/10 с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой.

Характеристики трансформатора приводятся в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Характеристики трансформатора ТД-10 000/35/10

2.2 Выбор схемы собственных нужд подстанции Приемники собственных нужд подстанций по степени ответственности делятся на 3 группы:

1 группа — приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания электроприемников первой категории необходимо иметь два источника питания с автоматическим включением резерва.

2 группа — приемники, отключение которых допустимо на 20−40 минут для подстанций с дежурным персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питания у приемников этой группы осуществляется вручную.

3 группа — приемники, отключение которых допустимо на более длительное время.

По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанций разделяются (рисунок 2.1):

Ш постоянно включенные в сеть (в том числе цепи управления и релейной защиты);

Ш включенные периодически (в зависимости от температуры наружного воздуха);

Ш включенные во время ремонтов.

1. Обогрев приводов выключателей трансформатора и секционного выключателя 35 кВ.

2. Освещение открытого распределительного устройства 35 кВ.

3. Освещение, обогрев закрытого распределительного устройства 10 кВ.

4. Освещение, обогрев монтерского пункта.

5. Подзарядно-зарядный агрегат.

6. Подогрев шкафов электромагнитных приводов, шкафов зажимов.

7. Обдув Т-1.

8. Обдув Т-2.

Рисунок 2.1 — Схема собственных нужд подстанции номер 48П «Петрозаводская птицефабрика»

2.2.1 Выбор комплектной трансформаторной подстанции собственных нужд Выбор комплектной трансформаторной подстанции заключается в выборе трансформатора на собственные нужды.

Трансформатор собственных нужд выбирается исходя из нагрузки потребителей собственных нужд.

Нагрузки потребителей собственных нужд подстанции номер 48П «Петрозаводская птицефабрика» приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Нагрузки потребителей собственных нужд подстанции

2.2.1.1 Расчет полной мощности потребителей собственных нужд Полная мощность потребителей собственных нужд определяется по формуле:

(2.2)

где S — полная мощность потребителей собственных нужд, кВА;

К_С — коэффициент спроса, принимается равным 0,8 [3];

P — активная нагрузка потребителей собственных нужд, кВт;

Q — реактивная нагрузка потребителей собственных нужд, кВr.

По каталогу выбирается комплектная трансформаторная подстанция с трансформатором мощностью 63 кВА.

Оборудование трансформаторной подстанции типа КТП-63−81:

Ш трансформатор типа ТМ-63/10;

Ш разъединитель типа РЛНД-10/20;

Ш предохранители типа ПКТ-10.

На подстанции устанавливаются две трансформаторные подстанции выбранного типа.

2.3 Расчет токов короткого замыкания Расчет токов короткого замыкания производится с целью (рисунок 2.2):

Ш выбора электрического оборудования;

Ш выбора и расчета устройств релейной защиты и некоторых видов автоматики.

Рисунок 2.2 — а) Расчетная схема; б) Схема замещения.

Параметры оборудования и эквиваленты системы:

Ш система: сопротивление системы X₁=X₂=15,59 Ом, мощность системы S_C принимается раной ?.

Ш линии передач: Л-60П провод марки АС-95 X₀=0,391 Ом/км, r₀=0,33 Ом/км, протяженность линии L₁= 1,89 км; Л-65П провод марки АС-120 X₀=0,361 Ом/км, r₀=0,27 Ом/км, протяженность линии L₂= 6 км.

Ш подстанция: трансформаторы Т-1 и Т-2 типа ТД-10 000/35/10, U_К = 7,5%

2.3.1 Расчет параметров схемы замещения Сопротивление линии определяется по формуле:

(2.3)

где X_л — сопротивление линии, Ом;

r₀ — активное сопротивление линии, Ом/км;

x₀ — индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

L — протяженность линии, км.

Сопротивление двухобмоточного трансформатора рассчитывается по формуле:

(2.4)

где X_Т — сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом;

U_К — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

U_ВН — номинальное напряжение обмотки высокого напряжения, кВ;

S_Н — номинальная мощность трансформатора, МВА.

2.3.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К₁

Трехфазный ток короткого замыкания рассчитывается по формуле:

(2.5)

где I^??(3) — трехфазный ток короткого замыкания, кА;

Е_С — ЭДС системы, кВ;

X_Э — эквивалентное сопротивление, Ом.

ЭДС системы рассчитывается по формуле:

(2.6)

Для определения эквивалентного сопротивления необходимо последовательно сложить сопротивления X₁ и X₃; X₂ и X₄, а затем параллельно.

Полученные результаты Е_С и X_Э подставляются в формулу (2.5):

Определение ударного тока короткого замыкания в точке К₁ производится по формуле:

(2.7)

где К_У — ударный коэффициент, принимается равный 1,61.

2.3.3 Определение тока короткого замыкания при включенном секционном выключателе 35 кВ Полученные результаты складываются параллельно:

Ток короткого замыкания в максимальном режиме определяется по формуле (2.5):

Ударный ток короткого замыкания в точке К₁ в максимальном режиме определяется по формуле (2.6):

В результате преобразования схема приобретает вид (рисунок 2.3):

Рисунок 2.3 — Схема замещения.

2.3.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К₂

Для расчета тока короткого замыкания в точке К₂ необходимо последовательно сложить сопротивления Х₇ и Х₅:

Полученные результаты Е_С и X₁₀ подставляются в формулу (3.5):

Истинное значение тока короткого замыкания в точке К₂ определяется приведением его к напряжению 10 кВ по формуле:

(2.8)

Определение ударного тока короткого замыкания в точке К₂ производится по формуле (2.7), ударный коэффициент К_У принимается равным 1,8 для системы связанной со сборными шинами 10 кВ через трансформатор единичной мощности:

2.3.5 Определение тока короткого замыкания в точке К₂ при включенном секционном выключателе 10 кВ Полученные значения Х₈ и Х₆ складываются последовательно:

Параллельно складываются Х₁₀ и Х₁₁:

Ток короткого замыкания в максимальном режиме для точки К₂ определяется по формуле (2.5):

Истинное значение тока короткого замыкания определяется приведением его к напряжению 10 кВ по формуле (2.8):

Ударный ток короткого замыкания в максимальном режиме для точки К₂ определяется по формуле (2.8):

Этапы преобразования схемы замещения приведены на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 — Этапы преобразования схемы замещения Полученные результаты токов трехфазного короткого замыкания в точках К₁, К₂ приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Расчетные токи трехфазного короткого замыкания.

2.4 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

2.4.1 Выбор выключателей для цепей 35 и 10 кВ На подстанции номер 48П «Петрозаводская птицефабрика» установлены масляные выключатели, которые физически и морально устарели, из-за чего требуют более частых ремонтов и больших затрат на капитальный ремонт.

Выключатели являются основными коммутационными аппаратами и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение при срабатывании автоматического повторного включения или ручного опробования оперативным персоналом на существующее короткое замыкание.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

Ш по напряжению установки — U_уст? U_н;

Ш по длительному току — I_раб.max? I_н;

Ш проверка на электродинамическую прочность I?? I_дин; ?_У? ?_дин;

Ш на термическую стойкость — В_К = I_Т² · t_Т;

(2.9)

где В_К — тепловой импульс, кА²· с;

I_Т — ток термической стойкости аппарата, кА;

t_Т — время термической стойкости, с.

Тепловой импульс определяется по формуле:

(2.10)

где t_отк — время отключения короткого замыкания, с Т_А — постоянная времени цепи короткого замыкания, с.

Время отключения короткого замыкания определяется по формуле:

(2.11)

где t_з — время действия релейной защиты, с, принимается равным 0,3;

t_в — полное время отключения выключателя, с.

2.4.1.1 Выбор выключателя в цепи трансформатора на стороне напряжения 35 кВ Определение максимального тока в цепи трансформатора производится по формуле:

(2.12)

где I_Тmax — максимального тока в цепи трансформатора, А;

S_Т — мощность трансформатора, кВА;

U_Н — номинальное напряжение, кВ;

К_Т — коэффициент перегрузки трансформатора.

По каталогу выбирается выключатель типа ВГБЭ-35−12,5/630 УХЛ1[3].

Технические характеристики выключателя:

Ш номинальное напряжение: U_н = 35 кВ;

Ш номинальный ток: I_н = 630 А;

Ш ток электродинамической устойчивости: I_дин = 12,5 кА, ?_дин= 32 кА;

Ш термическая стойкость 468,75 кА²· с;

Ш полное время отключения 0,065 с.

Определение времени отключения короткого замыкания производится по формуле (2.11):

Тепловой импульс определяется по формуле (2.10):

Значение тока короткого замыкания берется из таблицы 2.4, Т_А принимается равной 0,02 с.

Расчетные данные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.5:

Таблица 2.5 — Выбор выключателя в цепи трансформатора на стороне 35 кВ.

2.4.1.2 Выбор секционного выключателя в цепи линий на стороне напряжения 35 кВ.

По каталогу выбирается секционный выключатель такого же типа, как и в подпункте 2.4.1.1

Определение теплового импульса:

Значение тока короткого замыкания берется из таблицы 2.4.

Расчетные данные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.6:

Таблица 2.6 — Выбор секционного выключателя на стороне 35 кВ.

2.4.1.3 Выбор выключателей в цепи трансформатора на стороне 10 кВ Определение максимального тока в цепи трансформатора производится по формуле (2.12):

По каталогу выбирается выключатель типа ВВ/TEL-10−20/1000 УХЛ4.

Технические характеристики выключателя:

Ш номинальное напряжение: U_н = 10 кВ;

Ш номинальный ток: I_н = 1000 А;

Ш ток электродинамической устойчивости: I_дин = 20 кА, ?_дин= 52 кА;

Ш термическая стойкость 1200 кА²· с;

Ш полное время отключения 0,05 с.

Определение времени отключения короткого замыкания производится по формуле (2.11):

Определение теплового импульса производится по формуле (2.10), значение тока короткого замыкания (I?) в максимальном режиме берется из таблицы 2.4, а значение Т_А принимается 0,045.

Расчетные данные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.7:

Таблица 2.7 — Выбор выключателя в цепи трансформатора на стороне 10 кВ.

2.4.1.4 Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ Определение максимального тока в цепи линии производится по формуле:

(2.13)

где I_max — максимальный ток в цепи линии, А;

P_max — мощность одной линии 10 кВ, МВА, равна 2,3 МВА;

По каталогу выбирается выключатель то типа ВВ/TEL-10−20/630 УХЛ4

Технические характеристики выключателя:

Ш номинальное напряжение: U_н = 10 кВ;

Ш номинальный ток: I_н= 630 А;

Ш ток электродинамической устойчивости: I_дин = 20 кА, ?_дин= 52 кА;

Ш термическая стойкость 1200 кА²· с;

Ш полное время отключения 0,05 с.

Определение теплового импульса производится по формуле (2.10), значение тока короткого замыкания (I?) в максимальном режиме берется из таблицы 2.4, а значение Т_А принимается 0,045.

Расчетные данные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.8:

Таблица 2.8 — Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ.

2.4.1.5 Выбор секционного выключателя в цепи линий 10 кВ Определение максимального тока для двух секций работающих параллельно производится по формуле (2.13):

По каталогу выбирается выключатель того же типа, как и в подпункте 2.4.1.4.

Определение теплового импульса производится по формуле (2.10), а значение тока короткого замыкания (I?) в максимальном режиме берется из таблицы 2.4.

Расчетные данные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.9:

Таблица 2.9 — Выбор секционного выключателя в цепи линий 10 кВ.

2.4.2 Выбор разъединителей для цепи 35 кВ Разъединители предназначены для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе.

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:

Ш по напряжению установки — U_уст? U_н;

Ш по длительному току — I_раб.max? I_н;

Ш проверка на электродинамическую прочность — ?_У? ?_дин;

Ш на термическую стойкость — В_К? I_Т² · t_Т.

2.4.2.1 Выбор разъединителей в цепи линий и секционного выключателя на стороне 35 кВ Используя данные, рассчитанные в пункте 2.4.1.2 пояснительной записки, по каталогу выбирается разъединитель типа РНД (З)-35/1000 У1 с приводом типа ПР-У1.

Расчетные данные и характеристики разъединителя приводятся в таблице 2.10:

Таблица 2.10 — Выбор разъединителей в цепи линий и секционного выключателя на стороне 35 кВ.

2.4.2.2 Выбор разъединителей в цепи трансформатора на стороне 35 кВ Используя данные, рассчитанные в пункте 2.4.1.1 пояснительной записки, по каталогу выбирается разъединитель типа РНД (З)-2−35/1000 У1 с приводом типа ПР-У1.

Расчетные данные и характеристики разъединителя приводятся в таблице 2.11:

Таблица 2.11 — Выбор разъединителя в цепи трансформатора на стороне 35 кВ.

2.4.3 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 35 и 10 кВ Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

Ш по напряжению установки — U_УСТ? U_Н;

Ш по вторичной нагрузке трансформаторов напряжения — S_{2 ?}? S_H.

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 2.12.

Таблица 2.12 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Полная вторичная нагрузка всех измерительных приборов на трансформатор напряжения рассчитывается по формуле:

(2.14)

2.4.3.1 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 35 кВ Пользуясь таблицей 2.12 пояснительной записки и полной нагрузкой на трансформатор напряжения рассчитанной в пункте 2.4.3, по каталогу выбирается трансформатор напряжения типа 3НОМ-35−65 У1.

Выбор трансформатора напряжения для цепи 35 кВ приведен в таблице 2.13.

Таблица 2.13 — Выбор трансформатора напряжения в цепи 35 кВ.

2.4.3.2 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 10 кВ Пользуясь таблицей 2.12 пояснительной записки и полной нагрузкой на трансформатор напряжения рассчитанной в пункте 2.4.3, по каталогу выбирается По каталогу выбирается трансформатор напряжения типа НТМИ-10−66У3.

Выбор трансформатора напряжения приведен в таблице 2.14.

Таблица 2.14 — Выбор трансформатора напряжения в цепи 10 кВ.

2.4.3.3 Выбор предохранителей в цепи трансформаторов напряжения 10 кВ Условия выбора предохранителей в цепи трансформатора напряжения 10 кВ:

Ш по напряжению установки — U_УСТ? U_Н;

Ш по мощности короткого замыкания — S_КЗ? S_отк.пр. ,

где S_КЗ — мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ, кВА;

S_отк.пр. — предельная мощность отключения предохранителей, кВА.

Мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ определяется по формуле:

(2.15)

Для защиты трансформаторов напряжения от короткого замыкания со стороны высокого напряжения устанавливаются плавкие предохранители типа ПКТН-10, этот предохранитель обладает предельной мощностью отключения (S_отк.пр.) 1000 кВА.

S_КЗ = 124,6 кВА < S_отк.пр.= 1000 кВА Вывод: Выбранный тип предохранителя выдерживает мощность короткого замыкания, т.к. мощность короткого замыкания меньше мощности отключения предохранителя.

2.4.4 Выбор трансформаторов тока для цепи 35 и 10 кВ Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

Ш по напряжению установки — U_УСТ? U_Н;

Ш по длительному току — I_МАХ? I_Н;

Ш на термическую стойкость — В_К? I_Т² · t_Т.

2.4.4.1 Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 35 кВ По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-35М-У1, номинальный ток (I_Н) которого равен 300 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.15:

Таблица 2.15 — Выбор трансформатора тока в цепи выключателя трансформатора 35 кВ.

2.4.4.2 Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 35 кВ По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-35М-У1, номинальный ток (I_Н) которого равен 300 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.16:

Таблица 2.16 — Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 35 кВ.

2.4.4.3 Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 10 кВ По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (I_Н) которого равен 300 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.17:

Таблица 2.17 — Выбор трансформатора тока в цепи выключателя трансформатора 10 кВ.

2.4.4.4 Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 10 кВ По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (I_Н) которого равен 600 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.18:

Таблица 2.18 — Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 10 кВ.

2.4.4.5 Выбор трансформаторов тока в цепи выключателей линии 10 кВ Определение длительно допустимого тока производится по формуле (2.13):

По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (I_Н) которого равен 200 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.19:

Таблица 2.19 — Выбор трансформатора тока в цепи выключателей линии 10 кВ.

3.4.5 Выбор шин на сторонах 35 и 10 кВ

3.4.5.1 Выбор шин на стороне 35 кВ Выбор гибких шин производится по следующим параметрам:

Ш проверка по экономической плотности тока;

Ш проверка по длительно допустимому току;

Ш проверка гибких шин на схлестывание;

Ш проверка на термическое действие тока короткого замыкания;

Ш проверка по условиям коронирования.

Согласно Правил устройства электроустановок, проверка шин по экономической плотности тока в пределах распределительного устройства не производится.

Расчет длительно допустимого тока на стороне 35 кВ производился в пункте 2.4.1.1 пояснительной записки, и он равен I_max = 231,2 А.

Принимается провод марки АС-70, допустимый ток которого I_доп= 265 А, расчетный диаметр d= 11,4 мм.

Проверка шин на схлестывание не производится т.к. I? = 2,9 кА < I? = 50 кА (по условию Правил устройства электроустановок, п. 1.4).

Согласно Правил устройства электроустановок (п. 1.4) проверка шин на термическое действие тока короткого замыкания не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин по условиям коронирования производится по условию:

(2.16)

где Е — рабочая напряженность электрического поля, кВ/см;

Е₀ — начальная напряженность электрического поля, кВ/см.

Рабочая напряженность электрического поля определяется по формуле:

(2.17)

где U_Л — линейное напряжение, кВ;

D_СР — среднегеометрическое расстояние между проводами, см, принимается равным 100 см;

r₀ — радиус провода, см.

Определение линейного напряжения производится по формуле:

(2.18)

где U_ф — фазное напряжение, кВ.

Определение радиуса провода производится по формуле:

(2.19)

где r₀ — радиус провода, см;

d — диаметр провода, см.

Полученные значения подставляются в формулу (2.17):

Начальная напряженность электрического поля определяется по формуле:

(2.20)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается для многопроволочных проводов равным 0,82[3].

Полученные результаты Е и Е₀ подставляются в неравенство (2.16):

Вывод: выбранная марка провода по условиям короны подходит.

2.4.5.2 Выбор шин в цепи трансформатора на стороне 10 кВ Согласно Правил устройства электроустановок, п. 1.3.28 сборные шины и ошиновки в пределах распределительного устройства по экономической плотности тока не проверяются, поэтому выбор производится по допустимому току, рассчитанному в пункте 2.4.1.3 пояснительной записки и равен 809,2 А.

По каталогу принимаются шины прямоугольного сечения (60?6) мм, допустимый ток (I_ДОП) которых равен 870 А, сечение 360 мм².

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости определяется по формуле:

(2.21)

где q_min — минимальное сечение шин, мм²;

С — коэффициент для алюминия, равный 91.

что меньше принятого сечения 360 мм², следовательно шины термически стойки.

Проверка шин на механическую прочность:

Наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании определяется по формуле:

(2.22)

где f⁽³⁾ — наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании, Н/м;

а — наименьшее расстояние между фазами, м, принимается для напряжения 10 кВ равным 0,22 м.

Определение напряжения в материале при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле:

(2.23)

где ?_расч — напряжение в материале при воздействии на него изгибающего момента, МПА;

М — изгибающий момент, Н? м;

W — момент сопротивления шины, см³.

Определение изгибающего момента производится по формуле:

(2.24)

где? — пролет между изоляторами, м.

Пролет между изоляторами определяется при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц и рассчитывается по формуле:

(2.25)

где? — момент инерции, см⁴;

S — площадь поперечного сечения шины, см².

Момент инерции определяется по формуле:

(2.26)

где? — момент инерции, см⁴;

b — высота шины, мм;

h — ширина шины, мм.

Полученное значение момента инерции подставляется в формулу (2.25):

Полученное значение пролета между изоляторами подставляется в формулу (2.24):

Момент сопротивления шины определяется по формуле:

(2.27)

Значения пролета между изоляторами и момент инерции шины подставляются в формулу (2.23):

Для алюминия марки АДО допустимое напряжение в материале ?_доп = 40 МПа.

Вывод: т.к. расчетное напряжение в материале меньше допустимого значит, шины механически прочны.

2.4.6 Выбор опорных изоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ Условия выбора опорных изоляторов:

Ш по напряжению установки — U_УСТ? U_Н;

Ш по разрушающему усилию — F_РАСЧ < F_ДОП.

Расчетная разрушающая сила определяется по формуле:

(2.28)

где F_расч — расчетная разрушающая сила, Н.

Допустимая разрушающая сила определяется по формуле:

(2.29)

где F_доп — допустимая разрушающая сила, Н.

F_разр — разрушающая сила, Н По каталогу выбирается опорный изолятор типа ОНС-10−2000 У3, F_разр = 2000 Н.

Вывод: опорный изолятор выбранного типа механически прочен.

2.4.7 Выбор проходных изоляторов на стороне 10 кВ Условия выбора опорных изоляторов:

Ш по напряжению установки — U_УСТ? U_Н;

Ш по длительному току — I_МАХ? I_Н;

Ш по разрушающему усилию — F_РАСЧ < F_ДОП.

Расчетная разрушающая сила проходного изолятора определяется по формуле:

(2.30)

По каталогу выбирается проходной изолятор типа ИП-10/630−750 IIУ, F_РАЗР = 750 Н Определение допустимой разрушающей силы производится по формуле (2.29):

Вывод: выбранный тип проходного изолятора механически прочен, т.к. расчетная разрушающая сила меньше допустимой.

2.5 Выбор рода оперативного тока При выборе рода оперативного тока необходимо учитывать два фактора:

Ш схему подстанции;

Ш релейную защиту и автоматику подстанции.

В настоящее время применяются следующие виды оперативного тока:

Ш постоянный;

Ш выпрямленный;

Ш переменный.

Применение постоянного оперативного тока, требующее установки дорогостоящих аккумуляторных батарей, увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные расходы, вызывает необходимость сооружения разветвленной сети. Но в связи с тем, что на стороне 10 кВ имеется потребитель I категории (Петрозаводская птицефабрика), применение постоянного оперативного тока является необходимым для обеспечения надежного и бесперебойного питания схем релейной защиты и автоматики.

Принимается аккумуляторная батарея типа СК-2, состоящая из 108 элементов.

2.6 Расчет заземляющего устройства Заземляющее устройство подстанции имеет площадь 30?30 м² при удельном сопротивлении 40 Ом. Естественные заземлители отсутствуют. В качестве искусственного заземлителя применяют вертикальные и горизонтальные заземлители.

Вертикальные заземлители — сталь круглая диаметром 22 мм, длиной 5 метров.

Заземлитель горизонтальный выполнен из стальной полосы 30?4.

Расстояние между уголками 5 м, глубина заложения проводника от поверхности земли 0,7 м.

Климатическая зона II, нормируемое сопротивление заземляющего устройства: R_З.Н. = 0,5 Ом.

Согласно Правил устройства электроустановок, допустимое сопротивление заземляющего устройства с учетом удельного сопротивления грунта ?_гр равно:

(2.31)

где R_з — допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

?_гр — удельное сопротивление грунта;

R_зн — нормируемое сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Определение сопротивления растекания вертикального заземлителя производится по формуле:

(2.32)

где R_В — сопротивления растекания вертикального заземлителя, Ом;

L — длина заземлителя, м;

d — диаметр поперечного сечения, м;

?_{расч в} — расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом •м;

t? — расчетная (условная) глубина заложения проводника, м.

Определение расчетной (условной) глубины заложения проводника:

(2.33)

Определение удельного сопротивления вертикального заземлителя:

(2.34)

где К_С — коэффициент сезонности для вертикальных электродов принимается равным 1,7.

Полученное значение подставляется в формулу (2.32):

Определение количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

(2.35)

где n — количество вертикальных заземлителей, шт.;

?_в — коэффициент использования вертикальных заземлителей с учетом интерполяции, принимается равным 0,6.

Принимается n_В = 118 шт.

Определение длины горизонтальных заземлителей производится по формуле:

(2.36)

где L_г — длина горизонтальных заземлителей, м;

а — расстояние между вертикальными заземлителями, м.

Определение сопротивления растекания горизонтального заземлителя производится по формуле:

(2.37)

где R_Г — сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

?_{расч г} — расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом •м;

d — диаметр поперечного сечения, м;

(2.38)

где К_С — коэффициент сезонности для горизонтальной полосы принимается равным 4 для II климатической зоны.

(2.39)

где b — ширина полосы проводника, м.

Определение действительного сопротивления растекания горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования производится по формуле:

(2.40)

где R_Г — сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

?_г — коэффициент использования горизонтальных заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя, принимается равным 0,2.

Определение сопротивления растекания заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя производится по формуле:

(2.41)

Определение уточненного количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

(2.42)

Принимается n_В = 107 шт.

3 Основные показатели использования подстанции

3.1 Определение основных показателей использования производственной мощности подстанции

Основными показателями являются:

Ш установленная мощность подстанции (N_У^п/ст);

Ш рабочая мощность подстанции (N_раб^п/ст);

Ш длительность времени эксплуатационной готовности подстанции (Т_гот^п/ст);

Ш предполагаемое фактическое время работы подстанции (Т_Ф^п/ст);