Проектирование электрической части подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Выбор электрической схемы подстанции

1.1 Характеристика подстанции

1.2 Структурная схема подстанции

1.3 Выбор схем распределительных устройств

2. Расчет мощности подстанции

2.1 Мощность потребителей

2.2 Полная мощность потребителей

2.3 Мощность собственных нужд

2.4 Мощность главных понижающих трансформаторов

2.5 Полная мощность подстанции

3. Расчет максимальных рабочих токов

4. Расчет параметров короткого замыкания

4.1 Расчетная схема

4.2 Схема замещения

4.3 Расчет относительных сопротивлений

4.4 Преобразование схемы замещения

4.5 Расчет параметров цепи короткого замыкания

5. Выбор оборудования и токоведущих частей

5.1 Выбор и проверка токоведущих частей

5.2 Выбор и проверка выключателей

5.3 Выбор и проверка разъединителей, отделителей, короткозамыкателей

5.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

5.5 Выбор и проверка трансформаторов тока

6. Мероприятия по охране труда

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Проектирование электрической части подстанции представляет сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования, связанный с производством расчетов. Этот процесс требует системного подхода при выполнении проекта с применением компьютерной техники, а также при использовании результатов достижений техники и передового опыта. Проектирование подстанции заключается в составлении описания еще не существующего объекта. Технические описания и расчеты в графической и текстовой форме составляют содержание проекта, то есть совокупность документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования и установок.

Электрическая подстанция это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Электрические подстанции представляют собой сложные технологические комплексы с большим количеством основного и вспомогательного оборудования. Основное оборудование служит для преобразования, передачи и распределения электроэнергии, вспомогательное оборудование предназначено для выполнения функций измерения, сигнализации, управления, защиты, автоматики и др.

Требования, предъявляемые к электрической схеме подстанции, следует понимать как требования к самой электроустановке, т.к. схема определяет состав основного электрического оборудования и эксплуатационные свойства установки. К этим требованиям, предъявляемым на стадии проектирования, относится следующее:

а) соответствие электрической схемы условиям работы подстанции в энергосистеме, ожидаемым режимам;

б) простота и наглядность схемы;

в) минимальный объем переключений, связанных с изменением режима работы электроустановки;

г) доступность электрического оборудования для ремонта без нарушения режима работы электроустановки;

д) удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию трансформаторов, распределительных пунктов и линий;

е) возможность автоматизации установок в экономически целесообразном объеме;

ж) экономически оправданная степень надежности электроснабжения.

Для разрабатываемой в курсовом проекте трансформаторной подстанции ТП-3 требуется составить однолинейную электрическую схему соединений; определить наибольшие мощности и суммарные полные мощности потребителей; с учетом надежности электроснабжения потребителей выбрать тип, количество и мощность силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд; необходимо определить мощность на шинах первичного напряжения подстанции; рассчитать максимальные рабочие токи на шинах и по присоединениям распределительных устройств, рассчитать максимальные токи короткого замыкания для характерных точек подстанции. По расчетным данным требуется выбрать основное оборудование электрической подстанции и проверить его на термическую и электродинамическую стойкость по режиму короткого замыкания.

1. Выбор электрической схемы подстанции

1.1 Характеристика подстанции

Проектируемая тупиковая трансформаторная подстанция предназначена для электроснабжения потребителей комплексной нагрузки с номинальным напряжением 35 кВ. Электроснабжение потребителей должно осуществляться по воздушным линиям.

Электроэнергия к проектируемой подстанции передается по двум воздушным линиям электропередачи номинальным напряжением 110 кВ от сборных шин районной подстанции № 1. Коммутация этих линий производится выключателями, установленными в распределительном устройстве районной подстанции.

Трансформаторная подстанция питает потребителей первой и второй категории. Основные параметры данных потребителей приведены в таблице 1.

Таблица 1 Потребители, питающиеся от проектной подстанции

Наименование потребителя	Установленная мощность, кВт	Категория потребителя	Коэффициент спроса	Коэффициент мощности
Завод строительных материалов	3000	2	0,45	0,93
Химический завод	7000	1	0,6	0,93
Текстильная фабрика	5000	2	0,65	0,92
Локомотиворемонтный завод	14000	1	0,45	0,92
Тепловозное депо	3500	1	0,3	0,93

1.2 Структурная схема подстанции

Составление структурной схемы относится к числу проектных процедур в процессе разработки главной схемы электрических соединений подстанции.

Структурной схемой называется схема трансформаторных присоединений между распределительными устройствами основных напряжений.

В ходе составления структурной схемы подстанции определяется вид исполнения блоков, распределение их между распределительными устройствами высшего и среднего напряжений, вид электромагнитной связи (трансформаторная, автотрансформаторная) между распределительными устройствами, число и расчетные параметры трансформаторов.

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанциях требуется два средних напряжения.

Число питающих линий потребителей определяется заданной категорией потребителей для каждого распределительного устройства.

Для потребителей первой категории предусматривается электроснабжение от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. К их числу относятся две секции сборных шин одного распределительного устройства подстанции, так как каждая секция шин получает питание от главных понижающих трансформаторов, при этом секции шин имеют связь через высоковольтный выключатель, который автоматически отключается при нарушении нормальной работы одной из секций шин. Одна питающая линия находится в работе, другая находится в резерве и может быть автоматически включена в работу при аварийном режиме на рабочей линии потребителя.

Питание потребителей второй категории может выполняться в двух вариантах:

- их рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания (две секции сборных шин одного распределительного устройства), при этом перерыв в питании допускается на время, необходимое для включения резервной линии действиями оперативно-выездной бригады или дежурного персонала;

- допускается питание потребителей второй категории по одной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более одних суток.

С учетом требований, изложенных выше, в качестве структурной схемы принимается схема, приведенная на рисунке 1.

Рисунок 1 Структурная схема трансформаторной подстанции

На проектируемой подстанции с двухобмоточными трансформаторами электроэнергия от энергосистемы поступает в распределительное устройство высокого напряжения, затем трансформируется и распределяется между заданными потребителями в распределительном устройстве низшего напряжения.

1.3 Выбор схем распределительных устройств

При небольшом количестве присоединений на стороне 35-220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, количество выключателей уменьшенное. В некоторых схемах выключателей высокого напряжения вообще не предусматривают. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж.

На двухтрансформаторных подстанциях применяется схема двух блоков трансформатор - линия, которые для большей гибкости соединены рабочей перемычкой из двух разъединителей 1QS3 и 1QS4, один из которых (1QS3) имеет дистанционный привод (приложение 1).

В блоках трансформатор - линия на подстанциях со стороны высокого напряжения устанавливаются отделители 1QR1 и 1QR2 и короткозамыкатели 1QN1 и 1QN2. Для отключения трансформатора 1T1 в нормальном режиме, достаточно отключить нагрузку выключателем 2Q1 со стороны напряжения 35 кВ, а затем отключить ток намагничивания трансформатора 1T1 отделителем 1QR1. Допустимость последней операции зависит от мощности трансформаторов и его номинального напряжения. При повреждении в трансформаторе 1T1 релейной защитой отключается выключатель 2Q1. Защита трансформатора, срабатывая, подает импульс на привод короткозамыкателя 1QN1. Включаясь, короткозамыкатель создает искусственное короткое замыкание на стороне высокого напряжения 110 кВ. Релейная защита линии W1 срабатывает и отключается выключатель на линии со стороны районной подстанции №1. Необходимость установки короткозамыкателей вытекает из того, что релейная защита линий W1 и W2 может оказаться нечувствительной к повреждениям внутри трансформаторов. Однако применение короткозамыкателей в схеме создает тяжелые условия для работы выключателей на питающих концах линий, так как этим выключателям приходится отключать большие токи короткого замыкания.

В рабочей перемычке между вводами подстанции в нормальном режиме один из разъединителей должен быть отключен. Если этого не сделать, то при коротком замыкании в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии, нарушая электроснабжение всех категорий потребителей, питающихся от подстанции.

При устойчивом повреждении на линии W1 отключаются выключатель 2Q1 и выключатель на стороне районной подстанции, и действием автоматического ввода резерва на стороне 35 кВ включается секционный выключатель 1QB1, обеспечивая питание потребителей от трансформатора 1T2. Если линия выводится в ремонт, то для этого отключается линейный разъединитель 1QS1, включается разъединитель 1QS3 в перемычке и трансформатор 1T1 ставится под нагрузку включением выключателя на районной подстанции и с последующим отключением секционного выключателя 1QB1. В этой схеме возможно питание 1T1 от линии W2 при ремонте линии W1 (или питание 1T2 от линии W1 при ремонте линии W2).

Рассмотренную схему допускается применять на напряжении 110 кВ и трансформаторах мощностью до 25 МВА при необходимости автоматического отключения поврежденного трансформатора от линии или шин, питающих несколько подстанций. Недостатком схемы является то, что при выводе в ремонт одной из питающих линий проектируемая подстанция питается только по одной линии и остается без резерва.

Распределительное устройство напряжением 35 кВ выполняется по схеме одинарной системы сборных шин, секционированной выключателем и разъединителями. К секциям шин подключаются вторичные обмотки силовых трансформаторов 1T1 и 1T2 через выключатели 2Q1, 2Q2 и разъединители.

Разъединители со стороны выключателя ввода или секционного выключателя позволяют обеспечить видимый разрыв и безопасность производства ремонтных работ на выключателях и трансформаторах тока.

Каждая отходящая линия распределительного устройства присоединяется к сборным шинам через разъединители и выключатель.

Трансформаторы напряжения 2TV1 и 2TV2 присоединяются к секциям шин через разъединители и предохранители. Трансформаторы применяются для питания обмоток напряжения измерительных приборов и реле защиты.

Для питания потребителей собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления и сигнализации, освещения, подогрева оборудования в зимнее время, системы охлаждения силовых трансформаторов, а также проведения ремонтных работ предусмотрена установка двух трансформаторов собственных нужд. Трансформаторы присоединяются к выводам низшего напряжения главных понижающих трансформаторов - на участках между трансформатором и выключателем через выхлопные предохранители. Такое присоединение трансформаторов собственных нужд обеспечивает бесперебойное электроснабжение потребителей собственных нужд при повреждениях на шинах распределительного устройства.

Трансформаторы тока, установленные в распределительном устройстве, служат для подключения токовых обмоток измерительных приборов и реле защиты.

В открытых распределительных устройствах аппаратура устанавливается вне зданий, поэтому она требует защитных корпусов и кожухов для защиты от внешних воздействий, электрического подогрева в зимнее время. Наружные распределительные устройства характеризуются наглядностью расположения оборудования, снижением объема и срока строительных и монтажных работ.

2. Расчет мощности подстанции

Целью расчета является определение суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типов, а также определение полной мощности подстанции. Расчетная мощность главных понижающих трансформаторов для подстанции определяется нагрузкой их вторичных обмоток.

2.1 Мощность потребителей

Расчет мощности потребителей трансформаторных подстанций проводится по единой методике для каждого уровня напряжения того распределительного устройства, откуда они получают питание.

Для каждого потребителя, который будет питаться от проектируемой подстанции, определяется наибольшая активная мощность Pmax, кВт, по формуле:

Pmax = PУ х KС , (1)

Pmax = 3000 * 0,45 = 1350 (кВт).

где PУ - установленная мощность потребителя, кВт;

KС - коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и коэффициент полезного действия оборудования, а также одновременность его включения.

Затем определяется суммарная расчетная активная мощность потребителей ? Pmax, кВт, по формуле:

? Pmax = Pmax 1 + Pmax 2 + Pmax 3 + Pmax 4 + Pmax 5, (2)

? Pmax = 1350 + 4200 + 3250 + 6300 + 1050 = 16150 (кВт)

где Pmax 1 … Pmax 5 - наибольшие активные мощности потребителей, кВт.

Результаты расчетов активных мощностей сводятся в таблицу 2.

Таблица 2 Расчет активных мощностей

Потребители	Установленная мощность, кВт	Коэффициент спроса	Наибольшая мощность, кВт	Суммарная мощность, кВт
Завод стройматериалов	3000	0,45	1350	16150
Химический завод	7000	0,6	4200
Текстильная фабрика	5000	0,65	3250
Локомотиворемонтный завод	14000	0,45	6300
Тепловозное депо	3500	0,3	1050

На основании типовых суточных графиков для заданных потребителей вычисляются активные нагрузки потребителей Pnt, кВт, для каждого часа суток по формуле:

Pnt = (Pnt% / 100) Pmax n, (3)

P11 = (75% / 100) 1350 = 1012,5 (кВт)

где Pnt% - значение мощности в процентах из типового графика для каждого потребителя в t час;

100 - переводной коэффициент из процентов в относительные единицы.

Вычисленные нагрузки по часам суток сводятся в таблицу 3, и для каждого часа суток определяется суммарное потребление ? Pmax, кВт.

Таблица 3 Расчет суммарных нагрузок потребителей

Время	Pmax 1	Pmax 2	Pmax 3	Pmax 4	Pmax 5	? Pmax
	P1, %	P1, кВт	P2, %	P2, кВт	P3, %	P3, кВт	P4, %	P4, кВт	P5,%	P5, кВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
0-1	75	1012,5	95	3990	60	1950	55	3465	30	315	10732,5
1-2	85	1147,5	85	3570	60	1950	50	3150	60	630	10447,5
2-3	78	1053	85	3570	60	1950	40	2520	45	472,5	9565,5
3-4	90	1215	85	3570	60	1950	30	1890	10	105	8730
4-5	80	1080	85	3570	60	1950	35	2205	30	315	9120
5-6	83	1120,5	95	3990	60	1950	30	1890	37	388,5	9339
6-7	87	1174,5	95	3990	75	2437,5	38	2394	25	262,5	10258,5
7-8	77	1039,5	95	3990	90	2925	45	2835	65	682,5	11472
8-9	92	1242	100	4200	95	3087,5	80	5040	20	210	13779,5
9-10	95	1282,5	100	4200	100	3250	100	6300	55	577,5	15610
10-11	100	1350	95	3990	100	3250	95	5985	87	913,5	15488,5
11-12	95	1282,5	90	3780	70	2275	70	4410	95	997,5	12745
12-13	90	1215	90	3780	90	2925	75	4725	55	577,5	13222,5
13-14	95	1282,5	90	3780	90	2925	95	5985	87	913,5	14886
14-15	93	1255,5	95	3990	100	3250	90	5670	80	840	15005,5
15-16	90	1215	100	4200	100	3250	60	3780	55	577,5	13022,5
16-17	95	1282,5	100	4200	80	2600	65	4095	40	420	12597,5
17-18	100	1350	90	3780	100	3250	70	4410	80	840	13630
18-19	95	1282,5	90	3780	100	3250	60	3780	100	1050	13142,5
19-20	100	1350	85	3570	90	2925	45	2835	25	262,5	10942,5
20-21	95	1282,5	85	3570	90	2925	50	3150	65	682,5	11610
21-22	90	1215	90	3780	80	2600	85	5355	75	787,5	13737,5
22-23	88	1188	90	3780	60	1950	80	5040	53	556,5	12514,5
23-24	73	985,5	90	3780	60	1950	70	4410	48	504	11629,5

Для определения наибольшей полной мощности потребителей необходимо рассчитать их реактивные мощности и суммарную реактивную мощность.

Реактивная мощность Q , квар, отдельного потребителя определяется по формуле:

Qmax n = Pmax n tgц n , (4)

Qmax 1 = 1350 * 0,4 = 540 (кВт)

где Pmax n - наибольшая активная мощность потребителя, кВт;

tgц - тангенс угла ц, определяемый для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности.

Тангенс угла ц определяется по формуле:

tgц = (1 - cos2ц)1/2 / cosц , (5)

tgц1 = (1 - 0,932)1/2 / 0,93 = 0,4.

где cosц - заданный коэффициент мощности отдельного потребителя.

Результаты расчета реактивных мощностей для потребителей сводятся в таблицу 4.

Таблица 4 Расчет реактивных мощностей

Наименование	cosц	tgц	Максимальная активная мощность, кВт	Максимальная реактивная мощность, квар	Суммарная реактивная мощность, квар
Завод стройматериалов	0,93	0,4	1350	540	6746,5
Химический завод	0,93	0,4	4200	1680
Текстильная фабрика	0,92	0,43	3250	1397,5
Локомотиворемонтный завод	0,92	0,43	6300	2709
Тепловозное депо	0,93	0,4	1050	420

Определяется сумма реактивных мощностей ? Qmax, квар, по формуле:

? Qmax = Qmax 1 + Qmax 2 + Qmax 3 + Qmax 4 + Qmax 5 , (6)

? Qmax = 540 + 1680 + 1397,5 + 2709 + 420 = 6746,5 (квар)

где Qmax 1 … Qmax 5 - максимальные реактивные мощности потребителей, квар.

Результат суммарной реактивной мощности заносится в таблицу 4.

2.2 Полная мощность потребителей

Коэффициент разновременности максимумов нагрузок проектируемой подстанции определяется по формуле:

kp.m = ? Pрас.max / ? Pmax , (7)

Kp.m = 15610 / 16150 = 0,97.

где ? Pрас.max - наибольшая суммарная расчетная активная мощность за сутки из графы ? Pmax таблицы 3, кВт.

При расчетах полной мощности всех потребителей необходимо дополнительно учитывать потери в высоковольтных сетях и трансформаторах подстанций, питающихся от рассчитываемой подстанции, а также мощность трансформатора собственных нужд. При этом потери в трансформаторах делятся на постоянные (в стали) и переменные (в обмотках), зависящие от нагрузки.

Максимальная полная мощность Smax, кВА, всех потребителей с учетом потерь в сетях и понижающих трансформаторов потребителей определяется по формуле:

Smax = kp.m (1 + (Pпост + Pпер) / 100) ((? Pmax)2 + (? Qmax)2)1/2 , (8)

где Pпост - постоянные потери в стали трансформаторов, принимаются равными 2 %;

Pпер - переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаются равными 8 %.

S35 = 0,97 * (1 + (2 + 8) / 100) * ((16150)2 + (6746,5)2)1/2 = 18675,2 (кВА).

2.3 Мощность собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается исходя из мощности, необходимой для питания собственных нужд переменного тока, то есть всех вспомогательных устройств, необходимых для эксплуатации их в нормальных и аварийных режимах.

На подстанциях устанавливаются два трансформатора собственных нужд со вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. Подключение первичных обмоток трансформаторов осуществляется в зависимости от вторичного напряжения подстанции.

Подключение вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд к шинам напряжением 0,4 кВ одинаково для всех подстанций.

Требуемая мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют при наличии однолинейной схемы подстанции, выбранного оборудования, разработки планов подстанции. На данном этапе расчета мощности эти вопросы не рассматриваются, поэтому мощность собственных нужд подстанции SТСН, кВА, определяют по формуле:

SТСН = 0,005 S35 , (9)

где SТСН - мощность собственных нужд подстанции, кВА;

0,005 - коэффициент, учитывающий мощность собственных нужд подстанции;

S35 - максимальная полная мощность потребителей, кВА.

SТСН = 0,005 * 18675,2 = 93,4 (кВА).

По рассчитанной мощности на собственные нужды электрической подстанции выбирается трансформатор собственных нужд из условий:

SН.ТР ? SТСН , (10)

U1Н ? U1РАБ , (11)

U2Н ? U2РАБ , (12)

где SН.ТР - номинальная мощность выбранного трансформатора собственных нужд, кВА;

U1Н - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;

U1РАБ - рабочее первичное напряжение питающей сети, кВ;

U2Н - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ;

U2РАБ - рабочее вторичное напряжение сети, кВ.

На подстанции следует предусмотреть установку двух трансформаторов собственных нужд, мощность каждого из них принимается равной 100 кВА согласно выражению 10. Таким образом, на подстанции в качестве трансформатора собственных нужд выбирается для установки трансформатор ТМ-100/35 с номинальным напряжением вторичной обмотки 0,4 кВ. Характеристики трансформатора приведены в таблице 5.

Таблица 5 Паспортные данные трансформатора

Тип	SН.ТР, МВА	U1Н, кВ	U2Н, кВ	UК1, %	? Pх, кВт	? Pк, кВт	Ix, %	Регулирование напряжения
ТМ-100/35	0,10	35	0,4	6,8	0,42	2,27	2,6	ПБВ ±2 * 2,5 %

ТМ-100/35 - трансформатор трехфазный двухобмоточный с естественным масляным охлаждением, предназначен для преобразования электрической энергии в сетях энергосистем, а так же для питания различных потребителей в сетях переменного тока частотой 50 Гц.

Рисунок 2 Внешний вид трансформатора ТМ-100/35

В трансформаторе предусмотрена возможность регулирования напряжения - 5 ступеней с диапазоном регулирования ± 2х2,5% от номинального.

Вид регулирования - ПБВ (переключение без возбуждения). Переключение трансформатора на другую ступень регулирования производиться в ручном режиме в отключенном состоянии.

Внешний вид и габаритные размеры трансформатора представлены на рисунке 2.

Значения габаритных размеров трансформатора приведены в таблице 5.

Таблица 5 Габариты трансформатора

Тип	Длина L, мм	Ширина B, мм	Высота H, мм	Полная масса, кг
ТМ-100/35	1425	870	2200	1700

2.4 Мощность главных понижающих трансформаторов

В системах электроснабжения мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов. При этом следует помнить, что на двухтрансформаторной подстанции определяющим режимом является послеаварийный режим. Нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.

Целесообразно для учета увеличения потребляемой предприятием мощности предусматривать возможность расширения подстанций за счет замены трансформаторов более мощными, т.е. предусматривать возможность установки трансформаторов большей на одну ступень мощности.

Надежность электроснабжения потребителей достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при неисправности другого трансформатора) обеспечивает полностью или с некоторым ограничением требуемую мощность. Обеспечение требуемой мощности может осуществляться, не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности).

Для выбора мощности двухобмоточных главных понижающих трансформаторов определяется полная мощность Sмакс.ш, МВА, на шинах вторичного напряжения подстанции с учетом мощности трансформатора собственных нужд по формуле:

Sмакс.ш = S35 + SТСН , (13)

где - S35 - максимальная полная мощность потребителей, кВА.

Sмакс.ш = 18675,2 + 93,4 = 18768,6 (кВА).

При наличии потребителей первой категории на подстанции устанавливается два трансформатора, номинальная мощность SН.ТР, кВА, которых определяется по формуле:

SТР.РАС ? SМАКС / (Кав (n - 1)) , (14)

где - Kав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки силового трансформатора по отношению к его номинальной мощности;

n - количество главных понижающих трансформаторов.

SТР.РАС = 18768,6 / (1,4 * (2 - 1)) = 13406 (кВА).

По расчетной мощности выбирается тип главного понижающего двухобмоточного трансформатора по условиям:

SН.ТР ? SТР.РАС , (15)

U1H ? U1РАБ , (16)

U2H ? U2РАБ , (17)

Приведенным условиям соответствует трансформатор ТДН 16000/110 с номинальной мощностью 16 МВА. Основные характеристики выбранного к установке трансформатора приведены в таблице 6.

Таблица 6 Паспортные данные силового трансформатора

Тип	SН.ТР, МВА	Регулирование напряжения	Номинальное напряжение, кВ	UК, %	?PК, кВт	?PХ, кВт	IХ, %
			ВН	НН
ТДН-16000/110	16	РПН ±9 * 1,78 %	115	34,5	10,5	85	19	0,7

Трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с диапазоном регулирования ±9х1,78% со стороны ВН. Автоматическое управление осуществляется от автоматического контролера, поставляемого вместе трансформатором.

Внешний вид и габаритные размеры трансформатора показаны на рисунке 3.

На рисунке 3 указаны основные функциональные элементы силового трансформатора. Наименования элементов приведены в таблице 7.



Рисунок 3 Внешний вид и габаритные размеры трансформатора

Таблица 7 Функциональные элементы силового трансформатора

Позиция	Наименование элемента	Масса трансформатора
		Наименование	Масса, кг
1	Бак трансформатора	Часть активная	2830
2	Расширитель
3	Ввод нулевой высокого напряжения	Транспортная масса с маслом	36800
4	Ввод высокого напряжения
5	Ввод низкого напряжения	Полная масса масла	14600
6	Радиатор панельный
7	Устройство РПН
8	Шкаф	Полная масса	43600
9	Фильтр термосифонный
10	Реле Бухгольца

2.5 Полная мощность подстанции

Полная мощность подстанции определяется количеством и мощностью установленных трансформаторов и схемой питания подстанции от энергосистемы. Для проектируемой тупиковой подстанции полная мощность SТП, кВА, определяется по формуле:

SТП = n SН.ТР , (18)

где n - число трансформаторов подстанции;

SН.ТР - номинальная мощность выбранных трансформаторов, кВА.

SН.ТР = 2 * 16000 = 32000 (кВА).

3. Расчет максимальных рабочих токов

Токоведущие части и электрическое оборудование подстанций выбирается по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающей максимальной рабочей. Для этих целей необходимо рассчитать максимальные рабочие токи сборных шин и всех присоединений к ним. Эти значения тока необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и номинальных токов электрического оборудования подстанции.

При расчете наибольших рабочих токов сборных шин и присоединений учитывается запас на перспективу развития подстанции, принимаемый равным 30 % расчетной мощности; возможность аварийных перегрузок до 40 %; увеличение значений токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или одной из линий.

Максимальный рабочий ток IР.max, A, на вводах проектируемой подстанции определяется по формуле:

IР.max = (Kав ?SН.ТР) / (31/2 UН1) , (19)

где Кав - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, учитывающий его возможную перегрузку до 40 %;

?SН.ТР - суммарная мощность главных понижающих трансформаторов проектируемой подстанции, кВА;

UН1 - номинальное напряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора проектируемой подстанции, кВ.

IР.max = (1,4 * 32000) / (31/2 * 115) = 225 (A).

Максимальные рабочие токи на первичных обмотках высшего напряжения силового трансформатора IР.max, A, определяются по формуле:

IР.max = (Kав SН.ТР) / (31/2 UН1) , (20)

IP.max = (1,4 * 16000) / (31/2 * 115) = 112,5 (кВА).

где SН.ТР - номинальная мощность главного понижающего трансформатора, кВА.

Максимальные рабочие токи IР.max, A, обмоток вторичного напряжения трансформаторов определяются по формуле:

IP.max = (Kав SH.TP) / (31/2 UH2) , (21)

IP.max = (1,4 * 16000) / (31/2 * 34,5) = 374,9 (A).

где UH2 - номинальное напряжение вторичной обмотки силового трансформатора, кВ.

Максимальные рабочие токи IP.max, A, на сборных шинах вторичного напряжения главных понижающих трансформаторов определяются по формуле:

IP.max = (KПР KP.H ?SH.TP) / (31/2 UH2) , (22)

IP.max = (1,3 * 0,5 * 32000) / (31/2 * 34,5) = 348,1 (А).

где KПР - коэффициент перспективы развития подстанции и потребителей, равный 1,3;

KР.Н - коэффициент распределения нагрузки на шинах, равный 0,5 при пяти и более находящихся в работе присоединений к шинам.

Максимальные рабочие токи IP.max, A, на линии районного потребителя определяются по формуле:

IP.max = (KПР Pmax) / (31/2 UH2 cosц) . (23)

IP.max = (1,3 * 1350) / (31/2 * 34,5 * 0,93) = 31,6 (A).

Максимальные рабочие токи IP.max, А, первичных обмоток трансформаторов собственных нужд определяются как для силового трансформатора по формуле 20.

IP.max = (1,4 * 100) / (31/2 * 34,5) = 2,3 (A).

Максимальные рабочие токи IP.max, A, вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд определяются по формуле 21.

IP.max = (1,4 * 100) / (31/2 * 0,4) = 202,1 (A).

Результаты расчета максимальных рабочих токов сводятся в таблицу 8

Таблица 8 Максимальные рабочие токи подстанции

Наименование присоединения	Максимальный рабочий ток IP.max, A
Вводы подстанции	225
Первичные обмотки силовых трансформаторов	112,5
Первичные обмотки трансформаторов собственных нужд	2,3
Вторичные обмотки понижающих трансформаторов	374,9
Вторичные обмотки трансформаторов собственных нужд	202,1
Сборные шины вторичного напряжения понижающих трансформаторов	348,1
Питающая линия потребителя №1	31,6
Питающая линия потребителя №2	98,2
Питающая линия потребителя №3	76,9
Питающая линия потребителя №4	149
Питающая линия потребителя №5	24,6

4. Расчет параметров короткого замыкания

Расчет параметров короткого замыкания производится для проверки основного оборудования и аппаратуры на динамическую и термическую стойкость и расчета уставок релейной защиты.

Последствиями термического и электродинамического воздействия токов короткого замыкания могут быть:

- механическое разрушение сборных шин, частей аппаратуры, токоведущих частей генераторов и трансформаторов;

- перегрев и расплавление проводов;

- оплавление контактов коммутационных аппаратов;

- поломка изоляторов в местах крепления жестких токоведущих частей.

Для предотвращения возникновения коротких замыканий и обеспечения надежности электроснабжения следует правильно выбирать:

- схемы электрических соединений электроустановки;

- оборудование, стойкое против термических и динамических действий токов короткого замыкания;

- надежную релейную защиту;

- заземляющие устройства.

Для осуществления указанных мероприятий необходимо определить электрические параметры короткозамкнутой цепи.

Расчет параметров цепи короткого замыкания с учетом реальных характеристик и режимов работы всех элементов энергосистемы, представленных на схеме внешнего электроснабжения заданного региона энергообеспечения, состоящего из источников электропитания, подстанций и связывающих их линий электропередачи, достаточно сложен. Однако для решения задач по надежному электроснабжению допускается введение в расчеты ряда допущений, которые значительно упрощают расчеты и не вносят существенных погрешностей в них.

Основными допущениями являются следующее:

а) считается, что фазы электродвижущих сил генераторов не изменяются в течение всего периода короткого замыкания;

б) не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов цепи короткого замыкания;

в) не учитываются намагничивающие токи силовых трансформаторов подстанции;

г) не учитываются емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;

д) считается, что трехфазная система является симметричной;

е) влияние нагрузки на ток короткого замыкания учитывается приближенно;

ж) при вычислении параметров цепи короткого замыкания учитывают только индуктивное сопротивление цепи, а активными сопротивлениями пренебрегают ввиду их малой величины. Активное сопротивление учитывается только в тех схемах, где отношение индуктивного сопротивления к активному менее трех (в установках напряжением до 1000 В).

з) не учитываются сопротивления шин распределительных устройств подстанции, электрических аппаратов (выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения), кабельных и воздушных перемычек небольшой длины из-за их малых значений;

и) при вычислении токов короткого замыкания все расчеты относят к одной фазе, которая может оказаться в наиболее тяжелых условиях при трехфазном коротком замыкании. Все расчеты относятся ко всем трем фазам , т.к. каждая может оказаться в самых тяжелых условиях при коротком замыкании.

Основные допущения существенно сокращают вычисления и приводят к некоторому увеличению тока короткого замыкания против реальных значений, однако получающаяся при принимаемых допущениях погрешность не превышает допустимых значений.

Расчетным видом короткого замыкания по электродинамическому и термическому действию во всех точках системы является трехфазное короткое замыкание.

Расчет ведется методом относительных единиц при базисных условиях, дающий результаты, наиболее приближенные к реальным значениям.

4.1 Расчетная схема

Расчетная схема - это упрощенная схема внешнего электроснабжения, на которой указываются только те элементы и их параметры, которые влияют на режим короткого замыкания проектируемой подстанции и должны быть учтены при проведении расчетов.

В расчетной схеме остаются все источники питания и все линии электропередачи, идущие от них к проектируемой подстанции. Если на этом пути встречаются другие подстанции, то их оборудование также сохраняется полностью. На расчетной схеме остаются генераторы, трансформаторы, питающая система, линии электропередачи. На расчетной схеме все элементы нумеруются, для электрических аппаратов указываются заданные номинальные параметры в именованных единицах, которые необходимы для расчета относительных сопротивлений. Для линий электропередачи указываются длины в километрах.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени соответствующего уровня напряжения на расчетной схеме, вместо действительных напряжений на сборных шинах указывается среднее значение напряжения.

На расчетной схеме необходимо указать точки короткого замыкания. Обязательно рассчитываются токи короткого замыкания на шинах распределительных устройств.

Расчетная схема для максимального режима, составленная для проектируемой подстанции ТП-3 согласно заданной схеме внешнего электроснабжения представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 Расчетная схема

4.2 Схема замещения

По расчетной схеме, изображенной на рисунке 4, составляется схема замещения. При этом все элементы расчетной схемы заменяются соответствующими относительными сопротивлениями, каждое из которых обозначается дробью. В числителе проставляется порядковый номер, сохраняемый до конца расчета, в знаменателе указывается значение относительного базисного сопротивления.

При этом каждый двухобмоточный трансформатор, питающая система и линия электропередачи заменяются одним сопротивлением.

В связи с тем, что мощность генераторов электрических станций неизвестна, расчет выполняется аналитическим методом. Для удобства расчета величина базисной мощности принимается равной 100 МВА.

Схема замещения, составленная по расчетной схеме, приведена на рисунке 5.

Рисунок 5 Схема замещения расчетной схемы

4.3 Расчет относительных сопротивлений

Относительные сопротивления элементов схемы замещения рассчитываются для максимального режима и вписываются в знаменатели номеров сопротивлений, показанных на рисунке 5.

За базисную мощность, как указано выше, принимается значение 100 МВА.

Относительное базисное сопротивление системы X*бс определяется по формуле:

X*бс = Sб / Sкс , (24)

X*бс1 = 100 / 2500 = 0,04.

где Sб - базисная мощность, МВА;

Sкс - мощность короткого замыкания энергосистемы, МВА.

Относительные базисные сопротивления X*бл линий электропередач определяются по формуле:

x*бл = xo l Sб / u2cp , (25)

х*бл3 = 0,4 * 38 * 100 / 1152 = 0,115

где хо - индуктивное сопротивление одного километра линии электропередачи, принимается равным 0,4 Ом/км, так как задана воздушная линия;

l - длина линии, км;

ucp - среднее напряжение линии, принимается равным 115 кВ.

Линии электропередачи под номерами пять и шесть состоят из нескольких участков, соответственно их протяженность l5 и l6, км, находится как сумма длин отдельных участков:

l5 = l6 = l3 + l4 + l5 + l6 + l7 (26)

l5 = l6 = 30 + 18 + 19 + 28 + 24 = 119 (км).

Относительные базисные сопротивления двухобмоточных трансформаторов х*б.тр.н определяются по формуле:

х*б.тр.н = (uк.н / 100) (Sб Sн.тр) , (27)

х*б7 = (10,5 / 100) * (100 * 16) = 0,656.

где uк.н - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Результаты расчетов относительных сопротивлений элементов сводятся в таблицу 9.

Таблица 9 Относительные сопротивления элементов

Х*б1	Х*б2	Х*б3	Х*б4	Х*б5	Х*б6	Х*б7	Х*б8
0,04	0,025	0,115	0,115	0,36	0,36	0,656	0,656

4.4 Преобразование схемы замещения

Для дальнейших расчетов производится преобразование схемы замещения таким образом, чтобы до точек короткого замыкания K1 и K2 осталось одно сопротивление.

При анализе схемы замещения, изображенной на рисунке 5, определяется, что:

- сопротивления пять и шесть включены параллельно, их эквивалентное сопротивление будет девять;

- сопротивления два и девять включены последовательно, их эквивалентное сопротивление будет десять;

- сопротивления один и десять включены параллельно, их эквивалентное сопротивление будет одиннадцать;

- сопротивления три и четыре включены параллельно, их эквивалентное сопротивление будет двенадцать;

- сопротивления одиннадцать и двенадцать включены последовательно, их эквивалентное сопротивление будет тринадцать.

В схеме замещения эквивалентное сопротивление тринадцать будет являться результирующим до точки К1.

Из анализа схемы замещения определяется, что:

- сопротивления семь и восемь включены параллельно, их эквивалентное сопротивление будет четырнадцать;

- сопротивления тринадцать и четырнадцать включены последовательно, их эквивалентное сопротивление будет пятнадцать.

В схеме замещения эквивалентное сопротивление пятнадцать будет являться результирующим до точки короткого замыкания К2.

Порядок преобразования схемы замещения представлен на рисунке 6.

Рисунок 6 Преобразование схемы замещения

В ходе упрощения схемы замещения для расчета эквивалентного сопротивления применяются формулы расчета результирующего сопротивления при последовательном и параллельном соединении элементов.

При параллельном соединении элементов цепи эквивалентное сопротивление х*б определяется по формуле:

х*б = (х*б1 х*б2) / (х*б1 + х*б2) , (28)

х*б9 = (0,36 * 0,36) / (0,36 + 0,36) = 0,18.

где х*б1, х*б2 - относительные базисные сопротивления элементов, вкюченные в цепь параллельно.

При последовательном соединении сопротивлений эквивалентное сопротивление х*б определяется по формуле:

х*б = х*б1 + х*б2 + х*б3 , (29)

х*б10 = 0,025 + 0,18 = 0,205.

где х*б1, х*б2, х*б3 - относительные базисные сопротивления элементов, входящих в последовательную цепь.

Значения рассчитанных относительных базисных сопротивлений проставляются в знаменатели для каждого элемента схемы замещения. Результаты расчета относительных базисных сопротивлений сводятся в таблицу 10.

Таблица 10 Относительные базисные сопротивления в схеме замещения

Обозначение эквивалентного сопротивления	Расчетное значение
х*б9	0,18
х*б10	0,0205
х*б11	0,033
х*б12	0,058
х*б13, (точка К1)	0,091
х*б14	0,33
х*б15, (точка К2)	0,421

Для точки короткого замыкания К1 результирующим относительным базисным сопротивлением является х*б13 = 0,091.

Для точки короткого замыкания К2 результирующим относительным базисным сопротивлением является х*б15 = 0,421.

4.5 Расчет параметров цепи короткого замыкания

Когда суммарные сопротивления до точек короткого замыкания найдены, вычисляется базисный ток Iб, кА, по формуле:

Iб = Sб / (31/2 Ucp) (30)

Iб1 = 100 / (31/2 * 115) = 0,5 (кА).

Определяется ток короткого замыкания Iк, кА, в точке К1 по формуле:

Iк = Iб / х*б.рез, (31)

Iк = 0,5 / 0,091 = 5,49 (кА)

где х*б.рез - результирующее относительное базисное сопротивление в точке короткого замыкания.

Мгновенное значение ударного тока короткого замыкания iу определяется по формуле:

iу = 2,55 Iк (32)

iу = 2,55 * 5,49 = 14 (кА).

Действующее значение ударного тока короткого замыкания Iу, кА, определяется по формуле:

Iу = 1,52 Iк (33)

Iу = 1,52 * 5,49 = 8,34 (кА).

Мощность короткого замыкания Sк, МВА, определяется по формуле:

Sк = Sб / х*б.рез (34)

Sк = 100 / 0,091 = 1099 (МВА).

При вычислении теплового импульса полное время отключения выключателей tоткл, с, определяется по формуле:

tоткл = tcp + tрз + tcв , (35)

tоткл = 0,1 + 3,0 + 0,04 = 3,14 (с).

где tcp - собственное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,1 с;

tсв - собственное время отключения выключателя, принимается равным 0,04 с;

tрз - время выдержки срабатывания релейной защиты, для ступени защиты в точке К1 время выдержки принимается равным 3,0 с.

Тепловой импульс Вк, кА2с, тока короткого замыкания определяется по формуле:

Вк = Iк2 (tоткл + Та) , (36)

Bк = 5,492 * (3,14 + 0,05) = 96,1 (кА2с).

где Tа - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, для расчетов принимается равной 0,05 с.

Расчет параметров цепи короткого замыкания для точки К2 ведется аналогично. Результаты расчета указываются в таблице 11.

Таблица 11 Параметры цепи короткого замыкания

Точка КЗ	х*б.рез	Iб, кА	Iк, кА	iу, кА	Iу, кА	Sк, МВА	Bк, кА2с	tоткл, с
Точка К1	0,091	0,5	5,49	14	8,34	1099	96,1	3,14
Точка К2	0,421	1,56	3,71	9,46	5,64	237,5	30,1	2,14

5. Выбор оборудования и токоведущих частей

5.1 Выбор и проверка токоведущих частей

К токоведущим частям электрической подстанции относятся сборные шины распределительных устройств, присоединения к ним, ошиновка, соединяющая электрические аппараты друг с другом в соответствии с однолинейной схемой, а также вводы и питающие линии.

Токоведущие части и сборные шины открытых распределительных устройств, а также все присоединения к ним напряжением 110 кВ и 35кВ выполняются сталеалюминиевыми многопроволочными проводами.

Токоведущие части выбираются по условиям длительного режима работы, должны выполняться условия:

Iдоп Iрмах , (37)

где Iдоп - допустимый длительный ток токоведущих частей, А;

Iрмах - максимальный рабочий ток той цепи, где производится выбор токоведущей части, А.

Для ошиновки открытого распределительного устройства 110 кВ исходя из условия (37) выбирается сталеалюминиевый пр...