Розвиток електричної мережі 110/35кВ ВАТ ЕК "Хмельницькобленерго" та вибір обладнання підстанції "Лоївці"
Розрахунок усталеного максимального режиму мережі, струмів короткого замикання, грозозахисних та заземлюючих пристроїв. Вибір електрообладнання, струмопровідних частин, комутаційної, вимірювальної апаратури, трансформаторів, акумуляторних батарей.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 14.02.2014 |
| Размер файла | 1,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Анотація
Проаналізовавши вихідні дані для проектування підстанції. Вибрано трансформатори підстанції, головну схему електричних з'єднань ПС.
Розраховано усталений максимальний режим електричної мережі 110/35/10кВ.
На основі значень струмів короткого замикання проведено вибір електрообладнання, струмопровідних частин, комутаційної, вимірювальної апаратури, трансформаторів власних потреб, акумуляторних батарей.
Здійснено розрахунок грозозахисних та заземлюючих пристроїв електричної підстанції, наведено повну схему електричних з'єднань ПС, план та розріз відкритого розподільчого пристрою.
Annotation
Proanalizovavshy basic data for designing substations. Your transformer substation, the main circuit of AC electrical connections.
Calculated maximum default mode power supply 110/35/10kV.
Based on the values of short circuit current choice made electrical conductive parts, switchgear, instrumentation, auxiliary transformers, batteries.
The calculation of lightning and grounding devices electrical substation, are full circuit electrical connections airplane plan and cut open switchgear.
Зміст
Вступ
1. Завдання на технічне проектування
1.1 Схеми мережі
2. Аналіз вихідних даних і схем
2.1 Схема заміщення що підлягає аналізу
2.2 Характеристика підстанції лоївці
2.3 Вибір головної схеми електричних з'єднань підстанції
3. Вибір трансформаторів підстанції
4. Розрахунок основних режимів роботи мережі
4.1 Розрахунок режиму максимальних навантажень
4.2 Розрахунок відрегульованого режиму максимальних навантажень
4.3 Розрахунок режиму мінімальних навантажень
4.4 Розрахунок відрегульованого режиму мінімальних навантажень
4.5 Розрахунок після аварійних та обтяжених режимів
4.5.1 Аварійний режим №1
4.5.2 Відрегульований аварійний режим №1
4.5.3 Аварійний режим №2
4.5.4 Відрегульований аварійний режим №2
5. Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ)
5.1 Розрахункова схема для визначення струмів (КЗ)
5.2 Електричні схеми заміщення
5.1.1 Розрахунок трифазного струму КЗ
5.1.2 Розрахунок ударного струму короткого замикання
5.1.3. Розрахунок номінальних та максимальних струмів на шинах підстанції
5.1.4 Розрахунок теплового імпульсу
6. Вибір шин та ошиновки підстанції
6.1 Вибір гнучких шин на стороні ВН
6.2 Вибір жорстких шин на стороні НН
6.2.1 Перевірка жорстких шин на термічну стійкість
6.2.2 Перевірка шин на динамічну стійкість
6.3 Вибір ізоляторів
7. Вибір комутаційної, вимірювальної та струмообмежуючої апаратури
7.1 Вибір вимикачів та роз'єднувачів
7.1.1 Вибір вимикачів та роз'єднувачів на стороні ВН
7.1.2 Вибір вимикачів на стороні НН
7.2 Вибір розрядників.
7.3 Вибір вимірювальних приладів
7.4 Вибір трансформаторів напруги
7.5 Вибір трансформаторів струму
8. Вибір трансформаторів власних потреб підстанції
9. Вибір акумуляторної батареї
10. Організаційно-економічна частина
10.1 Планування основного виробництва
10.2 Планування праці і заробітної плати
10.3 Планування витрат на технічне обслуговування електричних мереж
10.4 Планування прибутку підприємства
11. Розробка та конструктивне виконання пристроїв грозозахисту
12. Конструктивне виконання та розрахунок защемлюваних пристроїв
Література
Додаток А
Додаток Б
Додаток В
Додаток Г
Додаток Д
Додаток Е
Додаток Є
Додаток Ж
Додаток З
Додаток К
Вступ
Розробка проекту електричної підстанції повинна відбуватися відповідно до дійсних нормативних документів та з врахуванням офіційної національної політики в сфері енергетики.
З метою визначення основних засад і пріоритетів державної політики України в енергетичній сфері, забезпечення ефективного функціонування галузей паливно-енергетичного комплексу як основи економіки України Національною академією наук України в 2003-2004 роках було розроблено концептуальні положення та перший варіант Енергетичної стратегії України на період до 2030 року та подальшу перспективу, в яких для забезпечення максимально ефективного розвитку енергетичної сфери та підвищення якості життя населення країни до рівня кращих
світових стандартів виділяється ряд пріоритетних напрямів:
- надійне енергозабезпечення, підвищення енергетичної безпеки держави;
- підвищення енергоефективності та енергозбереження;
- модернізація і реконструкція енергетичної інфраструктури;
- структурна перебудова всього енергетичного комплексу;
- запровадження джерел енергії та технологій, що зменшують вплив на оточуюче середовище;
- реформування енергетичної сфери у відповідності з умовами ринкової економіки;
- диверсифікація джерел паливно-енергетичних ресурсів.
Відповідно до вище наведеного, проектування електричної частини енергетичних установок повинно відбуватися на високотехнічному рівні, з використанням новітніх енергозберігаючих технологій та рішень, що не загрожують життю людей та екологічній безпеці України.
Метою виконання проекту є здобуття необхідних практичних навиків з роботи з технічними, науковими та довідниковими літературою та ресурсами. А також узагальнення та закріплення здобутих знань з розділу електрична частина станцій і підстанцій для подальшого використання їх під час роботи в галузі.
1. Технічне завдання на проектування
Завданням є проект будівництва ПС 35/10 кВ «Лоївці» потужністю 7+3,5 МВА для електропостачання споживачів садово-городнього товариства в с. Лоївці Хмельницької області з метою приєднанням до підстанції «Зелені Курилівці» а також аналіз режимів роботи електричної мережі ПАТ «Хмельницькобленерго».
1.1 Схема мережі
Рисунок 1.1- Схема існуючої мережі
Рисунок 1.2-Схема проектованої мережі
2. Аналіз вихідних даних і схем
Електрична мережа 35-110 кВ знаходиться на півдні Хмельницької області.
Мережа відноситься до ІІІ-го вітрового району та до ІІ-го району по ожеледі. Середньорічна температура на території, охопленій мережею, становить 9,9С, а середньорічна тривалість гроз становить 1000 годин на рік.
Живильною підстанцією є ПС «Ярмолинці»,яку беремо за балансуючий вузол. Прохідними підстанціями є ПС «Віньківці» потужністю 5,6+j3,3 МВА, ПС «Калюсик» потужністю 1+j2 МВА, ПС «Пилипківці» потужністю 0,3+j0,2 МВА, ПС «Нова Ушиця» потужністю 7,5+j4,2 МВА, ПС «П.Хребтіївські» потужністю 1,9+j1,5 МВА, ПС «З.Курилівці» потужністю 1,6+j1,2 МВА.
Підстанції з'єднані наступними лініями зв'язку: «Ярмолинці-Віньківці» проводом АС-150/24, довжиною 30.32 км, «Віньківці-Калюсик» проводом АС-150/24 довжиною 13 км, «Калюсик-Пилипківці» проводом АС-150/24 довжиною 7,69 км, «Пилипківці- Нова Ушиця» проводом АС-150/24 довжиною 10,8 км, «Нова Ушиця-П.Хребтіївські» проводом АС-120/19 довжиною 17,5 км, «П.Хребтіївські-З.Курилівці» проводом АС-70/11 довжиною 8,7 км, «З.Курилівці-Лоївці» двоколовою лінією виконаною проводом АС-120/19 довжиною 10 км.
ПС «Лоївці» буде живитися від ПС «Зелені Курилівці». Для цього на ПС «Зелені Курилівці» планується встановити трансформатор потужністю 4МВА який буде живити шину 35 кВ.
Споживачі, які будуть отримувати живлення від шин підстанції 10 кВ на 100% складають ІІІ категорію надійності від потужності підстанції.
2.1 Схема заміщення що підлягає аналізу
Вихідними даними для розрахунку режиму роботи мережі є схема мережі параметри ліній електропересилання, які наведені у таблиці 1.1 та навантаження підстанцій мережі у таблиці 1.2.
Рисунок 2.1-Схема проектованоїережі
Результати обчислень занесені в таблиці 2.1
Таблиця 2.1-Параметри ліній електричної мережі
|
Лінії |
Марка |
l, |
r, |
x, |
b, |
|||
|
№ |
Початок |
Кінець |
проводу |
км |
Ом |
Ом |
мкСм |
|
|
Л1 |
РП «Ярмолинці» |
РП «Віньківці» |
АС-150/24 |
30,32 |
12,7 |
6 |
81.86 |
|
|
Л2 |
РП «Віньківці» |
РП «Калюсик» |
АС-150/24 |
13 |
5,46 |
2,57 |
26.6 |
|
|
Л3 |
РП «Калюсик» |
РП «Пилипківці» |
АС-150/24 |
7,69 |
3,22 |
1,52 |
20.76 |
|
|
Л4 |
РП ««Пилипківці» |
РП «Нова Ушиця» |
АС-150/24 |
10,8 |
4,5 |
2,13 |
29.16 |
|
|
Л5 |
РП «Нова Ушиця» |
РП «П.Хребтіївські» |
АС-120/19 |
17,5 |
7,47 |
4,35 |
- |
|
|
Л6 |
РП «П.Хребтіївські» |
РП «З.Курилівці» |
АС-70/11 |
8,7 |
3,86 |
3,72 |
- |
|
|
Л7 |
РП «З.Курилівці» |
РП «Лоївці» |
2xАС-120/19 |
10 |
4,27 |
2,49 |
- |
Далі розраховуємо навантаження вузлів при мінімальному режимі. Мінімальні навантаження складають 60% від максимальних. Результати розрахунку заносимо в таблиці.2.2.
Таблиця 2.2-Навантаження вузлів
|
Номер вузла |
Підстанція |
Максимальний режим |
Мінімальний режим |
|||
|
Рнав, МВт |
Qнав, Мвар |
Рнав, МВт |
Qнав, Мвар |
|||
|
1 |
Віньківці |
2,9 |
2,3 |
1,74 |
1,38 |
|
|
2 |
Калюсик |
1 |
2 |
0,6 |
1,2 |
|
|
3 |
Пилипківці |
0,3 |
0,2 |
0.18 |
0.12 |
|
|
4 |
Нова Ушиця |
2,5 |
1 |
1,5 |
0.6 |
|
|
5 |
П.Хребтіївські |
1,9 |
1,5 |
1.14 |
0.9 |
|
|
6 |
З.Курилівці |
1,6 |
1,2 |
0,96 |
0,72 |
|
|
7 |
Лоївці |
7 |
3,5 |
4,2 |
2,1 |
2.2 Характеристика підстанції «Лоївці»
На підстанції «Лоївці» 35/10 кВ планується встановити два трансформатори потужністю по 6.3 МВА кожен. Від шин 10 кВ живляться споживачі потужністю 7+j3,5 МВА
Схема підстанції «Лоївці», яка вибрана для електропостачання споживачів, наведена на рис. 2.3.1.
Схеми розподільних злагод підстанції «Лоївці» вибрані, виходячи з наступних вимог:
надійності електропостачання споживачів та потрібні перетоки потужностей через шини підстанції;
поетапний розвиток підстанції;
можливість проведення ремонтних робіт на окремих елементах без вимкнення сусідніх приєднань;
врахування вимог релейного захисту та автоматики;
наочність;
економічність.
2.3 Вибір головної схеми електричних з'єднань підстанції
При виборі схем електричних з'єднань необхідно врахувати, що підстанція «Лоївці» є тупіковою, двотрансформаторною, з двома класами номінальних напруг 35/10 кВ, яка призначена забезпечувати надійне живлення споживачів на низькій напрузі, та інші функції, що передбачені чинними нормами та правилами.
Виходячи з класифікації підстанції, класу напруги високої сторони, конфігурації мережі, відповідно якій на шинах ВН підстанції приєднано дві лінії, приймаємо рішення про монтаж на стороні 35 кВ ПС «Лоївці» схеми «Два блоки лінія-трансформатор з вимикачами і неавтоматичною перемичкою з боку ліній».
Розраховуємо кількість приєднань на стороні низької напруги.
, [1]
Згідно [1],
приєднань.
де PНАТ10 = 2,5 МВт - натуральна потужність лінії з номінальною напругою 10 кВ; PНН =7 МВт - активна потужність навантаження на стороні низької напруги.
Відповідно до результатів розрахунку встановлюємо на низькій стороні ПС «Лоївці» схему «Одна одинока секціонована вимикачем, система шин». Вибрані типові схеми електричних з'єднань попередньо дозволяють оцінити види, кількість необхідного обладнання розподільних устав та чітко показують місце підключення ЛЕП, трансформаторів до шин, як це видно на рисунку 2.3.1.
Рисунок 2.3.1-Схема електричних з'єднань ПС «Лоївці»
3. Вибір трансформаторів підстанції
Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів виконуємо для максимального робочого режиму.
З умов надійності на підстанції «Лоївці» встановлюємо два трансформатори.
Потужність трансформатора двотрансформаторної підстанції визначається з врахуванням допустимого перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів в максимальному режимі роботи. Виходячи з цього, потужність трансформатора визначається за формулою:
[2],
де - номінальна потужність трансформатора;
- потужність навантаження підстанції;
n - кількість трансформаторів.
Визначаємо потужність навантаження підстанції:
[3],
Згідно формули [3] ,
Отже, згідно [2]
Згідно [3], вибираємо трансформатор типу ТМН-6300/35.
Паспортні дані трансформатора:
Sном= 6,3 МВА;
UВН=35 кВ; UНН=11 кВ;
РK= 33.5 кВт; РХ=5.3 кВт; ІХ=0,9%;
uK=7,5%.
Розраховуємо параметри трансформатора:
,[4]
Згідно [4],
, [5]
Згідно [5],
,[6]
Згідно [6],
, [7]
Згідно [7]
4. Розрахунок основних режимів роботи мережі
Розрахунок режимів роботи електричної мережі виконується для визначення:
а) завантаження елементів мережі, визначення пропускної здатності мережі при очікуваних перетоках потужності;
б) перерізу проводів і кабелів та потужності трансформаторів і автотрансформаторів;
в) рівня напруг у вузлах і на елементах мережі, заходів по забезпеченню допустимих відхилень напруги, втрат потужності і енергії, для оцінки економічності роботи мережі;
г) рівнів струмів коротких замикань (КЗ), відповідність очікуваним струмам КЗ, заходів по обмеженню струмів КЗ;
д) пропускної здатності мережі з умов стійкості.
Координати режиму мережі в процесі її експлуатації постійно змінюються, тому що мають місце неперервні зміни навантаження, може змінюватись і сама схема мережі внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення окремих елементів.
Вихідними даними для розрахунку основних режимів роботи мережі є схема електричної мережі, що наведена на рис. 2.1, параметри ЛЕП (таблиця 2.1), навантаження підстанцій (таблиця 2.2).
Усі розрахунки режимів роботи мережі здійснюються за допомогою комплексу «DAKAR».
4.1 Розрахунок режиму максимальних навантажень
Максимальний режим - це режим, при якому споживачі характеризуються максимальним споживанням електроенергії. У цьому режимі в мережі мають місце максимальні втрати потужності та напруги. Бажана напруга на шинах 10 кВ підстанції «Лоївці» у цьому режимі повинна бути близькою 1,08Uном. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Б. Напруга у балансуючому вузлі дорівнює 115кВ.
Таблиця 4.1-Напруги у вузлах режиму максимальних навантажень
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,366 |
10,091 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,478 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,44 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
10,887 |
10,948 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,259 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,07 |
10,07 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
10,037 |
10,037 |
4.2 Розрахунок відрегульованого режиму максимальних навантажень
Проаналізувавши цей режим, бачимо, що найбільш завантаженими є лінії, які відходять від балансуючих вузлів, струми в лініях не перевищують допустимих. Напруги на шинах НН ПС в максимальному режимі повинні знаходитись в межах 1,08·Uном. Але вони знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.1). Виконання цієї вимоги досягається з допомогою зміни коефіцієнтів трансформації у відповідних трансформаторів.
Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються наступним чином:
де: - потрібне положення РПН, для підтримання необхідного рівня напруги;
- номінальний коефіцієнт трансформації;
- відсоткова зміна напруги при зміні положення РПН;
- дійсна напруга без використання РПН;
- бажана напруга, кВ.
Проводимо розрахунки для трансформаторів на ПС «Лоївці».
Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у Табл. 4.2
Таблиця 4.2-Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Лоївці»
|
Сторона |
KTном |
KT |
РПН |
||
|
підстанції |
Межі |
Номер відгалуження |
|||
|
НН |
0,0956 |
0,097 |
91,78% |
7 |
З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму максимальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в таблиці 4.3, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у додотку. В.
Таблиця 4.3-Напруги у вузлах відрегульованого режиму максимальних навантажень
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,768 |
10,88 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,88 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,846 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
10,874 |
10,936 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,792 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,758 |
10,758 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
10,854 |
10,854 |
4.3 Розрахунок режиму мінімальних навантажень
Мінімальний режим - це режим, при якому споживачі характеризуються мінімальним споживанням електроенергії. В мінімальному режимі бажана напруга на шинах споживачів повинна бути близькою до 1,03Uном
Розраховані напруги у вузлах наведені в таблиці 4.4. Результати розрахунку режиму наведені у додатку. Г.
Таблиця 4.4 Напруги у вузлах режиму мінімальних навантажень
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,159 |
9,878 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,347 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,315 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
9,749 |
9,974 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,107 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,089 |
10,089 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
10,094 |
10,094 |
4.4 Розрахунок відрегульованого режиму мінімальних навантажень
Провівши аналіз результатів розрахунку, бачимо, що цей режим характеризується малими втратами активної потужності і напруги, що є характерним для цих режимів. Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються аналогічно як у розділі 3.3. Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у таблиці 4.5.
Таблиця 4.5-Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Лоївці»
|
Сторона |
KTном |
KT |
РПН |
||
|
підстанції |
Межі |
Номер відгалуження |
|||
|
НН |
0,0956 |
0,0995 |
91,78% |
12 |
З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму мінімальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в таблиці 4.6, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у додатку Д.
Таблиця 4.6 Напруги у вузлах відрегульованого режиму мінімальних навантажень
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,416 |
10,231 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,274 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,325 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
10,334 |
10,395 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,360 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,262 |
10,262 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
10,345 |
10,345 |
4.5 Розрахунок після аварійних та обтяжених режимів
Після аварійні та обтяжені режими роботи виникають внаслідок аварійного або планового вимкнення елементу електричної мережі. Усі аварійні режими розраховуються при максимальному навантаженні підстанції. Напруга на шинах 10 кВ підстанції «Лоївці» повинна бути близькою до номінальної.
Розглянемо усі аварійні режими роботи електричної мережі.
4.5.1 Аварійний режим №1
Вимкнено один трансформатор на підстанції «Лоївці»
У цьому режимі усе навантаження припадає на один трансформатор. Результати розрахунку цього режиму наведені у додаток Е. Цей режим характеризується збільшенням втрат активної потужності та напруги, порівнюючи з максимальним режимом навантаження. Розраховані напруги у вузлах наведені в таблиці 4.7.
Таблиця 4.7-Напруги у вузлах аварійного режиму №1
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,750 |
10,485 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,858 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,822 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
10,745 |
10,693 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,733 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,762 |
10,762 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
10.517 |
10.517 |
4.5.2 Відрегульований аварійний режим №1
Проаналізувавши аварійний режим №1, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (таблиці 4.7.). Тому їх треба відрегулювати. Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в таблиці 4.8. Отримані значення напруг наведені в таблиці 4.9, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у додатку Є.
Таблиця 4.8-Коефіцієнт трансформації трансформатора підстанції «Лоївці»
|
Сторона |
KTном |
KT |
РПН |
||
|
підстанції |
Межі |
Номер відгалуження |
|||
|
НН |
0,0956 |
0,096 |
91,78% |
8 |
Таблиця 4.9-Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №1
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,750 |
10,885 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,858 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,822 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
10,745 |
10,793 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,792 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,792 |
10,792 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
10,817 |
10.817 |
4.5.3 Аварійний режим №2
Вимкнено лінію 7 (між ПС «З.Курилівці» і ПС «Лоївці»)
Цей режим є дуже важким, тому що уся потужність буде протікати по одній лінії. Розраховані напруги у вузлах наведені в таблиці 4.10
Результати розрахунку цього режиму наведені у додатку. Ж.
Таблиця 4.10-Напруги у вузлах аварійного режиму №2
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,820 |
10,756 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,951 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,932 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
11,080 |
11,068 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
11,335 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
11,625 |
11,625 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
- |
11,771 |
4.5.4 Відрегульований аварійний режим №2
Проаналізувавши аварійний режим №2, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (таблиці 4.10). Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 4.2. Розраховані значення коефіцієнтів трансформації наведені в таблиці 4.11. Отримані значення напруг наведені в таблиці 4.12, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у додатку З.
Таблиця 4.11-Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Лоївці»
|
Сторона |
KTном |
KT |
РПН |
||
|
підстанції |
Межі |
Номер анцапфи |
|||
|
НН |
0,0956 |
0,0977 |
91,78% |
11 |
Таблиця 4.12-Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №2
|
Номер вузла |
Назва підстанції |
Напруга на шинах НН |
||
|
1 с.ш. |
2 с.ш. |
|||
|
100 |
Ярмолинці |
118 |
- |
|
|
13,16 |
Віньківці |
10,820 |
10,856 |
|
|
22 |
Калюсик |
10,851 |
- |
|
|
33 |
Пилипківці |
10,832 |
- |
|
|
46,49 |
Нова Ушиця |
10,780 |
10,768 |
|
|
55 |
П.Хребтіївські |
10,765 |
- |
|
|
66,67 |
З.Курилівці |
10,725 |
10,725 |
|
|
77,78 |
Лоївці |
- |
10,771 |
5. Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ)
5.1 Розрахункова схема для визначення струмів (КЗ)
Для вибору апаратів (комутаційних, захисних, вимірювальних тощо) визначаємо струми короткого замикання на шинах високої та низької напруги підстанції. Розрахунок струмів КЗ здійснюємо за допомогою графічно-розрахункового комплексу «DAKAR». Розрахунок виконуємо для режиму максимального навантаження мережі. На рисунку 4.1 наведена розрахункова схема мережі для розрахунків струмів КЗ.
Рисунок 5.1- Розрахункова схема електричної мережі
5.2 Cхеми заміщення
Для розрахунку струмів короткого замикання складаємо схеми заміщення, яка зображена на рисунку 5.2.
Рисунок 5.2-Схема заміщення прямої послідовності
5.1.1 Розрахунок трифазного струму (КЗ)
Розраховуємо значення струмів три - та однофазного короткого замикання на шинах підстанції «Лоївці» (точки 2 та 21 на рисунках. 4.1.-4.4.). Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання, сумарних опорів, струмів та напруг прямої, зворотної та нульової послідовностей виконується програмним комплексом ДАКАР. Результати розрахунку показані в додатку Р.
Результати розрахунку струмів короткого замикання наведені в таблиці.5.1.
Таблиця 5.1-Значення струмів короткого замикання
|
Вузол |
Вид короткого замикання |
||
|
Трифазне |
Однофазне |
||
|
7 |
1.01кА |
- |
|
|
77 |
1.61 кА |
- |
Значення періодичної складової в початковий момент часу приймаємо по найбільшому значенню струму короткого замикання.
Сторона ВН: Iпо = 1.01 кА, НН: Iпо = 1.61 кА.
5.1.2 Розрахунок ударного струму короткого замикання
Розраховуємо значення сталої часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання для згадуваних вище двох точок КЗ на шинах підстанції «Лоївці».
Для КЗ на шинах ВН (точка 1+ на рис. 5.1,5.2.):
, [5.1.1]
Згідно [5.1.1]
де Х -- еквівалентний реактивний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом;
R -- еквівалентний активний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Б), Ом;
= 2f = 23,1450 = 314 -- кутова частота обертання електромагнітного поля, рад/с;
f = 50 -- промислова частота електричної мережі, Гц.
Для КЗ на шинах НН (точка 71 на рисунках. 5.1,5.2.) аналогічно:
Згідно [5.1.1] .
Значення ударного струму короткого замикання визначається за формулою:
(кА), [5.1.2]
де -- діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання в початковий момент часу (додаток Б), кА.
Відповідно до формули [5.1.2] для двох точок КЗ розраховуємо значення ударного струму:
Для КЗ на шинах ВН:
Для КЗ на шинах НН:
5.1.3 Розрахунок періодичної та аперіодичної складових струму короткого замикання в момент часу
Періодичну складову струму КЗ вважаємо умовно незмінною в часі, оскільки біля точок КЗ немає близьких генераторів, тобто таких, що можуть суттєво вплинути на процеси під час протікання струмів короткого замикання.
Для визначення аперіодичної складової струмів КЗ спершу визначаємо час, для якого буде проведений розрахунок. Для цього, відштовхуючись від сучасних тенденцій при проектуванні силових підстанцій, пропозиції на ринку силового електрообладнання та аналізу переваг та недоліків різних типів комутаційних апаратів, приймаємо рішення про встановлення на шинах ВН і НН вакуумних вимикачів. Згідно [ ] типовий власний час відключення струмів короткого замикання для вакуумних вимикачів на 35кВ і 10 кВ -- 0,05 с.
Значення аперіодичної складової струму короткого замикання визначається за формулою:
(кА), [5.1.3]
де IП0 -- діюче значення періодичної складової струму короткого замикання в початковий момент, кА; ф = tвим.вим + tз -- розрахунковий час, для якого визначається струму короткого замикання, с; tвим.вим -- власний час відключення струмів короткого замикання вимикачів, с; tз = 0,01 -- мінімальний час дії релейного захисту, с.
Визначаємо значення розрахункового часу t для шин електричної підстанції:
Для шин ВН:
;
Для шин НН:
.
Визначаємо значення аперіодичної складової струму короткого замикання для шин електричної підстанції, згідно [5.1.3] :
Для шин ВН:
;
Для шин НН:
5.1.4 Розрахунок номінальних та максимальних струмів на шинах підстанції
Найбільший струм ремонтного чи післяаварійного режиму визначається з умов максимально допустимого перевантаження трансформатора, яке в загальному випадку приймаємо 140% від номінального.
Розрахунок проводимо за формулами:
-сторона ВН 35 кВ:
, [5.1.4]
,
де - номінальна потужність трансформатора ;
- номінальна напруга трансформатора, становить 35кВ.
Згідно [5.1.4],
-сторона НН 10 кВ:
Іном = 6,3/(11•)= 363,71 (А);
Імаx = 1,4•363,71 = 509,194 (А).
5.1.5 Розрахунок теплового імпульсу
Розрахунок теплового імпульсу проводимо за формулою:
[5.1.5]
де - час вимкнення, складається з часу дії основного релейного захисту та часу вимкнення вимикача .
[5.5.2]
де = 0.1c - час дії релейного захисту;
- повний час вимкнення вимикача [c ].
Повний час вимкнення для вакуумних вимикачів (ВН) - 0.075с, а для вакуумних (НН) - 0.055с.
-сторона ВН 35 кВ:
;
-сторона НН 10 кВ:
.
Оскільки поблизу місця КЗ не розміщені генератори, то значення періодичної складової струму для будь-якого моменту часу Іпф можна вважати рівним значенню періодичної складової струму в початковий момент часу Iпо.
Отримані результати розрахунку зведено в таблиці 5.2.
Таблиця 5.2-Значення аварійних та робочих струмів ПС «Лоївці»
|
(кА) |
(кА) |
(кА) |
іУ (кА) |
Вк (кА2 •с) |
(кА) |
||
|
Шини ВН |
1,01 |
0,1558 |
7,58 |
1,617 |
0,184 |
1,01 |
|
|
Шини НН |
1,61 |
0,509 |
3,53 |
2,805 |
0,42 |
1,61 |
6. Вибір шин та ошиновки підстанції
В розподільних злагодах напругою 35 кВ використовуються гнучкі шини, а на нижчі класи напруг 10 кВ - жорсткі шини. Вихідними даними для вибору гнучких шин та струмопроводів підстанції є номінальна напруга РП, розрахункові струми тривалого робочого режиму, значення струмів коротких замикань.
6.1 Вибір гнучких шин на стороні ВН
Вибір шин виконуємо на ВН 35 кВ по допустимому струмові навантаження, за умови, що максимальне значення струму шини не буде перевищувати відповідне допустиме значення.
Максимальне значення струму шини рівне більшому з значень максимально допустимого струму ліній, що приєднані до шин ВН підстанції та максимального струму підстанції (таблиці 5.2.).
Оскільки значення максимального струму лінії є більшим за значення максимального струму підстанції, то гнучкі шини виконуємо таким самим проводом, що і повітряні лінії (ПЛ), приєднані до шин високої напруги ПС «Лоївці», а саме АС-120/19.
Виписуємо деякі дані сталеалюмінієвого проводу АС-120/19 із довідника:
- допустиме значення струму Ї Ідоп = 390 А;
- діаметр алюмінієвої жили Ї Dпр = 15,2 мм.
Оскільки струм трифазного короткого замикання на шинах високої сторони складає 1,01 кА, що є менше 50 кА, то перевірку шин за умовами динамічної дії струмів КЗ (на схлестування) виконувати непотрібно, згідно [1, п. 4.2.56.].
Але для підтвердження проведемо перевірку на корону.
Розряд у вигляді корони виникає біля проводів при високих напруженостях електричного поля. Процеси іонізації повітря біля проводу призводять до додаткових втрат енергії, до виникнення радіозавад та утворення озону, який негативно впливає на контактні поверхні.
Напруженість електричного проводу навколо проводу:
(кВ/см); [6.1.1]
де Umax - максимальна допустима напруга мережі, Dс - середньо геометрична відстань між фазами, m - коефіцієнт, що враховує широхковатість поверхні приводу, для багато дротових проводів m=0,85,
r0 - радіус проводу,
мм =0,76 (см);
Для проводу АС-120/19, початкове значення критичної напруженості електричного поля визначається за формулою:
Е0 = 30.3·m·(1 + 0.299/) = 30,3·0,85·(1+0,299/) = 34,58 (кВ/см),
де m = 0.82 - коефіцієнт, який враховує нерівність поверхні проводу;
Для напруги 35 кВ:
Umax = 1.1·Uном = 1.1·35 = 38,5 кВ;
середньо геометрична відстань між фазами
,
де D - відстань між сусідніми фазами, см.
см.
Згідно [6.1.1], Е= кВ/см.
Умова перевірки проводів на коронування:
1.07·Е ? 0.9·Е0,
1,07·12,88 =13,78 (кВ/см),
0,9·34,58 = 31,07 (кВ/см),
13,78 (кВ/см) 31,07 (кВ/см), тобто провід умови коронування задовільняє. Гнучкі шини, виконані голими проводами на відкритому повітрі, на термічну дію струмів КЗ не перевіряють.
6.2 Вибір жорстких шин на стороні НН
Переріз жорстких шин вибираємо так само, як і для гнучких шин, за величиною допустимого струму.
,
де Iмах - максимальне значення струму шини у ремонтному або після-варійному режимі роботи мережі, для сторони НН Iмах = 0,501 (кА) (з таблиці 4.2.); ІДОП - допустимий струм шини з врахуванням поправки на температуру, кА;
Користуючись довідниковими матеріалами, для сторони НН підстанції вибираємо однополосні алюмінієві шини прямокутного січення розміром 40Ч5, допустимий струм яких - Ідоп ном = 540 А.
Виконуємо перерахунок значення допустимого струму до температурних умов даної місцевості:
, [6.2]
Згідно [6.2]
(А)
де И0.ном = 250C - номінальна температура навколишнього середовища для шини; Ит.доп = 700С - тривало допустима температура шини; И0 = 9,90С - середньорічна температура навколишнього середовища даної місцевості.
Перевіряємо вибраний тип шини на відповідність умові:
Умова виконується.
Вибрані шини перевіряємо на термічну і динамічну стійкість.
6.2.1 Перевірка жорстких шин на термічну стійкість
Перевірка на термічну стійкість при КЗ виконується відповідно умови:
,
де ИК - температура шин при нагріванні струмом КЗ; ИК.ДОП - допустима температура нагрівання шин при КЗ, для алюмінієвих шин згідно з довідниковими даними - ИК.ДОП = 200 0C.
Для встановлення величини ИК необхідно порахувати температуру провідника в нормальному режимі роботи.
, [6.2.1]
Згідно , [6.2.1] 0C.
По кривій [ рис.3-46] визначаю величину fH, яка характеризує тепловий стан провідника до моменту початку КЗ, і рівна fH = 29 0C.
Визначаю величину fK, яка характеризує кінцевий стан провідника в режимі КЗ.
де k - коефіцієнт, який враховує опір і ефективну теплоємкість провідника (згідно [ , таб.3.12.] для алюмінієвих шин k = 0,01054, (мм4С/(А2с)); q - переріз шини, для вибраних нами шин рівний (мм2).
По кривих [ , рис.3-46] знаючи fk знаходимо кінцеве значення температури провідника в режимі КЗ, яке рівне ИК = 51 С.
Оскільки ИК = 51 С < ИК.ДОП = 200 C то умова термічної стійкості виконується.
6.2.2 Перевірка шин на динамічну стійкість
Частота власних коливань для алюмінієвих шин визначається за формулою:
, [6.2.2]
де l - довжина прогону між ізоляторами, м; J - момент інерції поперечного перерізу шини відносно осі, перпендикулярної до напрямку згинаючої сили, см4; q - поперечний переріз шини, см2.
З цієї формули визначаємо довжину прогону l за умови, що частота власних коливань буде більша 200 Гц. Для цього знайдемо найбільше значення, яке задовольняє нерівність:
.
Розглянемо випадок, коли шини розміщені «на ребро», як показано на рисунку 4.6.
Рисунок 4.6-Схематичне положення жорстких шин «на ребро»
Момент інерції шин розміщених «на ребро» визначається як:
( мм4),
де - h = 40 (мм) - висота шини; b = 5 (мм) - ширина шини.
Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.
(м).
Розглянемо випадок, коли шини розміщені «пластом», як показано на рис. 4.7.
Рисунок 4.7-Схематичне положення жорстких шин «пластом»
Момент інерції шин, розміщених «пластом», визначається як:
( мм4),
де - h = 40 (мм) -ширина шини; b = 5 (мм) - висота шини.
Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.
(м).
З розглянутих випадків вибираємо той, коли шини розміщені „пластом”, бо при цьому більша довжина прогону між ізоляторами. Тобто коли l=1,001(м).
Найбільше динамічне зусилля при трифазному КЗ діє на провідник середньої фази. Його розраховують за формулою:
де Ї коефіцієнт форми, оскільки відстань між сусідніми фазами значно більша від довжини шини по периметру поперечного перерізу, тому ; Ї значення ударного струму при трифазному короткому замиканні на стороні НН, Ї відстань між сусідніми фазами [ ], м.
Розраховуємо значення згинаючого моменту.
Розраховуємо значення моменту опору шини відносно осі, перпендикулярної до дії зусилля, для випадку розміщення шин в положенні „пластом”, відповідно до рис.4.7.
(м3),
Визначаємо величину напруження в матеріалі шини, що виникає в наслідок дії згинаючого моменту.
(МПа),
Шини володіють достатньою механічною міцністю, якщо виконується умова:
,
де - допустиме механічне напруження в матеріалі алюмінієвих шин [ 3, табл.4-3], МПа.
Виконуємо перевірку шин за умовою динамічної стійкості:
6.3 Вибір ізоляторів
В розподільних уставах струмоведучі частини відокремлюються від іншого обладнання, конструкцій і персоналу ізоляторами. Жорсткі шини закріплюються на опорних ізоляторах. Вибір опорних ізоляторів на стороні НН виконуємо по номінальній напрузі низької сторони Ї 10 кВ, та перевіряємо по допустимому навантаженню.
За значенням номінальної напруги з каталогових даних [2, таблиця 5.7.] вибираємо полімерний ізолятор марки ИСП-4/20-4. Номінальні параметри ізолятора наведені в таблиці 6.1.
Таблиця 6.1-Параметри опорного ізолятора РУ-10 кВ
|
Тип |
Напруга ,кВ |
Мінім. руйнуюча сила на згин, кН |
|||
|
Ном. |
Макс. допуст. |
Випроб. грозового імпульсу |
|||
|
ИСП-4/20-4 |
20 |
- |
125 |
4 |
Опорний ізолятор відповідає нормам по допустимому навантаженню, якщо виконується умова:
, [6.3]
де Fрозр Ї сила, що діє на ізолятор, Н; Fдоп Ї допустиме навантаження на головку ізолятора, Н.
При горизонтальному розміщенні ізоляторів всіх фаз сила, що діє на ізолятор, розраховується як:
(Н).
Допустиме навантаження ізолятора визначається як:
(Н),
де Fруйн = 4000 Ї мінімальне значення згинаючої сили, при якій відбувається руйнація ізолятора, Н (табл. 6.1.). Перевіряємо ізолятор згідно умови [6.3]:
Умова виконується.
На високій стороні РУ, згідно [1, табл. 4.2.1, ст. 376], гнучкі шини приєднуємо до арматури підвісних ізоляторів марки ЛК-70/35-А4. Для забезпечення запасу механічної та електричної міцності підвісних ізоляторів, що призначені для жорсткого кріплення гнучких шин, їх кількість вибираємо на одиницю більшу від кількості зазначеної в таблиці, а саме 9.
7. Вибір комутаційної, вимірювальної та струмообмежуючої апаратури
7.1 Вибір вимикачів та роз'єднувачів
Вибір вимикачів проводять за такими основними параметрами:
напруга установки Uуст=Uном.вим. ;
довготривалий струм Іmax Іном.вим ;
перевірка на номінальний струм відключення Іп Івідкл.ном ;
перевірка на можливість відключення аперіодичної складової
,
де Вном - нормоване значення, яке для tвідк=0,03 с становить 0,53;
перевірка по початковому струму періодичної складової струму КЗ Іп0 Ігр.наск ;
перевірка на електродинамічну стійкість Ігр.наск Іуд ;
перевірка на термічну стійкість .
Вибір роз'єднувачів виконано за такими ж умовами, крім перевірки по вимикаючій здатності.
7.1.1 Вибір вимикачів та роз'єднувачів на стороні ВН
На стороні ВН вибираємо вакуумні вимикачі типу ВР35НТ і роз'єднувачі типу РНД(3)-35Б/1000.
Таблиця 7.1-Вибір вимикачів та роз'єднувачів на стороні ВН
|
Каталожні дані |
|||
|
Розрахункові дані |
Вимикач ВР35НТ |
Роз'єднувач РНД(3)-35Б/1000 |
|
|
Uуст=35 кВ |
Uном=35 кВ |
Uном=35 кВ |
|
|
Іmax=91,65 А |
Іном=1600 А |
Іном=1000 А |
|
|
Іп Іп0=3.054 кА |
Івідкл.ном=25 кА |
- |
|
|
іа = 4.319 кА |
10,61кА |
- |
|
|
іуд = 4.538 кА |
ігр.наск=62.5 кА |
ігр.наск=63 кА |
|
|
ВК=1664 кА2с |
1875кА2*с |
Значення вном = 0,3, для часу = tс в + tз = 0,05 + 0,01 = 0,06 (с).
7.1.2 Вибір вимикачів на стороні НН
Таблиця 7.2-Вибір вимикачів на стороні НН
|
Каталожні дані |
||
|
Розрахункові дані |
Вимикач ВР35НТ |
|
|
Uуст=10 кВ |
Uном=10 кВ |
|
|
Іmax=274 А |
Іном=1000 А |
|
|
Іп Іп0=2,264 кА |
Івідкл.ном=20 кА |
|
|
іа = 3,21кА |
||
|
іуд = 4.379 кА |
ігр.наск=52 кА |
|
|
ВК= 846 кА2с |
Значення вном = 0,3, для часу = tс в + tз = 0,05 + 0,01 = 0,06 (с).
Рисунок 7.1.2-Розріз вибраного вимикача.
7.2 Вибір розрядників
Для захисту від дій на ізоляцію атмосферних і короткочасних внутрішніх перенапруг електроустаткування на підстанції встановлюємо розрядники.
Таблиця 7.2-Розміщення, тип та параметри розрядників на ПС
|
Розміщення |
Тип |
Uном, кВ |
UН РОБ , кВ |
|
|
Сторона ВН |
ОПНп-35/40,5/10/500-III-УХЛ1 |
35 |
40.5 |
|
|
Сторона НН |
ОПНп-10/12/1 УХЛ1 |
10 |
12 |
|
|
В нейтралі трансформаторів |
ОПНп-35/40,5/10/500-III-УХЛ1 |
35 |
40.5 |
7.3 Вибір вимірювальних приладів
На підстанції для контролю, обліку та спостереження координат режимів роботи електричної мережі використовуються контрольно-вимірювальні прилади, які наведені в таблиці7.3.
Для електричного відокремлення силових кіл від вимірювальних приладів та живлення оперативних кіл ПС використовуються вимірювальні трансформатори. Використана методика вибору вимірювальних трансформаторів взята з [3, п. 4.11.] та реалізована в пунктах 7.3. та 7.4. даного проекту.
На підстанції слід встановлювати наступні вимірювальні прилади:
на двообмотковому трансформаторі встановлюємо на стороні ВН - амперметр, на стороні НН - амперметр, ватметр, лічильники активної та реактивної енергії. На стороні 10 кВ на кожній секції шин встановлюємо вольтметр для вимірювання між фазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.
На лініях 35 кВ - амперметр, варметр та фіксуючий прилад для визначення місця КЗ.
На лініях 10 кВ до споживачів встановлюємо амперметр, лічильник активної та реактивної енергії. На секційних вимикачах встановлюємо амперметр.
На стороні 10 кВ встановлюємо на кожній секції шин вольтметр для вимірювання між фазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.
На трансформаторі власних потреб з боку НН встановлюємо амперметр та лічильник активної енергії.
На стороні 35 кВ встановлюємо вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг реєструючий, фіксуючий прилад, осцилограф і амперметр в колах вимикачів трансформаторів.
Рисунок7.1-Контрольно-вимірювальні пристрої на підстанції «Лоївці».
Таблиця 7.3-Електровимірювальні прилади підстанції
|
Назва приладу |
Марка приладу |
Клас точності |
Навантаження обмоток, ВА |
||
|
Струму |
Напруги |
||||
|
Амперметр |
Э-350 |
1,5 |
0,5 |
- |
|
|
Вольтметр |
Э-350 |
1,5 |
- |
3 |
|
|
Лічильник активної енергії |
2,5 |
8 |
|||
