Распределительные устройства в системах электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Кафедра "Электроснабжение промышленных предприятий"

Курсовая работа

"Распределительные устройства в системах электроснабжения"

Выполнила: Панина С.Ю.

Проверила: Клочкова Н.Н.

Самара 2014 г.

Оглавление

Введение

1. Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки

2. Определение числа и мощности трансформаторов ГПП. Обоснование схемы внешнего электроснабжения

3. Выбор сечений питающих ЛЭП

4. Электрический расчет электропередачи 110кВ

5. Определение напряжений и отклонений напряжений

6. Определение потерь электроэнергии

7. Расчет токов короткого замыкания

8. Выбор и проверка аппаратуры на термическую и электродинамическую устойчивость

9. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электрической энергии

Библиографический список

Введение

Электрическими сетями называется совокупность воздушных и кабельных линий, подстанции и распределительных пунктов, работающих на определенной территории и связывающих источники энергии с её потребителями. трансформатор электроснабжение сечение

Районные электрические сети предназначены для распределения электроэнергии по территории района, такие сети осуществляют связь между электрическими станциями (ЭС) и подстанциями (ПС), распределительные сети передают энергию к потребителям.

Назначение электросетей: электроснабжение потребителей и передача электроэнергии от места её выработки к месту потребления. Часто источники энергии расположены на значительном расстоянии от крупных заводов, населенных пунктов и других центров потребления. В связи с этим возникает необходимость переброски на большие расстояния значительных потоков электроэнергии, что требует строительства мощных линий электропередачи (ЛЭП) высокого напряжения.

Развитие ЛЭП обеспечивает объединение электростанций между собой и с потребителями, т.е. создание электроэнергетических систем.

Совокупность электрических станций, ЛЭП, подстанций, тепловых сетей и приемников, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразования, распределения тепловой и электрической энергии образует энергетическую систему. Электрическая часть энергосистемы, состоящая из генераторов, распределительных устройств, повышающих и понижающих подстанций, линий электрической сети и приемников электроэнергии, называется электроэнергетической системой.

Для надежной и экономичной работы энергетических систем и сетей необходимо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и других напряжений, уметь правильно проектировать эти сети: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения, число и мощность трансформаторов, мощность и места расположения компенсирующих устройств и др. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы, направления развития методов управления этими режимами, возможности регулирования напряжения, понимать значения релейной защиты, автоматики контроля и управления, регулирования режимами.

Исходные данные

Таблица 1 Нагрузки ГПП

№	Наименование нагрузки	P, МВт	cos ц	tg ц	Категория потребителя
1	Ремонтно-механический завод	3,3	0,824	0,6876	2
2	Завод железобетонных изделий	4,14	0,874	0,556	2
3	Котельная	3,04	0,924	0,4138	1
4	Станция тех. обслуживания	1,96	0,874	0,556	3
5	Завод металлоконструкций	1,44	0,774	0,818	2
6	Прочая нагрузка	0,35	0,924	0,414	3

Длина линии 110 кВ: L=74 км.

Стоимость электроэнергии: в=9 коп/кВт·ч.

Продолжительность максимума нагрузки: Тм=5240 ч.

Отклонение напряжения в ЦП: Umin= 5%; Umax= -5%.

1. Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки

Под расчетной понимают такую нагрузку, при длительном потреблении которой элементы системы электроснабжения нагреваются до такой же температуры, до которой они бы нагрелись при потреблении действительной, изменяющейся с течением времени, нагрузкой. По расчетной нагрузке выбирают мощность источника питания и пропускную способность сети.

Элементы электрических сетей используются для совместного питания различных потребителей. Результирующая максимальная нагрузка таких элементов не может быть определена простым суммированием максимальных нагрузок отдельных потребителей, так как максимум нагрузки потребителей может быть не в одно и то же время, например, максимум нагрузки промышленных потребителей отмечается утром, с 10 до 12 ч, максимум бытовых потребителей приходится на вечер, около 20 ч. Потребители разных подразделений промышленного предприятия также имеют максимальную нагрузку, несовпадающую во времени. Таким образом, максимумы нагрузки отдельных потребителей, питающихся от одного элемента сети, не наступают одновременно и время их наступления не совпадает с временем наступления максимума их суммарной нагрузки этого элемента.

Поэтому определение максимальной суммарной нагрузки производится, как правило, с использованием, так называемого коэффициента одновременности максимумов нагрузки (коэффициент участия в максимуме, коэффициент разновременности, коэффициент несовпадения максимумов и т. п.).

Коэффициент одновременности максимумов нагрузки Ко max учитывает нагрузки отдельных потребителей, формирующих нагрузку общего элемента сети, в момент максимума результирующего графика нагрузки. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки Ко.max1. Значения коэффициента одновременности максимумов нагрузки определяются характером нагрузки потребителей и могут изменяться в заметных пределах.

Суммарная расчетная активная мощность:

где n - количество нагрузок подключенных к данному узлу, Краз=0,85 - коэффициент разновременности максимума нагрузки.

Суммарная расчетная реактивная мощность:

МВАр

Суммарная расчетная полная мощность:

2. Определение числа и мощности трансформаторов ГПП. Обоснование схемы внешнего электроснабжения

В данном варианте потребители имеют преимущественно II категорию надежности электроснабжения, т.о. в соответствии с требованиями ПУЭ применяем два независимых взаиморезервируемых источника питания.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы в нормальном режиме их коэффициенты загрузки Кз были в пределах: I категории - 0,650,7, II - 0,70,75, III - 0,90,95, а в аварийном не превышал бы 1,31,4.

МВА,

где N- количество трансформаторов, - мощность трансформатора по номенклатуре.

Кз = = 1,39 - Коэффициент загрузки

По условию Sн.тр>Sтр выбираем трансформатор ТДН-10000/110 с Sн=10 МВА.

Основные решения по схемам ПС принимаются с учетом обеспечения надежности, перспектив развития, проведения ремонтных работ и безопасности эксплуатации. При разработке стремятся к максимальному упрощению схем и применению минимума коммутационной аппаратуры.

Выбираем схему "мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии". Она применяется на тупиковых, ответвительных и проходных подстанциях напряжением 35-220 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке, оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы. Но, учитывая, что аварийное отключение трансформаторов происходит сравнительно редко, данная схема является более предпочтительной.



Рис.1. Схему "мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии"

Схемы РУ 10 кВ, как правило, применяется в РУ НН. Выбираем схему с одной секционированной выключателем системой шин НН.

Рис.2. Схема РУ 10 (6) кВ

На основании принятой главной схемы ПС составляется электрическая схема ПС. Для РУ ВН впоследствии выбираются применяемые аппараты.

Число отходящих от ГПП фидеров 10кВ ориентировочно определяется исходя из того, что мощность одного фидера принимается равным 2,53МВА.3. Выбор сечений питающих ЛЭП

Провода, питающие ЛЭП - 110кВ выполняются в основном сталеалюминевыми, марки АС. Сечение выбирается исходя из технических и экономических условий. Так как по экономическому условию оно всегда будет большим, можно исходить из экономической плотности jэ

= = 38,68 мм 2, где jэ = 1 для Тм > 5000 ч,

= = 38,68, А -

расчетный ток нормального режима;

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного, которое удовлетворяет условию коронирования (таблица 2). Затем производится проверка по длительно допустимому току для аварийной ситуации:

= = 73.36 А

Из условия каронирования для данного напряжения 110 кВ выбираем оптимальное сечение 70 мм 2 с Iдд = 265 А, что удовлетворяет условиям для аварийной ситуации -

Т.о. выбираем провода питающие ЛЕП марки АС 70.

Таблица 2 Рекомендуемые площади сечений воздушных линий 6-220кВ

Номинальное напряжение, кВ	Марка проводов
	мин. площадь сечения	мак. площадь сечения
6-10	АС 16	АС 120
35	АС 25	АС 240
110	АС 70	АС 300
220	АСО 240	-

Голые провода на открытом воздухе на термическое и электродинамическое действие тока к.з. не проверяются.

По условиям механической прочности проводов и для исключения короны ограничиваются минимальной площадью сечения, а по экономическим соображениям рекомендуется не превышать их максимальных значений.

4. Электрический расчет электропередачи 110кВ

При анализе работы сети следует различать параметры элементов сети и параметры её рабочего режима. Параметрами элементов сети являются: сопротивления и проводимости, коэффициенты трансформации. К параметрам сети иногда можно отнести также ЭДС и задающие токи и мощности нагрузки. К параметрам рабочего режима относятся: значения частоты, токов в ветвях, напряжения в узлах, полной, активной и реактивной мощностей электропередачи.

Под рабочим режимом сети понимается её электрическое состояние. Практически оно непрерывно изменяется в связи с отключением и включением электроприемников, изменением режима их работы и т.п. Обычно при расчетах сетей рассматриваются установившиеся режимы работы.

Расчеты режимов выполняются как при проектировании, так и при эксплуатации сетей. Целью расчетов рабочего режима сети обычно является проверка технических условий, т.е. соответствия токов в отдельных элементах и напряжений в узлах сети допустимым значениям. Экономичность работы сети характеризуют значения потерь активной и реактивной мощности, а также значения потерь электроэнергии за год.

Схема замещения сети составляется для количественного определения свойств электрической сети и для выполнения расчетов её режимов. На ней указываются все параметры, определяющие электрическое состояние сети. Схемы замещения составляются из схем замещения отдельных элементов.

Схему замещения ЛЭП принимаем "П"-образной, трансформатора "Г"-образной. Схема замещения электропередачи (ЛЭП, трансформатор) представлена на рис. 3.

Рис. 3. Схема замещения ЛЭП и трансформатора,

где: rл, xл - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом; rт, xт - активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом; Gт, Bт -активная и индуктивная проводимость трансформатора, См; Вл - емкостная проводимость линии, См; SГПП - мощность на шинах 10кВ, МВА

Активное сопротивление двухцепной линии:

Ом,

где r0 - активное сопротивление одного километра линии, Ом/км; l - длина линии, км.

Индуктивное сопротивление двухцепной линии:

Ом,

где x0 - индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км.

Емкостная проводимость двухцепной линии:

См,

где В 0 - емкостная проводимость одного километра линии, См/км.

Сопротивления двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ, определяются по формулам:

Ом,

Ом,

где Рм - потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди); Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора в %; Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА; Uн - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.

Проводимости трансформаторов:

См,

См,

где Рст - потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт; I0 - ток холостого хода в %.

Зарядная емкостная мощность двухцепной линии:

МВАр.

При расчете по П-образной схеме замещения половина емкостной мощности 0,5Qc генерируется в начале линии и половина - в конце.

Определение мощностей на участках следует проводить в комплексной форме.

Определение потерь мощности в трансформаторах.

Потери мощности имеют место в обмотках и проводимостях трансформаторов, которые для ГПП можно определить по формуле:

МВА.

Потери мощности в проводимостях трансформаторов:

МВА,

где m - число трансформаторов ГПП; Q - потери реактивной мощности в стали трансформатора, МВАр.

МВАр.

где Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Определение мощности в начале линии следует начинать со стороны ГПП.

Определение мощности в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр. Для этого к потерям мощности в обмотках трансформаторов Sоб необходимо прибавить мощность на шинах 10кВ ГПП:

МВА.

Определение мощности Sп.тр, подводимой к трансформаторам, для чего к мощности в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр необходимо прибавить мощность потерь в проводимостях трансформаторов:

МВА.

Определение мощности в конце линии передачи Sкл (в конце звена), для чего необходимо алгебраически сложить мощность, подводимую к трансформаторам, с половиной зарядной мощности линии:

МВА.

Определение потерь мощности в сопротивлениях линии:

МВА.

Определение мощности в начале линии Sнл (в начале звена) путем суммирования мощности в конце звена с потерями мощности в линии, и с половиной зарядной мощности ЛЭП: МВА.

5. Определение напряжений и отклонений напряжений

Режим напряжения в сетях должен быть таким, чтобы в первую очередь были выполнены технические требования в отношении допустимых отклонений напряжений для электроприемников и аппаратов, присоединенных к этим сетям. В ряде случаев изменение режима напряжений может привести к определенному улучшению экономических показателей работы систем электроснабжения потребителей в целом или их отдельных звеньев.

Современные системы электроснабжения потребителей характеризуются значительной протяженностью и многоступенчатой трансформацией напряжений. В каждом звене системы электроснабжения - линии, трансформаторе имеются потери напряжения. Они зависят от параметров схемы замещения данного звена и от его нагрузки. В режимах наибольших нагрузок потери напряжения большие, в режимах малых нагрузок потери напряжения соответственно уменьшаются, поэтому для правильной оценки работы системы обычно рассчитываются оба режима.

Режим максимальной нагрузки.

Расчет ведется в следующей последовательности. В начале определяется напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме максимальной нагрузки:

кВ,

где Umax - отклонение напряжения в ЦП; Uн - номинальное напряжение 110кВ.

Тогда напряжение в конце ЛЭП определится по формуле:

,

где Рнл - активная мощность в начале ЛЭП; Qнл - реактивная мощность в начале ЛЭП.

Потеря напряжения в линии в %:

%.

Отклонение напряжения в конце ЛЭП в %:

%

Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному:

,

где UТ - потеря напряжения в трансформаторе, которая определяется по формуле:

где Рн.тр, Qн.тр - соответственно активная и реактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора.

Потеря напряжения в трансформаторе:

%.

Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора:

%,

где UТ - "добавка" напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, UТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% UТ=5%;

Ответвление - 0% UТ=10%;

Ответвление -16% UТ=16%.

II. Режим минимальной нагрузки принимаем равным 50% от максимальной нагрузки.

Напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме минимальной нагрузки:

кВ,

где Umin - отклонение напряжения в ЦП.

Напряжение в конце ЛЭП определяется по формуле:

,

где Рнл - активная мощность в начале ЛЭП; Qнл - реактивная мощность в начале ЛЭП.

Потеря напряжения в линии в %:

%.

Отклонение напряжения в конце ЛЭП в %:

%

Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному:

,

где потеря напряжения в трансформаторе определяется по формуле:

,

где Рн.тр, Qн.тр - соответственно активная и реактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора.

Потеря напряжения в трансформаторе:

%.

Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора:

%,

где UТ - "добавка" напряжения трансформатора.

Отклонения напряжений должны находится в допустимых пределах. В целях обеспечения допустимых отклонений напряжения на зажимах ЭП применяют различные способы и средства улучшения и регулирования напряжения.

Построение диаграммы отклонений напряжения

После проведенных расчетов строим диаграмму отклонений напряжений и решаем вопрос об их допустимости или недопустимости в соответствии с ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии. Согласно ГОСТу для сетей 6-10кВ и выше максимальные отклонения напряжения не должны превышать 10%. В сетях до 1кВ - 5%.

Из диаграммы видно, что отклонения напряжений на потребителе как при максимальной, так и при минимальной нагрузке не выходят за границы, указанные в ГОСТ.

Стоит отметить, что современные трансформаторы напряжением 110кВ и выше снабжаются автоматическим регулятором напряжения под нагрузкой. В этом случае, в зависимости от принятого закона регулирования можно добиваться либо стабилизации напряжения (U2=const), либо изменять в зависимости от значения рабочего тока, т.е. реализовать закон встречного регулирования напряжения (повышать установку напряжения при большом токе и снижать при малых).



Рис. 4. Диаграмма отклонений напряжений

6. Определение потерь электроэнергии

Потери активной электроэнергии в элементах электрических сетей обычно определяют с целью использования их в технико-экономических расчетах, а также при определении себестоимости передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям.

В двухцепной линии, выполненной проводами одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии составляют:

МВтч,

где r0 - активное сопротивление провода, Ом/км; Uн - номинальное напряжение линии, кВ; Sp - расчетная мощность, кВА; l - длина ЛЭП, км; - время максимальных потерь, ч.

Время потерь можно определить лишь приближенно. Существует несколько способов аналитического определения . Для определения можно использовать следующую эмпирическую формулу:

часов.

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

МВтч,

где Рм.н - потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания), кВт; Рст - потери активной мощности в стали трансформатора (потери холостого хода), кВт; Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА; Sр - максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции, кВА; m - число трансформаторов на подстанции; t - время, в течение которого трансформатор находится под напряжением (принять в расчетах t=8760ч), ч.

Полные потери электрической энергии составят:

МВтч,

где - потери электроэнергии в электрической сети.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (к.з.) при проектировании ПС необходим для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, заземляющих устройств, разрядников и т.д.

Для определения токов к.з. составляется расчетная схема с указанием выбранных точек расчета (рис. 5.а). Причем, если в схеме электроснабжения предусмотрена раздельная работа питающих источников сборных шин 6 - 10 кВ, которые разделены нормально отключенным секционным выключателем (что характерно для РУ НН и СН подстанций), то расчетным состоянием исходной схемы обычно является режим, когда один силовой трансформатор отключен, а секционный выключатель включен (для учета подпитки токов к.з. электрическими машинами, если они установлены и учитываются).

Затем составляются схемы замещения для соответствующих последовательностей (прямой, обратной, нулевой) с указанием необходимых параметров (рис. 5.б).

а) б)

Рис. 5. Расчетная схема (а) и схема замещения подстанции для определения токов к.з.(б)

Для систем электроснабжения промышленных предприятий типичным случаем является питание от источника неограниченной мощности. В этом случае можно считать, что в точке к.з. амплитуда периодической слагающей тока к.з. во времени не изменяется, а следовательно, остается также неизменным в течении всего процесса к.з. и ее действующее значение

.

Для схемы электропередачи (ЛЭП, трансформатор) с питанием от источника неограниченной мощности схему замещения для расчета трехфазного тока короткого замыкания можно представить в следующем виде (рис. 6.а).

а) б) в)

Рис. 6. Схема замещения для расчета ТКЗ

После её преобразования до т. К 1 (рис. 6.б) получим:

.

Для т. К 2 (рис. 6.в) имеем:

.

Для такой простой схемы расчет целесообразно произвести в именованных единицах. Тогда для т. К 1 последовательность расчета будет такой:

Сопротивление воздушной ЛЭП:

Ом,

где х 0 - удельное сопротивление одного километра воздушной ЛЭП-110 (можно принять х 0=0,4Ом/км); l - длина линии, км.

Результирующее сопротивление:

Ом.

Периодическая составляющая тока к.з. для т. К 1: кА.

Амплитуда ударного тока: кА, где kуд - ударный коэффициент.

Определение ударного тока к.з. выполняется с учетом ударного коэффициента kуд, зависящего от постоянной времени Та, средние значения которых для характерных радиальных ветвей системы электроснабжения приведены в табл. 3.

Результирующее сопротивление:

Ом,

Таблица 3 Значения ударного коэффициента и постоянной времени

Ветвь системы	Та.с	kуд
Энергосистема	0,03	1,72
Шины ВН ГПП (энергосистема и ВЛ 110-220кВ)	0,05	1,8
На шинах НН ГПП (энергосистема - ВЛ -трансформатор 25-80 МВА)	0,12-0,16	1,92-1,94
На шинах линейного реактора (энергосистема -ВЛ - тр-р - реактор) при U=10(6) кВ: Iном > 1 кА Iном < 0,63 кА	0,23 0,11	1,96 1,91
За кабельной линией 10(6) кВ длиной 220-300 м (энергосистема - ВЛ - тр-р - кабельная линия)	0,01	1,4
На шинах НН трансформатора 10(6)/0,4(0,69) кВ	0,02-0,03	1,6-1,7

8. Выбор и проверка аппаратуры на термическую и электродинамическую устойчивость

Выбор аппаратов и проводников для проектируемой установки начинается с определения по заданной электрической схеме расчетных условий, а именно: расчетных рабочих токов присоединений и токов к.з. Расчетные величины сопоставляются с соответствующими номинальными параметрами аппаратов, выбираемых по каталогам и справочникам. При выборе аппаратов необходимо учитывать род установки (наружная или внутренняя), загрязненность среды, габариты, вес, стоимость аппарата, удобство его размещения в РУ.

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ и по параметрам восстановления напряжения.

Отключающую способность выключателей проверяют:

- на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Iн.отк>Int,

- на отключение апериодической составляющей тока к.з.

- если условие Iн.отк>Int, соблюдается, но при этом , то проверку по отключающей способности производят по полному току к.з.

,

где - процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе; Int, iat - действующее значение периодической и апериодической составляющей тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя t, t - время от начала короткого замыкания до момента размыкания контактов

,

где tсв - собственное время отключения выключателя; t=0,01с - минимально возможное время действия защиты;

Приводы к высоковольтным выключателям выбираются по каталогу в соответствии с типом выключателя. Высоковольтные выключатели проверяются также на термическую и динамическую стойкость ТКЗ, для чего должны быть выполнены условия:

,,

где IT, tT - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс, может быть определен по упрощенной формуле

Результаты выбора и проверки выключателей представлены в табличной форме (табл. 4-6).

Выбор выключателей 110кВ

Выбор выключателя производится по условию аварийного режима.

Выбираем электрогазовый выключатель ЯЭ-110Л с Uн=110кВ.

Таблица 4 Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=110кВ	Uн=110кВ	UрабUн
2	Ip=73,5	Iн=1250А	IpIн
3	iy=10,16кА	iдин=125кА
4	Iп.о=3,99кА	Iоткл=40кА

Выбор вводных и секционного выключателей 10кВ (ячейки 5,10, 14)

Выбор выключателя производится по условию аварийного режима трансформатора, тем самым учитывается дальнейшее развитие сети и присоединение дополнительных нагрузок.

Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/1000УЗ

Таблица 5 Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=10кВ	Uн=10кВ	UрабUн
2	Ip=808А	Iн=1000А	IpIн
3	iy=6,15кА	iд=52кА
4	Iп.о=2,264кА	Iоткл=20кА
5	=3,07	=1200

Выбор выключателей отходящих линий 10кВ

Ячейки 1, 2, 3, 6, 7, 12, 13, 16, 17, 18, 19:

Выбор выключателей производится по мощности наиболее загруженного фидера (ячейки 3, 13). Расчетный ток:

А

Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/630УЗ.

Таблица 6 Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=10кВ	Uн=10кВ	UрабUн
2	Ip=119,6А	Iн=630А	IpIн
3	iy=6,15кА	iд=52кА
4	Iп.о=2,264кА	Iоткл=20кА
5	=3,07	=1200

Разъединители выбирают по следующим параметрам:

- номинальному напряжению ;

- номинальному длительному току ;

- электродинамической стойкости ;

- термической стойкости

- конструктивному выполнению, роду установки (внутренняя, наружная).

Результаты выбора и проверки представлены в табличной форме (табл.7).

Амплитуда ударного тока , ток электродинамической стойкости разъединителя кА ().

Проверка на термическую стойкость главных и заземляющих ножей при Iп.о=3,99 кА и времени срабатывания защиты с.

=

Проверка главных ножей. При трехсекундном протекании ( предельного тока термической стойкости кА:

=Проверка заземляющих ножей. При односекундном протекании ( предельного тока термической стойкости кА при:

=

В комплектных РУ 6-10 кВ вместо разъединителей применяют втычные контакты, которые выбору и проверке не подлежат.

Трансформаторы тока (ТТ) выбираются по следующим условиям:

- номинальному напряжению ;

- номинальному току ;

- электродинамической стойкости ,

- термической стойкости

- конструкции и классу точности;

- Результаты выбора и проверки представлены в табличной форме (табл. 8-10)

Таблица 8 Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=110кВ	Uн=110кВ	UрабUн
2	Ip=73,5А	I1ном=160А	IpI1ном
3	iy=10,16кА	iд=25кА
4	=14,32	=100

Таблица 9 Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=10кВ	Uн=10кВ	UрабUн
2	Ip=808А	I1ном=1000А	IpI1ном
3	iy=6,15кА	iд=100кА
4	=3,07	=1600

Ячейки 1, 3, 7, 13, 19

Выбор трансформаторов тока производится по мощности наиболее загруженного фидера (ячейки 3, 13). Расчетный ток:

А

Выбираем трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10-21-150/5У 2.

Таблица 10 Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=10 кВ	Uн=10 кВ	UрабUн
2	Ip=119,6 А	I1ном=150 А	IpI1ном
3	iy=6,15 кА	iд=40 кА
4	=3,07	=256

Ячейки 1, 19 являются резервными.

Ячейки 2, 6, 12, 16, 17.

Выбор трансформаторов тока производится по мощности наиболее загруженного фидера (ячейки 2,12). Расчетный ток:

А

Выбираем трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10-21-100/5У 2.

Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=10 кВ	Uн=10 кВ	UрабUн
2	Ip=95,3 А	I1ном=100 А	IpI1ном
3	iy=6,15 кА	iд=25 кА
4	=3,07	=100

Для ячейки 18 выбираем трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-21-30/5У 2

А

Сравнительные данные

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб=10 кВ	Uн=10 кВ	UрабUн
2	Ip=20,3 А	I1ном=30 А	IpI1ном
3	iy=6,15 кА	iд=7,5 кА
4	=3,07	=9

Трансформаторы напряжения (ТН) выбираются по условиям:

- напряжению установки ;

- конструкции и схеме соединений обмоток, классу точности.

Для 110кВ выбираем трансформаторы напряжения НАМИ-СЭЩ-110 УХЛ 1.

Для ячеек 10, 13 (10 кВ) выбираем трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10-1У 2. Класс точности 0,5.

Трансформаторы тока нулевой последовательности (ТТНП)

Выбираем ТЗЛК-СЭЩ-0,66 У 2 (ячейки 1, 2, 3, 6, 7, 12, 13, 16, 17, 18, 19).

Трансформаторы собственных нужд (ТСН)

Выбираем ТЛС-СЭЩ-40/10/0,4 У 2 (ячейки 4,15).

Ограничитель перенапряжений (ОПН)

Для 110 кВ выбираю ОПН-РК-110/56/10/680 УХЛ 1 01.

Для ячеек 1, 2, 3, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 16, 17, 18, 19 (10 кВ) выбираем ОПН-П-10 УХЛ 2.

9. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электрической энергии

Годовые эксплуатационные расходы состоят из трех слагаемых:

? стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях;

? отчисление на амортизацию оборудования сети;

? расходы на текущий ремонт и обслуживание сети.

Годовые эксплуатационные расходы на ЛЭП:

тыс.руб,

где - стоимость электроэнергии, руб/кВтч; Рак, Ррк - амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание в к-том элементе сети, %; Кк - капиталовложения в рассматриваемый элемент, тыс.руб.

Годовые эксплуатационные расходы на трансформаторы ГПП:

58,77 тыс.руб

Полные годовые эксплуатационные расходы: тыс. руб

Значения амортизационных отчислений, отчисления на текущий ремонт и обслуживание различны для различных элементов сети. Эти отчисления определяются от капиталовложений в соответствующие элементы сети. Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов электроснабжения.

Полные затраты на электропередачу:

тыс. руб,

где С - годовые эксплуатационные расходы (годовые издержки производства) при рассматриваемом варианте, тыс.руб; К - капиталовложения при рассматриваемом варианте, тыс.руб; Рн - нормативный коэффициент эффективности, который для расчетов в области энергетики следует принять равным 0,12 [1].

Себестоимость передачи электроэнергии:

руб/МВт·ч,

где Рр - расчетная мощность, МВт; Тм - продолжительность максимума нагрузки, ч.

Библиографический список

1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатом издат, 1987.

2. Правила устройства установок ПУЭ. Санкт-Петербург.: Деан, 2001.

3. Караев Р.И., Волобринский С.Д. Электрические сети и энергосистемы. М.: Транспорт, 1988.

4. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: ВШ, 1986.

5. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Ю.Г. Барыбина. М.: Энергоатомиздат, 1990.

6. Электрическая часть станций и подстанций. Учеб. Для вузов/ Под ред. А.А. Васильева. М.: Энергоатомиздат, 1990.

7. Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.

8. Сибикин. Ю.Д., Сибикин. М.Ю., Яшков В.А.. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: ВШ, 2001.

Размещено на Allbest.ru

...