Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Саратовский государственный технический университет

имени Ю.А. Гагарина

Энергетический факультет

Кафедра "Электроснабжение промышленных предприятий"

КФБН-100140.15.461

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: "Проектирование районной понизительной подстанции

110/35/10 кВ"

Выполнил: студент группы б 1ЭЛЭТ 31

Чупахин Д.А.

Проверил: Куликов В.Д.

Саратов - 2015

Содержание

• Реферат
• Введение
• 1. Краткая характеристика объекта проектирования
• 2. Исходные данные
• 3. Обработка графиков нагрузок потребителей
• 4. Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов
• 4.1 Интегральные показатели экономической эффективности и их использование
• 4.2 Проверка на допустимые систематические нагрузки
• 5. Выбор главной схемы электрических соединений
• 6. Расчёт токов короткого замыкания. Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания
• 6.1 Расчёт короткого замыкания на шинах 110 кВ
• 6.2 Расчёт короткого замыкания на шинах СН
• 6.3 Расчёт короткого замыкания на шинах НН
• 7. Выбор шин, аппаратов и изоляторов
• 7.1 Выбор шин
• 7.7.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении
• 7.1.2 Выбор шин между трансформатором и КРУ
• 7.1.3 Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ
• 7.1.4 Выбор сборных шин на среднем напряжении
• 7.1.5 Выбор гибких шин на среднем напряжении
• 7.1.6 Выбор отходящих линий 35 кВ
• 7.1.7 Выбор шин на высшем напряжении
• 7.1.8 Выбор жестких шин на высшем напряжении
• 7.2 Выбор изоляторов
• 7.2.1 Выбор изоляторов на низшем напряжении
• 7.2.2 Выбор изоляторов на среднем напряжении
• 7.2.3 Выбор изоляторов на высшем напряжении
• 7.3 Выбор высоковольтных выключателей
• 7.3.1 Выбор высоковольтных выключателей на низшем напряжении
• 7.3.2 Выбор высоковольтных выключателей на среднем напряжении
• 7.3.3 Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении
• 7.4 Выбор разъединителей
• 7.4.1 Выбор разъединителей на напряжение 110 кВ
• 7.4.2 Выбор разъединителей на 35 кВ
• 7.5 Выбор измерительных трансформаторов тока
• 7.5.1 Выбор трансформаторов тока, встроенных в силовые трансформаторы
• 7.5.2 Выбор трансформатора тока, расположенного в РУ 110 кВ
• 7.5.3 Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 35 кВ
• 7.5.4 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях 35 кВ
• 7.5.5 Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 10 кВ
• 7.5.6 Выбор трансформаторов тока, расположенных на отходящих линиях
• 7.5.7 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности
• 7.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
• 7.6.1 Выбор трансформаторов напряжения, присоединенных к шинам КРУН 10 кВ
• 7.6.2 Выбор трансформаторов напряжения, присоединенных к шинам 35 кВ
• 7.7 Выбор ограничителей перенапряжения
• 8. Выбор контрольно-измерительных приборов
• 9. Выбор оперативного тока и источников питания
• 10. Собственные нужды подстанции
• 11. Регулирование напряжения на подстанции
• 12. Выбор конструкции распределительных устройств
• 13. Выбор релейной защиты и автоматики
• 14. Защита силовых трансформаторов
• 14.1 Защита сборных шин
• 14.2 Автоматика подстанции
• 14.2.1 Автоматическое включение резерва (АВР)
• 14.2.2 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
• 14.2.3 Автоматическое повторное включение (АПВ)
• Заключение
• Список использованной литературы
• Реферат
• В курсовом проекте разрабатываются вопросы проектирования электрической части районной понизительной подстанции на высшее напряжение 110 кВ, среднее 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ, с трёхобмоточными трансформаторами.
• Целью курсового проектирования является:
• - углубление и закрепление знаний;
• - получение первоначального опыта проектно-конструкторской работы, изучение методов проектирования электроустановок;
• - ознакомление с литературой, используемой при расчётах и конструктивном проектировании электрических схем и распределительных устройств.
• В процессе расчёта была применена современная методика технико-экономического обоснования для выбора мощности силовых трансформаторов подстанций. Также при выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей. В результате была спроектирована районная понизительная подстанция, удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.
• Введение
• В настоящее время в связи с интенсификацией производства, увеличением использования энергии и применения различных электробытовых приборов необходимо дальнейшее развитие электроэнергетики. В последнее время происходит рост единичных мощностей генераторов и суммарных мощностей электростанций, усложняется энергетическое оборудование. Всё это выдвигает новые требования к экономичности и надёжности работы элементов энергосистемы. Именно эти задачи решались при выполнении данного проекта. В процессе проектирования применялись извлечения из ГОСТов и других нормативных документов, приведённых в литературе, использованной в проекте. Были получены навыки проектирования объектов современного электроснабжения.
• 1. Краткая характеристика объекта проектирования
• Проектируемая понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории, то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.
• Распределительные устройства представляют собой электроустановку, служащую для приёма и распределения электроэнергии, содержащую коммутационную аппаратуру, сборные шины, измерительные приборы, устройство защиты и автоматики. Применяемые на данной подстанции устройства АВР и АПВ служат для подачи напряжения на аварийно отключающиеся участки сети. АВР применяются для ввода резервных трансформаторов вместо автоматически отключающихся в результате действия релейной защиты. Схема подстанции обычно выполняется так, что каждый трансформатор подключается к соответствующей секции шин. В нормальном режиме секционный выключатель отключен. В такой схеме при аварийном отключении одного из трансформаторов электроснабжения потребителей сохраняется благодаря автоматическому выключению секционного выключателя устройством АВР.
• АПВ представляет собой устройство, которое повторно автоматически включает линию, отключившуюся от действия защиты. АПВ предотвращает длительный перерыв в подаче электроэнергии.
• 2. Исходные данные
• Исходными данными для проектирования подстанции являются действующие нормативы ПУЭ и ПТЭ. По заданию необходимо спроектировать электрическую часть районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ [ПС 8] (вариант 5). Схема сетевого района с обозначением места сооружения проектируемой подстанции представлена на рисунке 2.1.
• Рисунок 2.1. Схема сетевого района с обозначением места сооружения подстанции
• Таблица 2.1. Исходные данные генераторов

Вариант	Генераторы
	ГЭС, GI-G4
	Рном, МВт	Uном, кB
№7	80	13,8

Таблица 2.2. Исходные данные системы

Вариант	Система С 1
	Sкз,MBA	U,kВ
№7	2000	220

Таблица 2.3. Исходные данные трансформаторов

Т 3, Т 4	Т 9, Т 10
S, МВА	S, МВА
200	63

Таблица 2.4. Длина линий в схеме электроснабжения

W2, км	W4, км	W5, км	W7, км	W8, км
45	85	50	55	45

Таблица 2.5. Исходные данные нагрузок в схеме электроснабжения

Н 1, МВА	Н 6, МВА
45	-

Таблица 2.6. Исходные данные для проектируемой подстанции

Вариант	Максимальная нагрузка Рmax при cos=0.8, МВт	Число отходящих линий	Нагрузка потребителей по категориям, %
		10 кВ	35 кВ	I	II	III
№2	25	12	8	20	30	50

Таблица 2.7. Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Время суток, часы	Активная нагрузка, %
	Потребители, подключенные к РУ НН	Потребители, подключенные к РУ СН
	зимой	летом	зимой	Летом
0-6	40	30	70	60
6-12	100	70	100	80
12-18	90	80	80	70
18-24	70	40	90	50

Таблица 2.8. Исходные данные для проектирования заземляющего устройства подстанции

Вариант	Удельное сопротивление слоев земли, Ом·м	Толщина верхнего слоя земли с 1, h1,м
	1	2
№7	370	250	2,5

3. Обработка графиков нагрузок потребителей

По заданным суточным графикам нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки построим зимний и летний суточные графики на всех напряжениях трехобмоточных трансформаторов подстанции ПС 8. понизительная электрическая подстанция трансформатор

Для подстанций с трехобмоточными трансформаторами (на три напряжения) нагрузка в задании дана для обмотки ВН, поэтому перед тем, как строить графики, будем считать, что нагрузка между обмотками СН и НН распределена поровну, то есть по 12,5 МВт.

Суточные графики летнего периода будем обозначать пунктирной линией, а зимнего периода - сплошной.

Рисунок 3.1. Суточный график нагрузки обмотки НН

Рисунок 3.2. Годовой график нагрузки обмотки НН

1) Количество электроэнергии, потребляемое обмоткой НН за один год.

2) Среднегодовая нагрузка обмотки НН

3) Коэффициент заполнения графика.

4) Продолжительность использования максимума нагрузки.

5) Время максимальных потерь.

Рисунок 3.3. Суточный график нагрузки обмотки СН



Рисунок 3.4. Годовой график нагрузки обмотки СН

1) Количество электроэнергии, потребляемое обмоткой СН за один год.

.

2) Среднегодовая нагрузка обмотки СН

3) Коэффициент заполнения графика.

4) Продолжительность использования максимума нагрузки.

5) Время максимальных потерь.



Рисунок 3.5. Суточный график нагрузки обмотки ВН

Рисунок 3.6. Годовой график нагрузки обмотки ВН

1) Количество электроэнергии, потребляемое подстанцией за один год.

.

2) Среднегодовая нагрузка обмотки ВН

3) Коэффициент заполнения графика.

4) Продолжительность использования максимума нагрузки.

5) Время максимальных потерь:

4. Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Выбираемая мощность трансформатора должна удовлетворять условию

МВ·A;

где S_max - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

К_I-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

К_ав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки, принимаем К_ав = 1,4 (время наибольшей нагрузки не превышает 6 часов, а загрузка доаврийного режима менее 93 % от наибольшей).

Предлагаю к установке на ПС: два трансформатора марки ТДТН - 10000/110/35 [7].

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.

В трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяются по формуле:

, кВт · ч, (4.2)

, кВт; , кВт.

Экономический эквивалент реактивной мощности приведения для трансформаторов системных подстанций К_эк=0,08 кВт/квар.

Таблица 4.1. Технические данные трансформаторов

Марка трансформатора	Sн, МВА	UВН, кВ	UСН, кВ	UНН, кВ	UкВ-С, %	UкВ-Н, %	UкС-Н, %	?Pkз, кВт	?Pх, кВт	Ix, %
ТДТН - 10000/110	10	115	38,5	11	10,5	17	6	196	23	1.05

В таблице 4.1 приняты следующие обозначения:

U_вн - номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

U_вн - номинальное напряжение средней обмотки, кВ;

U_нн - номинальное напряжение низшей обмотки трансформатора, кВ;

U_к - напряжение короткого замыкания, %;

?P_{k -} значение потерь активной мощности при коротком замыкании, кВт;

Ix - значение потерь холостого хода трансформатора, %;

?P_{х -} значение потерь активной мощности холостого хода трансформатора, кВт.

Реактивные потери холостого хода трансформатора определим по формуле:

,квар (4.3)

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора определим по формуле:

, квар (4.4)

Нагрузочные потери обмоток Р_кз,ВН; Р_кз,СН и Р_кз,НН подсчитывают по формулам приведения.

Приведенные потери активной мощности холостого хода трансформатора ТДТН - 10000/110/35/10:

кВт;

Определим приведенные значения напряжений короткого замыкания для обмоток трансформаторов.

%;

%;

%.

Приведенные потери реактивной мощности короткого замыкания для обмотки высшего напряжения определим по формуле:

, квар (4.5)

, квар.

Тогда приведенные потери активной мощности короткого замыкания для обмотки высшего напряжения трансформатора ТДТН - 10000/110/35/10:

кВт.

Приведенные потери реактивной мощности короткого замыкания для обмотки среднего и низшего напряжения определим аналогично по формуле (4.5).

Расчет приведенных значений потерь холостого хода и короткого замыкания сводим в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Приведенные данные трансформаторов

Марка трансформатора	Ркз,, кВт	Qкз. В, квар	Qкз. С, квар	Qкз. Н, квар	Р'кз,В, кВт	Р'кз,С, кВт	Р'кз,Н, кВт	Рхх, кВт	Р'хх, кВт
ТДТН - 10000	196	1075	-25	625	98	98	98	23	152

+

2925231.5 кВт·ч.

4.1 Интегральные показатели экономической эффективности и их использование

Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечения проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей относятся:

- интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности;

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

Эинт=ЧДД =

где - результат (доходы), достигаемый 1на t-м шаге расчета;

- затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

Т - продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

- коэффициент дисконтирования.

,

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений:

,

где К_д - сумма дисконтированных капиталовложений;

К_t - капиталовложения на t-ом шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведённых эффектов равна приведенным капиталовложениям.

Иными словами, Евн (ВНД) является решением уравнения:

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта даёт ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложения в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Исходные данные:

1) При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы согласно [9].

2) Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10 %=0,01) (рекомендации консультанта).

3) В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2015 по 2026 год (рекомендации консультанта).

4) При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание Р_о=6 % от капиталовложений (рекомендации консультанта).

5) Горизонт расчета (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

6) Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год - 20 %

2 год - 50 %

3 год - 30 %

7) Стоимость подстанции 110/35/10 кВ по справочным данным: С=50000 т. руб.

Базисные показатели стоимости подстанции соответствуют средним условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения. В данные капиталовложения включены затраты на благоустройство и временные здания и сооружения, проектно-изыскательные работы и авторский надзор, а также прочие работы и затраты. Средние значения указанных затрат в процентах от базисной стоимости подстанции составляют:

1,0-1,5 %- благоустройство и временные здания и сооружения;

10,0-11,0 %- проектно-изыскательные работы и авторский надзор;

4,4-5,0 %- прочие работы и затраты.

Коэффициент удорожания к ценам 2000 года на оборудование равен:

Куд= 4,01 (рекомендации консультанта)

Также в затраты включен налог на добавленную стоимость в размере 18 % от стоимости.

Потери электроэнергии в трансформаторах ;

Объем электроэнергии трансформируемой через подстанцию - .

Определим сроки окупаемости инвестиций в проект с использованием интегральных показателей экономической эффективности инвестиций.

Результаты расчета технико-экономических показателей представлены в таблице 2.4. График определения сроков окупаемости проекта показан на рисунке 2.7.

Методика расчета, приведенная для 2015 года.

1) В=С_т·W·I, (4.6)

В= 2,92·128184·0,3= 112289,2 т.руб.,

где С_т- тариф на эл. эн.;

В- выручка от реализации;

W-объем трансформируемой эл. эн.;

I- индекс к стоимости объема передаваемой эл.эн. (0,3-0,4).

2) И_пот= С_т·?W, (4.7)

И_пот= 2,92·2925= 8541 т.руб.,

где ?W- потери эл.эн. в СЭС;

И_пот- затраты на потери эл. эн. в СЭС.

; (4.8)

т.руб.,

где И_обсл- отчисления на эксплуатационное обслуживание;

К- общая сумма капиталовложений в СЭС.

4) ; (4.9)

т.руб.,

где П_вал- валовая прибыль.

5) , (4.10)

0,6·100748 = 60449 т.руб.,

где Н- налоги и сборы.

6) , (4.11)

100748-60449= 40229 т.руб.,

где П_чист- чистая прибыль.

7) , (4.12)

руб/кВт·ч,

где S_у- удельная себестоимость трансформации эл. эн.

8) , (4.13)

40000-50000=-10000 т.руб.,

где ЧД- чистый доход.

9) , (4.14)

-10000*1,331= -13310 т.руб.,

где ЧДД- чистый дисконтированный доход;

а- коэффициент дисконтирования.

10) , (4.15)

-30250-13310= -43560 т.руб.,

где Э_инт- ЧДД нарастающим итогом.

11) 100 %, (4.16)

где р- рентабельность продукции.

12) (4.17)

где - рентабельность производства.

Следовательно, предлагаемый вариант СЭС экономически выгоден.

Результаты расчета интегральных показателей эффективности инвестиций и финансовых показателей представлены в таблице 2.3.

Таблица 4.3

Показатель	Единица измерения	Величина
Напряжение	кВ	110/35/10
Мощность РПП	МВА	2х 15
Число часов использования максимума нагрузки	ч/год	5125,5
Капиталовложения	млн. руб.	50
Рентабельность продукции	%	35,89
Рентабельность производства	%	201
Срок окупаемости	лет	4,7
Валовая прибыль	Тыс. руб.	100748

Вывод: Проектированный вариант системы электроснабжения экономически выгоден т.к. ЧДД имеет положительное значение, а срок окупаемости инвестиций составил 4,7 года, что меньше нормативного в энергетики, который равен 8 годам. Индекс доходности проекта больше единицы.

Таблица 4.4. Ожидаемые технико-экономические показатели

Показатели	Единицы измерения	Величина показателя по годам
		2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Выручка от реализации	тыс. руб.	-	-	-	112289	112289	112289	112289	112289	112289	112289	112289	112289
Капиталовложения	тыс. руб.	10000	25000	15000	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Тариф на эл.эн.	руб/кВт*ч	2,92	2,94	2,96	2,99	3,02	3,05	3,08	3,12	3,15	3,18	3,21	3,24
Удельная себестоимость пере-дачи и распределения эл.эн	руб/кВт*ч	-	-	-	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56	0,56
Затраты на потери эл.эн. в системе	тыс. руб.	-	-	-	8541	8541	8541	8541	8541	8541	8541	8541	8541
Отчисления на эксплуатаци-онное обслуживание	тыс. руб.	-	-	-	3000	3000	3000	3000	3000	3000	3000	3000	3000
Налоги и сборы	тыс. руб.	-	-	-	60449	60449	60449	60449	60449	60449	60449	60449	60449
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс. руб.	-10000	-25000	-15000	40299	40299	40299	40299	40299	40299	40299	40299	40299
Коэффициент дисконтирования	-	1,331	1,21	1,1	1	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47
Чистый доход с дисконтированием(без учёта амортизации)	тыс. руб.	-13310	-30250	-16500	40299	36636	33305	30277	27525	25023	22748	20680	18800
ЧДД нарастающим итогом	тыс. руб.	-13310	-43560	-60060	-19761	16875	50180	80458	107983	133005	155753	176433	195233
Рентабельность производства	%	-	-	-	201	201	201	201	201	201	201	201	201
Рентабельность продукции	%	-	-	-	35,89	35,89	35,89	35,89	35,89	35,89	35,89	35,89	35,89
Валовая прибыль	тыс. руб.	-	-	-	100748	100748	100748	100748	100748	100748	100748	100748	100748

Построим по данным расчетам график.

Рисунок 4.1. Определение срока окупаемости

4.2 Проверка на допустимые систематические нагрузки

Проверка производится с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов, приведенных в ГОСТ 14209-97.

На суточный график ВН нанесем номинальную мощность трансформаторной подстанции =20 МВА.



Рисунок 4.2. Суточный график нагрузок на ВН

Из графика, представленного на рисунке 2.8 видно, что при нормальной работе двух трансформаторов коэффициент загрузки не превышает:

.

.

Проверка на систематические нагрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок

Величина наибольшей кратковременной аварийной перегрузки:

.

Длительность перегрузки, соответствующая более 10 минут (допустимо 1,7 до 6 часов зимой, 1,4 летом по ГОСТ 14209-97).

Установка на проектируемой подстанции двух трансформаторов марки ТДТН-10000/110/35/10 соответствует требованиям, предъявляемым ГОСТ 14209-97.

5. Выбор главной схемы электрических соединений

Схема РУ выбирается с учетом схемы прилегающей сети, ее параметров и перспектив развития, количества присоединяемых воздушных ЛЭП и трансформаторов, необходимости секционирования и установки компенсирующих устройств, размера и стоимости земельного участка, природно-климатических условий и других факторов. Схема РУ разрабатывается с учетом назначения подстанции в данной энергосистеме, надежности работы примыкающих воздушных ЛЭП и подстанций и условий их резервирования.

Вычислим наибольшую величину тока в цепи трансформатора:

А.

На высшем напряжении выбираем схему подстанции с ремонтной перемычкой и выключателями на присоединениях высшего напряжения. Ремонтная перемычка находится со стороны выключателей ВН трансформаторов, так как это позволяет ввести в работу трансформатор при ремонте одной из цепей питающей линии (рисунок 5.1), длина питающих воздушных линий невелика.

Основаниями для выбора данной схемы служит:

- значение максимального рабочего тока на ВН менее 1000А;

- для схемы электросети (рисунок 2.1) проектируемая подстанция является ответвительной, поэтому на высшем напряжении выбираем схему без мостика;

- количество потребителей первой и второй категории 50 %.

На стороне СН и НН применяется одиночная секционированная выключателем система сборных шин.

На рисунке 5.1 приведена упрощенная главная схема электрических соединений проектируемой подстанции.

Рисунок 5.1. Упрощенная схема электрических соединений подстанции

В нормальном режиме разъединители в ремонтной перемычке QS5, QS6 отключены, т.к. если этого не сделать, то при коротком замыкании в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии, что нарушает электроснабжение.

Для отключения Т 1 в нормальном режиме достаточно отключить выключатели Q1, Q4 и Q5.

Достоинством данной схемы является её высокая надёжность, возможность вывода в ремонт электрооборудования подстанции без отключения питающей ВЛ и небольшое время производства переключений.

6. Расчёт токов короткого замыкания. Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора (проверки) электрических аппаратов, шин, кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ (ректоров), а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

Расчетное время КЗ t _расч, согласно ПУЭ, оценивают в зависимости от цели расчета. При проверке электрооборудования на термическую стойкость t _расч принимается равным сумме времени действия основной защиты ближайшего выключателя и полного времени отключения этого выключателя:

,

где

С учетом действительных характеристик современных выключателей, получим расчетное время КЗ 0,1 с.

Для заданной схемы сетевого района составляется однолинейная схема замещения, в которую вводятся все источники питания, участвующие в питании места КЗ, и все элементы электроснабжения (трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы), расположенные между ними и местом КЗ. При этом элементы связей заменяют соответствующими сопротивлениями в относительных единицах с указанием порядковых номеров индуктивных сопротивлений и их величин, приведенных к базисной мощности.

Применим метод расчётных кривых. Методика расчёта изложена в [3]

6.1 Расчёт короткого замыкания на шинах 110 кВ

Составим схему замещения для расчёта трёхфазного КЗ на шинах ВН ПС 8 (рисунок 7.1.1).

S_б=1000 МВА, U_б=230 кВ.

Расчет будем производить в относительных единицах. Рассчитаем сопротивления параметров схемы замещения.

Сопротивление системы:

Сопротивления генераторов:

;

где - сверхпереходное сопротивление генератора СВ-1070/145-52, S_ном=100 МВА [5, c. 86]. ЭДС генераторов Е _1ген=1,13 [3, стр. 130].

Сопротивления трансформаторов:

где S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

S_б - базисная мощность;

U_К - напряжение короткого замыкания, %

n - количество трансформаторов, шт.

Примем базовую мощность МВА и базовое напряжение кВ, тогда определим базовый ток по формуле:

(6.1.1)

Рисунок 6.1.1. Схема замещения исходной схемы электроснабжения

кА.

Расчет сопротивления системы C1, выполняется по формуле:

(6.1.2).

Ом.

Расчет сопротивления генераторов (G1 - G4) выполняется по формуле:

, где (6.1.4)

Ом.

Расчет сопротивлений трансформаторов Т 3, Т 4 по формуле:

(6.1.5)

;

;

Ом.

Ом.

Расчет сопротивлений трансформаторов Т 9, Т 10:

;

;

Ом

Ом

Расчет сопротивления линии выполняется по формуле:

(6.1.6)

Рассчитаем сопротивление линий W2, W4, W5, W7, W8 соответственно:

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Путем постепенного преобразования приведем схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.

Эквивалентируем схему замещения (рисунок 6.1.1), тогда для рисунка 6.1.2 получим:

Ом

Ом

Ом.



Рисунок 6.1.2. Схема замещения для КЗ на ВН

Ом.

Рассчитаем коэффициенты токораспределения:

С ₁ = С ₂ + С ₃

.

.

Найдём расчётное сопротивление системы по формуле:

(6.1.7)

.

Найдём расчётное сопротивление генераторов по формуле:

(6.1.8)

.

Определим значения периодической составляющей для системы в относительных единицах и ток КЗ:

(6.1.9)

.

кА.

Определим значения периодической составляющей для генераторов в относительных единицах, номинальный ток и ток КЗ:

кА

кА

Определим ударный ток короткого замыкания по формуле:

(6.1.9)

кА

- ударный коэффициент, зависящий от удаления источника питания до места КЗ. Для источника удалённого от места Кз хотя бы на ону трансформацию . Принимаем (таблица 3.8 из "Электрооборудование станций и подстанций" Л.Д. Рожкова)

Определим апериодическую составляющую тока к.з.:

.

6.2 Расчёт короткого замыкания на шинах СН

Примем базовую мощность МВА и базовое напряжение кВ, тогда базовый ток будет равен:

кА

В силу особенности схемы РУ СН схема замещения, учитывая предыдущее эквивалентирование, примет вид (рисунок 3.2.1). Определим сопротивления средней и высшей сторон трансформатора проектируемой ПС:

Ом

Ом

Определяем общее сопротивление:

Ом

Найдём расчётное сопротивление системы:

.

Найдём расчётное сопротивление генераторов:

.



Рисунок 6.2.1. Схема замещения для КЗ на CН

Определим значения периодической составляющей для системы в относительных единицах и ток КЗ:

кА.

Определим значения периодической составляющей для генераторов в относительных единицах, номинальный ток и ток КЗ:

кА

кА.

Определим ударный ток короткого замыкания:

кА.

Определим апериодическую составляющую тока к.з.:

.

6.3 Расчёт короткого замыкания на шинах НН

Примем базовую мощность МВА и базовое напряжение кВ, тогда базовый ток будет равен:

кА.

В силу особенности схемы РУ НН схема замещения, учитывая предыдущее эквивалентирование, примет вид (рисунок 3.2.1). Определим сопротивления низшей и высшей сторон трансформатора проектируемой ПС:

Ом

Ом.

Определяем общее сопротивление:

Ом.

Найдём расчётное сопротивление системы:

Найдём расчётное сопротивление генераторов:

Определим значения периодической составляющей для системы в относительных единицах и ток КЗ:

кА.

Рисунок 6.3.1. Схема замещения при КЗ на НН

Определим значения периодической составляющей для генераторов в относительных единицах, номинальный ток и ток КЗ:

кА

кА

Определим ударный ток короткого замыкания:

кА

Определим апериодическую составляющую тока к.з.:

Таблица 6.1. Результаты расчёта токов короткого замыкания

Расположение точки КЗ	Iп, кА	, кА	, кА
	t=0 с.	t=0,1с.
На шинах ВН	1,144	1,258	0,063	3,204
На шинах СН	1,695	1,695	0,086	4,315
На шинах НН	3,464	3,464	0,175	8,818

7. Выбор шин, аппаратов и изоляторов

7.1 Выбор шин

7.7.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении

В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках.

Выбор сечения шин производится по допустимому току. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы.

Условие выбора:

(7.1.1)

.

Выбираем жёсткие алюминиевые шины горизонтального расположения. Однополосные шины прямоугольного сечения [5, стр. 395]

мм, ², .

А

Проверка на термическую стойкость может быть произведена путем определения допустимого максимального термически стойкого сечения

, мм ², (7.1.2)

, кА ²·с - интеграл Джоуля (тепловой импульс);

C - постоянная (для алюминиевых шин С = 91;

I" - начальный сверхпереходный ток КЗ, кА;

t _расч - расчетная длительность КЗ, определяется по

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [3, (3.85), стр.190]

с.; с.

При этом должно быть соблюдено условие:

, (7.1.3)

<

Для проверки шин на электродинамическую стойкость производят механический расчет шин. Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ, равно

, Н, (7.1.4)

где i _у⁽³⁾ - ударный ток трехфазного КЗ, А;

а - расстояние между соседними фазами, м.

м. [5, стр. 508]

Н/м

Напряжение в материале однополосной шины

, МПа, (7.1.5)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см ³;

l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м. Расстояния l и а берут из типовых конструкций распредустройств. [2, стр. 14]

,

м. [5, стр. 518]

Момент сопротивления прямоугольной шины, расположенной плашмя, см³

, (7.1.6)

Таким образом

МПа [3, марка АДО, табл.4.2]

Таблица 7.1.1. Выбор сборных шин на низшем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2.	мм 2.	<
МПа	Мпа

7.1.2 Выбор шин между трансформатором и КРУ

На подстанциях соединение силового трансформатора с РУ 6-10 кВ может выполняться шинным мостом. Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах, установленных на металлических конструкциях. Достоинства такого соединения - простота, надежность и экономичность.

Сечение шин выбирают по экономической плотности тока

, мм ² (7.1.7)

где I _раб - длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок), А;

j _эк - нормированная плотность тока, А/мм ²,

,

где j_эк=1, для алюминиевых шин и Т_max>5000ч. [3, стр. 233]

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения. [5, стр. 395]

мм.; мм ². А.

А

Проверка на термическую стойкость

[3, стр.190],

[3, стр. 192]

с.; с.

<

Проверка на электродинамическую стойкость

Н/м [3, стр.221]

Н/м

м. [3, стр. 533]

,

м. [3, стр. 533]

см ³

МПа

МПа [3, марка АДО, табл.4.2]

.

Таблица 7.1.2. Выбор шинного моста на низшем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2.	мм 2.	<
Мпа	Мпа

7.1.3 Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

На линиях, отходящих к потребителям выберем силовые кабели типа ААШв, так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью, без блуждающих токов. [3, стр. 241]

[3, стр.233]

Кабели трёхжильные, прокладываются в земле.

U_ном.р=10 кВ

Выбираем один кабель с q = 50 , А [5, стр.401]

А

>

Проверка на термическую стойкость:

[3, табл. 3.12, стр. 187]

< мм ².

Таблица 7.1.3. Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2.	мм 2.	<

7.1.4 Выбор сборных шин на среднем напряжении

На проектируемой подстанции, на стороне среднего напряжения выбираем ошиновку алюминиевыми трубами.

А

А

U_ном=35 кВ.

1) А. Выбираем шины мм; А [5,стр. 397]

А

2) Термическая стойкость

[3,(3.85), стр.190],

[3, табл. 3.12, стр. 192]

с.; с.

мм ²

< мм ².

3) Электродинамическая стойкость

Н/м [3, стр.221]

м. [5, стр. 508]

Н/м

,

м, [5, рис. 9.11]

см ³

МПа

МПа [3, марка АДО, табл.4.2]

.

Таблица 7.1.4. Выбор трубчатых алюминиевых шин на среднем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=35 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2.	мм 2.	<
МПа	Мпа

7.1.5 Выбор гибких шин на среднем напряжении

Гибкие шины и токопроводы выбираются также, как жесткие, за исключением:

проверка на электродинамическую стойкость не производится;

при напряжениях 35 кВ и выше выбранное сечение проверяют на коронирование

Выбираем провод марки АС-95/16, А

1) А.

А

2) Термическая стойкость

[3, табл. 3.12, стр. 192]

[3, (3.85), стр.190],

с.; с.

< мм ².

Проверка на коронирование является бессмысленной, так как сечение выбранного провода больше минимально допустимого сечения для 35 кВ согласно ПУЭ.

Таблица 7.1.5. Выбор гибких шин на среднем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=35 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2	мм 2	<

7.1.6 Выбор отходящих линий 35 кВ

Определим рабочий и максимальный ток на линиях 35 кВ:

А

А

Выбираем провод АС-25/4.2, А

А

Термическая стойкость

[3, табл. 3.12, стр. 192]

[3, (3.85), стр.190],

с.; с.

< мм ².

По ПУЭ проверку на корону для ВЛ на 35 кВ допускается не проводить.

Таблица 7.1.6. Выбор отходящих линий на среднем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=35 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2.	мм 2.	<

7.1.7 Выбор шин на высшем напряжении

Выбираем гибкие шины.

мм ².

U_ном=220 кВ.

Выбираем провод АС 35/6,2, А, r₀=0,42 мм

1) А.

А

2) Термическая стойкость

[3, табл. 3.12, стр. 192]

[3,(3.85), стр.190],

с.; с.

< мм

Таблица 7.1.7. Выбор гибких шин на высшем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2.	мм 2.	<

7.1.8 Выбор жестких шин на высшем напряжении

На проектируемой подстанции, на стороне высшего напряжения выбираем ошиновку не только гибкими токопроводами, но и алюминиевыми трубами.

А

А

U_ном=220 кВ.

1) А. Выбираем шины мм; А [5,стр. 397]

А

2) Термическая стойкость

[3, табл. 3.12, стр. 192]

[3,(3.85), стр.190],

с.; с.

мм ²

< мм ².

3) Электродинамическая стойкость

Н/м [3, стр.221]

м. [5, стр. 508]

Н/м

, м,

см ³

МПа

МПа [3, марка АДО,табл.4.2]

.

Таблица 7.1.8. Выбор трубчатых алюминиевых шин на среднем напряжении

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ	Uуст= Uном
А	А
мм 2	мм 2	<
МПа	МПа

7.2 Выбор изоляторов

7.2.1 Выбор изоляторов на низшем напряжении

Выбор опорных изоляторов. Опорные изоляторы шинной конструкции выбирают по напряжению и допустимой механической нагрузке [3].

По [3] выбираем опорные стержневые изоляторы С 4-80 I УХЛ. Номинальные данные данного типа изолятора: F_разр..= 4 кН; U_ном=10 кВ.

Разрывное усилие находим по формуле:

, Н; (7.2.1)

где К_ф - коэффициент формы;

a - расстояние между фазами м;

l - расстояние между изоляторами: м.

Для изолятора С 4-80 I УХЛ, Т 1: К_ф=1,211;

Н;

На механическую стойкость изолятор проверяем по условию:

; (7.2.2)

Согласно (2.32):

Н;

Изоляторы С 4-80 I УХЛ 1 проходят по всем условиям.

Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/1600-1250УХЛ 1

Fразр.=12500 Н.; U_ном=10 кВ. А.

А

А

[3]

= Н.

Н.

Н

7.2.2 Выбор изоляторов на среднем напряжении

Выбор опорных изоляторов. Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С 4-200 I УХЛ, Т 1 с Fразр.=4 кН.

U_ном=35 кВ.

кН

Н.

Н.

Выбор подвесных изоляторов. Выбираем изоляторы линейные подвесные стержневые полимерные ЛК 70/35-II, U_ном=35 кВ, Н_из=400 мм, Н_строит=600 мм.

7.2.3 Выбор изоляторов на высшем напряжении

Выбор опорных изоляторов. Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С 4-950 I УХЛ, Т 1 с Fразр.=4 кН. U_ном=35 кВ.

кН

Н.

Н

Выбор проход...