Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт естественных наук и техносферной безопасности

Кафедра электроэнергетики

Курсовой проект

ПРОЕКТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПОДСТАНЦИИ «НОВО-АЛЕКСАНДРОВСКАЯ» 110/35/10кВ

Южно-Сахалинск - 2015



Реферат

Расчетно-пояснительная записка содержит: 71 страницу, 14 рисунков, 37 таблиц, 6 источников.

ГРАФИКИ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР, ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, АВТОМАТИКА, ИЗМЕРЕНИЕ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК, ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ, ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ, МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ.

В курсовом проекте оформление расчетно-пояснительной записки, математические расчеты, построение графиков, создание чертежей, построение таблиц, сделаны с помощью компьютера.

В результате проектирования районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической энергии были рассмотрены различные схемы электрических соединений подстанции, а также был произведен технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов. После этого были рассчитаны токи короткого замыкания, по которым был произведен выбор основного электрооборудования, токоведущих частей, релейной защиты, автоматики, выбор оперативного тока, источников питания, регулирование напряжения на подстанции. Затем был произведен выбор конструкции распределительных устройств различных напряжений и компоновка сооружений на площадке подстанции. В результате расчетов параметров и выбора электрооборудования выяснено, что проектируемая районная понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергии позволяет поддерживать напряжение на шинах потребителей в соответствии с ГОСТом.

Содержание

Исходные данные

Введение

1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции

1.1 Характеристика объекта проектирования

1.2 Обработка графиков нагрузок

1.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

1.4 Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки

1.5 Выбор главной схемы электрических соединений

1.6 Выбор марки и сечения проводов

1.7 Проверка сечения проводника по условию короны

1.8 Расчет токов короткого замыкания

2. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

2.1 Расчет токов продолжительного режима

2.2 Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей

2.3 Выбор изоляторов

2.4 Выбор высоковольтных выключателей

2.5 Выбор разъединителей

2.6 Выбор плавких предохранителей

2.7 Выбор ограничителей перенапряжений

2.8 Выбор измерительных трансформаторов ток

2.9 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

3. Выбор релейной защиты и автоматики

3.1 Выбор релейной защиты подстанции

3.2 Выбор автоматики подстанции

4. Измерение и учет электроэнергии

5. Выбор оперативного тока и источников питания

6. Собственные нужды, измерение, управление и сигнализация на подстанции

6.1 Собственные нужды подстанции

6.2 Регулирование напряжения на подстанции

6.3 Выбор конструкции распределительных устройств

7. Безопасность жизнедеятельности

7.1 Заземление подстанции

7.2 Молниезащита подстанции

8. Технико-экономическое обоснование проекта

Заключение

Список использованных источников



Исходные данные

Проектируемая сетевая трансформаторная подстанция предназначена для электроснабжения потребителей комплексной нагрузки на напряжении 35 и 10 кВ. Графики нагрузок потребителей заданы для зимнего и летнего периодов в табл. 1. Электроэнергия к проектируемой подстанции передается двумя воздушными линиями электропередачи номинальным напряжением 110 кВ. Климатические условия в зоне строительства подстанции можно охарактеризовать следующим образом:

· степень загрязнения атмосферы относится к третьей зоне по принятой классификации, которая характеризуется как зона с умеренным загрязнением. Для элементов объекта проектирования, относящихся к высшему напряжению подстанции, минимально допустимая удельная эффективная длина пути утечки составляет согласно ПУЭ 1,9 см/кВ;

· соотношение количества зимних и летних суток в течение года принять как 170 и 195;

· климат - умеренно-муссонный с эквивалентными температурами (по табл. 1.37 [5]) среднелетней, среднезимней и среднегодовой соответственно +15, -11,6 и +7,5 градусов Цельсия.

Исходные данные для проектирования заземляющего устройства:

· удельное сопротивление слоев земли с1 = 70 Ом·м и с2 = 60 Ом·м;

· толщина верхнего слоя земли h = 1 м.

Таблица 1 - Графики нагрузок потребителей

Время суток, час	Суточные графики электрических нагрузок на низшем напряжении	Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении
	Лето	Зима	Лето	Зима
	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q
	МВт	МВАр	МВт	МВАр	МВт	МВАр	МВт	МВАр
0-1	6,2	2,5	5,4	2,5	9,3	3,5	9,2	3,5
1-2	5,1	1,7	5,3	2,2	7,7	2,4	9,0	3,1
2-3	3,5	1,6	5,2	2,0	5,3	2,2	8,8	2,8
3-4	3,5	1,5	5,2	2,0	5,3	2,1	8,8	2,8
4-5	3,5	1,5	5,3	2,0	5,3	2,0	9,0	2,8
5-6	3,8	1,5	5,4	2,0	5,7	2,0	9,2	2,8
6-7	4,5	1,8	6,0	2,5	6,8	2,5	10,2	3,5
7-8	5,8	2,4	7,0	3,0	8,7	3,4	11,9	4,2
8-9	6,8	2,5	7,0	3,1	10,2	3,5	11,9	4,3
9-10	6,7	3,0	7,1	3,2	10,1	4,2	12,1	4,5
10-11	7,0	3,0	7,0	3,2	10,5	4,2	11,9	4,5
11-12	7,5	3,0	7,0	3,3	11,3	4,2	11,9	4,6
12-13	7,0	3,0	7,5	3,3	10,5	4,2	12,8	4,6
13-14	6,8	3,0	7,5	3,1	10,2	4,3	12,8	4,3
14-15	6,6	2,9	6,5	2,9	9,9	4,1	11,1	4,0
15-16	6,4	2,8	6,5	2,8	9,6	3,9	11,1	3,9
16-17	6,5	3,0	6,6	2,9	9,8	4,2	11,2	4,1
17-18	6,6	2,9	7,2	3,1	9,9	4,1	12,2	4,3
18-19	7,0	3,2	8,0	3,5	10,5	4,5	13,6	4,9
19-20	7,2	3,2	8,2	3,8	10,8	4,5	13,9	5,3
20-21	7,3	3,5	8,4	3,5	11,0	4,9	14,3	4,9
21-22	7,7	3,8	8,0	3,5	11,6	5,3	13,6	4,9
22-23	7,2	3,1	7,5	3,3	10,8	4,3	12,8	4,6
23-24	6,5	2,8	6,3	2,9	9,8	3,9	10,7	4,0



Введение

Развитие рыночных отношений в России меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные совместные предприятия, строятся новые жилые загородные поселки, ведется строительство новых городских построек, появляются фермерские хозяйства и многое другое.

Все это потребители электроэнергии и зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью для надежного электроснабжения вновь появившихся потребителей или же в некоторых местах вообще нет источников электроэнергии. Все эти факторы требуют строительства новых подстанций или же реконструкции уже существующих, но устаревших подстанций.

Проектирование электрической части станций и подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанный с выполнением расчетов, поиском пространственных компоновок, оптимизацией, как отдельных функционально связанных между собой элементов, так и всего проектируемого объекта в целом. В связи с этим процесс проектирования требует системного подхода при изучении объекта проектирования, при математизации и автоматизации проектных работ с помощью компьютера. При этом повышение качества проекта обеспечивается, с одной стороны, учетом опыта строительства и эксплуатации, с другой стороны, непрерывным потоком новых технических решений.

Однако, ускорение и удешевление проектирования, а также повышение качества проектов может быть достигнуто применением типовых решений проекта, которые разрабатываются для некоторых усредненных исходных условий при широкой номенклатуре элементов и узлов, что позволяет тем самым достаточно быстро составлять проект конкретной станции или подстанции. Однако недостатки и ошибки, допущенные в типовом проекте, могут принести большой ущерб, как при многократном его использовании, так и при недостаточной способности типовых решений к адаптации в некоторых заданных условиях. Поэтому представляется важным еще на ранней стадии проектирования наиболее тщательно избирать заданное направление, согласовывая его с точки зрения технической и экономической целесообразности, исключая тем самым, некоторые недостатки схем.



1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции

1.1 Характеристика объекта проектирования

Проектируемая сетевая трансформаторная подстанция предназначена для электроснабжения потребителей комплексной нагрузки на напряжении 35 и 10 кВ.

Графики нагрузок потребителей заданы для зимнего и летнего периодов в табл. 1.1 и 1.2. Электроэнергия к проектируемой подстанции передается двумя воздушными линиями электропередачи номинальным напряжением 110 кВ.

Климатические условия в зоне строительства подстанции можно охарактеризовать следующим образом:

- степень загрязнения атмосферы относится к третьей зоне по принятой классификации, которая характеризуется как зона с умеренным загрязнением. Для элементов объекта проектирования, относящихся к высшему напряжению подстанции, минимально допустимая удельная эффективная длина пути утечки составляет согласно ПУЭ 1,9 см/кВ;

- соотношение количества зимних и летних суток в течение года принято как 170 и 195;

- климат - умеренно-континентальный с эквивалентными температурами (по табл. 1.37 [5]) среднелетней, среднезимней и среднегодовой соответственно +18, -8,2 и +10,1 градусов Цельсия.

Исходные данные для проектирования заземляющего устройства:

а) удельное сопротивление слоев земли с1 = 70 Ом·м и с2 = 60 Ом·м;

б) толщина верхнего слоя земли h = 1 м.



Таблица 1.1 - Суточные графики электрических нагрузок на низшем напряжении (НН) В данной таблице и далее выделена ячейка с максимальной часовой нагрузкой.

Время, ч	Лето	Зима
	P, МВт	Q, МВАр	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	S, МВА
0-1	5	2,2	5,463	5,9	2,596	6,446
1-2	4,1	1,804	4,479	5,3	2,332	5,79
2-3	3,7	1,628	4,042	5,2	2,288	5,681
3-4	3,5	1,54	3,824	5,2	2,288	5,681
4-5	3,5	1,54	3,824	5,2	2,288	5,681
5-6	3,5	1,54	3,824	5,2	2,288	5,681
6-7	4,2	1,848	4,589	6,2	2,728	6,774
7-8	5,8	2,552	6,337	7,1	3,124	7,757
8-9	6,3	2,772	6,883	7	3,08	7,648
9-10	6,7	2,948	7,32	7	3,08	7,648
10-11	6,8	2,992	7,429	7	3,08	7,648
11-12	6,8	2,992	7,429	7	3,08	7,648
12-13	7	3,08	7,648	7	3,08	7,648
13-14	6,9	3,036	7,538	7	3,08	7,648
14-15	6,6	2,904	7,211	6,5	2,86	7,101
15-16	6,4	2,816	6,992	6,5	2,86	7,101
16-17	6,5	2,86	7,101	6,6	2,904	7,211
17-18	6,6	2,904	7,211	7	3,08	7,648
18-19	7,2	3,168	7,866	8	3,52	8,74
19-20	7,2	3,168	7,866	8,2	3,608	8,959
20-21	7,2	3,168	7,866	8	3,52	8,74
21-22	7,2	3,168	7,866	8	3,52	8,74
22-23	8,1	3,564	8,849	7,5	3,3	8,194
23-24	7,2	3,168	7,866	6,5	2,86	7,101
Итого:	144	63,36	157,323	160,1	70,444	174,914

Таблица 1.2 - Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении (СН)

Время, ч	Лето	Зима
	P, МВт	Q, МВАр	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	S, МВА
0-1	3,4	1,292	3,637	7,7	2,926	8,237
1-2	3,4	1,292	3,637	7,7	2,926	8,237
2-3	3	1,14	3,209	7,5	2,85	8,023
3-4	2,9	1,102	3,102	7,4	2,812	7,916
4-5	2,9	1,102	3,102	7,5	2,85	8,023
5-6	2,9	1,102	3,102	7,5	2,85	8,023
6-7	3,4	1,292	3,637	8	3,04	8,558
7-8	3,7	1,406	3,958	9	3,42	9,628
8-9	4,3	1,634	4,6	8,5	3,23	9,093
9-10	4,5	1,71	4,814	8,2	3,116	8,772
10-11	4,5	1,71	4,814	8	3,04	8,558
11-12	4,5	1,71	4,814	8	3,04	8,558
12-13	4,4	1,672	4,707	8	3,04	8,558
13-14	4,7	1,786	5,028	7,8	2,964	8,344
14-15	4,6	1,748	4,921	7,8	2,964	8,344
15-16	4,1	1,558	4,386	7,8	2,964	8,344
16-17	4,3	1,634	4,6	7,5	2,85	8,023
17-18	4,3	1,634	4,6	8,5	3,23	9,093
18-19	4	1,52	4,279	8,8	3,344	9,414
19-20	4	1,52	4,279	8,8	3,344	9,414
20-21	4	1,52	4,279	8,8	3,344	9,414
21-22	4,5	1,71	4,814	9,2	3,496	9,842
22-23	4,9	1,862	5,242	9	3,42	9,628
23-24	4,6	1,748	4,921	8,6	3,268	9,2
Итого:	95,8	36,404	102,482	195,6	74,328	209,244

1.2 Обработка графиков нагрузок

По заданным суточным графикам на стороне низшего и среднего напряжения рассчитаем суточный график на высшем напряжении (ВН) (табл. 1.3).

Таблица 1.3 - Суточные графики электрических нагрузок на высшем напряжении (ВН)

Время, ч	Лето	Зима
	P, МВт	Q, МВАр	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	S, МВА
0-1	8,4	3,492	9,097	13,6	5,522	14,678
1-2	7,5	3,096	8,114	13	5,258	14,023
2-3	6,7	2,768	7,249	12,7	5,138	13,7
3-4	6,4	2,642	6,924	12,6	5,1	13,593
4-5	6,4	2,642	6,924	12,7	5,138	13,7
5-6	6,4	2,642	6,924	12,7	5,138	13,7
6-7	7,6	3,14	8,223	14,2	5,768	15,327
7-8	9,5	3,958	10,292	16,1	6,544	17,379
8-9	10,6	4,406	11,479	15,5	6,31	16,735
9-10	11,2	4,658	12,13	15,2	6,196	16,414
10-11	11,3	4,702	12,239	15	6,12	16,2
11-12	11,3	4,702	12,239	15	6,12	16,2
12-13	11,4	4,752	12,351	15	6,12	16,2
13-14	11,6	4,822	12,562	14,8	6,044	15,987
14-15	11,2	4,652	12,128	14,3	5,824	15,44
15-16	10,5	4,374	11,375	14,3	5,824	15,44
16-17	10,8	4,494	11,698	14,1	5,754	15,229
17-18	10,9	4,538	11,807	15,5	6,31	16,735
18-19	11,2	4,688	12,142	16,8	6,864	18,148
19-20	11,2	4,688	12,142	17	6,952	18,367
20-21	11,2	4,688	12,142	16,8	6,864	18,148
21-22	11,7	4,878	12,676	17,2	7,016	18,576
22-23	13	5,426	14,087	16,5	6,72	17,816
23-24	11,8	4,916	12,783	15,1	6,128	16,296
Итого:	239,8	99,764	259,73	355,7	144,77	384,03

Для правильного выбора номинальной мощности трансформаторов воспользуемся годовыми графиками продолжительности нагрузок. Годовые графики продолжительности нагрузок для каждой обмотки трансформатора построим по суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды (рис. 1.1, 1.2 и 1.3). Годовые графики продолжительности нагрузок также необходимы при расчётах технико-экономических показателях проектируемой подстанции, при расчете потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования на протяжении года и т.п.



Рис. 1.1 - Годовой график продолжительности нагрузок на низшем напряжении

Рис. 1.2 - Годовой график продолжительности нагрузок на среднем напряжении



Рис. 1.3. - Годовой график продолжительности нагрузок на высшем напряжении

Годовое потребление электроэнергии на стороне НН, МВт·час:

,

,

Аналогично определяется годовое потребление на стороне СН, МВт·час:

,

На стороне ВН, МВт·ч:



,

Условная продолжительность использования максимальной нагрузки на стороне НН час:

,

где Pmax - максимальная потребляемая активная мощность на стороне НН, Pmax = 8,2 МВт (см. табл. 1.1).

,

Средняя нагрузка обмотки НН, МВт:

,

,

где Тгод - длительность рассматриваемого периода, Тгод = 8760 час.

Коэффициент заполнения графика на стороне НН:

,

,

Продолжительность максимальных потерь на стороне НН, час:

,

,

Аналогично, по приведенным выше формулам, проведем расчет для стороны СН.

,

Условная продолжительность использования максимальной нагрузки, час:

,

где Pmax - максимальная потребляемая активная мощность на стороне СН, Pmax = 9,2 МВт.

,

Средняя нагрузка обмотки СН, МВт:

,

,

где Тгод - длительность рассматриваемого периода, Тгод = 8760 часов.

Коэффициент заполнения графика на стороне СН:

,

,

Продолжительность максимальных потерь, час:

,

.

На стороне ВН:

,

Условная продолжительность использования максимальной нагрузки, час:

,

где Pmax - максимальная потребляемая активная мощность на стороне ВН,
Pmax = 17,2 МВт.

,

Средняя нагрузка обмотки ВН, МВт:

,

,



где Тгод - длительность рассматриваемого периода, Тгод = 8760 часов.

Коэффициент заполнения графика на стороне ВН:

,

,

Продолжительность максимальных потерь, час:

,

,

Полученные данные сведём в табл. 4.

Таблица 4 - Расчётные данные за год

Сторона	Wгод, МВт·час	Тmax, час	фmax, час
НН	55279	6743,54	5583,35
СН	51933	5644,89	4152,39
ВН	107230	6234,3	4893,79

1.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Трансформатор является одним из важнейших элементов электрической сети. Передача электрической энергии на большие расстояния от места ее производства до места потребления требует в современных сетях не менее чем шестикратной трансформации в повышающих и понижающих трансформаторах [1].

Так как от проектируемой подстанции получают питание потребители I и II категории надежности, то согласно ПУЭ [3] на ней должно быть установлено 2 силовых трансформатора.

Определим коэффициент аварийной перегрузки для трансформаторов проектируемой подстанции. Согласно ПУЭ [3] в аварийных режимах трансформатор можно перегружать на 40 % на время максимумов общей продолжительностью 6 часов в сутки в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75.

Номинальная мощность одного трансформатора находится по формуле, МВА:

,

,

В соответствии со стандартным рядом мощностей силовых трансформаторов (ГОСТ 9680-77) выбираем трансформаторы номинальной мощностью Sном = 16 МВА.

Данные трансформаторы имеют резерв дополнительной мощности, который может обеспечить рост передачи электроэнергии до 20 %:

Исходя из заданных напряжений проектируемой подстанции по [5] выбираем типовые трансформаторы. Данные выбранных трансформаторов сведем в табл. 1.5.

Таблица 1.5 - Параметры силовых трансформаторов, участвующих в технико-экономическом сравнении

Параметры	Величина
Тип трансформатора	ТДТН - 16000/110
Номинальная мощность Sном, МВА	16
Напряжение ВН Uном вн , кВ	115
Напряжение ВН Uном сн , кВ	38,5
Напряжение НН Uном нн, кВ	11
Потери мощности холостого хода ?PХХ, кВт	23
Потери при коротком замыкании ?PКЗ, кВт	100
Ток холостого хода I0, %	1,0
Напряжение короткого замыкания uк в-с , uк в-н , uк с-н, %	10,5; 17,0; 6,0

1.4 Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки

Для проверки на допустимые систематические перегрузки используем зимний суточный график нагрузки (табл. 3) в соответствии с действующим ГОСТ 14209 - 85. Из графика, очевидно, что при нормальной работе двух трансформаторов коэффициент загрузки не превышает:

,

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена. Поэтому рассмотрим ситуацию выхода из строя одного из трансформаторов и проверим оставшийся в работе трансформатор на систематические перегрузки.

Коэффициент максимальной перегрузки

,

Эквивалентная нагрузка подстанции на рассматриваемом интервале времени определяется по уравнению, МВА:

,

где Si - мощность i-ой ступени зимнего графика нагрузки,

ti - продолжительность i-ой ступени графика нагрузок, час.

При условии Sэ1 < Sном , МВА;

,

Коэффициент начальной загрузки:

,

,

При условии Si > Sном , МВА;

,

Коэффициент максимальной нагрузки:

,

По найденным значениям К1 и К2 по графику нагрузочной способности определяют продолжительность допустимого превышения нагрузки t.

При эквивалентной температуры охлаждающего воздуха для Южно-Сахалинска в зимний период принято - 11,6 ?С. ГОСТ 14209 - 85 (табл. 9) допускает перегрузку в 24 часа.

По нормам максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов (табл. 1.36 [5]) трансформаторы с системой охлаждения Д при коэффициенте предварительной загрузки К1 = 0,9 можно перегружать до К2 = 1,15 в течение 12 часов при температуре охлаждающей среды не более +10 єС. То есть выбранные трансформаторы проходят по максимально допустимым систематическим перегрузкам, так как (1,15 > 1,07).

1.5 Выбор главной схемы электрических соединений

Вычислим набольшую величину тока в цепи трансформатора, А:

,

,

Максимальная величина рабочего тока меньше 1000 А, следовательно при выборе схемы на ВН можно не устанавливать на ВН сборные шины. Воспользуемся возможностью использовать один трансформатор для обеспечения суточного графика нагрузки и применим р РУ-110 кВ типовую схему № 110-5Н - мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии (рис. 1.5). Данная схема позволяет быстро отключить поврежденный участок схемы и восстановить с помощью АВР питание потребителей подстанции. Ремонтная перемычка из разъединителей позволяет выводить в ремонт выключатель, без нарушения режима питания.



Рис. 1.5 - Схема распределительного устройства ВН

В качестве РУ среднего напряжения (35 кВ) принимается одиночная секционированная система сборных шин, открытого типа (рис.1.6).

Рис. 1.6 - Схема распределительного устройства СН

В качестве РУ низшего напряжения (10 кВ) принимается одиночная секционированная система сборных шин, закрытого типа (рис. 1.7).

Рис. 1.7 - Схема распределительного устройства НН



1.6 Выбор марки и сечения проводов

Максимальное значение силы тока при питании от одной линии:

где n - количество линий, принято n = 1.

Экономическое сечение проводника:

где - экономическая плотность тока, выбирается из условной продолжительности максимальной нагрузки (зима) Tmax = 6234,3 час.

jэк = 0,8 А/мм2 для сталеалюминиевых неизолированных проводов и шин при Tmax > 5000 часов из таблицы 3.12 [4].

бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации. В связи с предполагаемым ростом передачи мощности на 20 процентов, принято бi = 1,095.

бt - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ, принято по табл.3.13 [4] бt = 1,6.

Тогда

Учитывая возможность эффекта коронирования и дальнейших экономических расчетов выбираем провод сечением АС-240/32, который имеет следующие паспортные данные:

- сечение, мм2 (алюминий/сталь) 244/31,7 [4, табл. 3.5];

- диаметр провода d = 21,6 мм;

- радиус провода r = 10,8 мм;

- сопротивление постоянному току при 20?С rO = 0,118 Ом/км;

- индуктивное сопротивление хО = 0,42 Ом/км [4];

- допустимые длительные токи вне помещений Iдоп = 610 А [4, табл. 3.15];

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при напряжении 110 кВ DСР = 500 см [4, с. 87].

Выбранное сечение должно удовлетворять условию нагрева [1]:

Условие выполнено.

1.7 Проверка сечения проводника по условию короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и выше.

Правильный выбор сечения проводника обеспечивает уменьшение действия короны до допустимых значений.

Провода не будут коронировать, если максимальная напряженность поля у поверхности любого провода будет не более 0,9 Ео т.е.:

кВ/см - при горизонтальном расположении проводов.

Максимальная напряженность поля у поверхности нерасщепленного провода:



где U- линейное напряжение, кВ;

rо - радиус провода, см;

Dср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

Начальное значение критической напряженности электрического поля:

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 - для многопроволочных проводов [3]

Условие короны выполняется.

1.8 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.

Выберем в качестве расчетных точки при включенном положении секционных выключателей на ВН, СН, НН. Составим схему замещения (рис. 8).

Сопротивление системы, Ом:

,

где xс - сопротивление системы в относительных единицах;

Uб.ном - номинальное базисное напряжение, Uб.ном = 115 кВ.

Рис. 7 - Схема замещения системы и трехобмоточного трансформатора

,

Для трансформаторов с одинаковыми мощностями обмоток для соотношения 100/100/100 Rв = Rс = Rн активные сопротивления лучей схемы замещения вычисляют по формуле:

,

откуда

,

При расчёте сопротивлений рассматривать схему замещения трёхобмоточного трансформатора как два последовательно соединённых луча.

В опытах короткого замыкания замеряют потери активной мощности ДPкв?н , ДPкв?с, ДPкс?н и напряжения короткого замыкания uкв?с , uкв?н , uкс?н на каждую пару обмоток (лучей схемы замещения).

Реактивное сопротивление Хс или Хн, соответствующее обмотке, расположенной между двумя другими обмотками, благодаря их взаимному влиянию обычно имеет величину, близкую к нулю, либо небольшое отрицательное значение и в практических расчётах принимается равным нулю.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл. 6, что фактически соответствуют справочным данным [4].

Таблица 6 - Активные и реактивные сопротивления обмоток трансформатора

Активное сопротивление обмотки ВН RТВ, Ом	2,58
Активное сопротивление обмотки СН RТС, Ом	2,58
Активное сопротивление обмотки НН RТН, Ом	2,58
Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ, Ом	88,86
Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС, Ом	0
Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН, Ом	51,66

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К1. С помощью вычислений преобразуем схему к простейшему виду (рис. 8).

Точка К-1:

Активное сопротивление линии электропередачи высокого напряжения:

;

Реактивное сопротивление линии высокого напряжения:



,

где L- длина линии электропередачи по заданию, км;

,- удельные активные и индуктивные сопротивления провода, Ом/км.

,

,

,

,

Ток КЗ в точке К-1 находится по формуле (22), кА:

,

где Uс и Z? - найденные ранее значения, напряжение сети и суммарное сопротивление до точки КЗ.

,

Постоянная времени затухания апериодической составляющей:

,

где x? и R? - индуктивная и активная составляющие результирующего сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ;

щ - угловая частота напряжения сети.

,

Ударный коэффициент:

,

Ударный ток, кА:

,

,

,

Рис. 8 - Преобразование схемы замещения

Точка К-2:

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К2. С помощью вычислений преобразуем схему к простейшему виду (рис. 8).

,

,

,

,

,

Ток КЗ в точке К-2, приведенный к напряжению СН, кА:

,

Ток КЗ в точке К-2 с учетом коэффициента трансформации, кА:

,

Где - коэффициент трансформации трансформатора.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей по формуле (23):

,

Ударный коэффициент по формуле (24):

,



Ударный ток по формуле (25), кА:

,

Точка К-3:

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К-3. С помощью вычислений преобразуем схему к простейшему виду (рис. 8).

,

,

,

,

,

Ток КЗ в точке К-3 приведенный к напряжению НН, кА:

,

Ток КЗ в точке К-3 с учетом коэффициента трансформации, кА:

,

где - коэффициент трансформации трансформатора.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей по формуле (23):



,

Ударный коэффициент по формуле (24):

,

Ударный ток по формуле (25), кА:

,

Полученные результаты сведены в табл. 7.

Таблица 7 - Расчет токов короткого замыкания

Точка КЗ	U, кВ	R?, Ом	X?, Ом	Z?, Ом	Iп0i(3), кА	Таi	kудi	iудi , кА
К-1	115	5,31	88,315	88,47	1,3	0,053	1,83	3,36
К-2	38,5	7,89	132,75	132,98	2,59	0,054	1,83	6,7
К-3	10,5	7,89	1770175	177,35	6,45	0,0715	1,87	17,05



2. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

2.1 Расчет токов продолжительного режима

Различают рабочие токи нормального режима, а также рабочие токи утяжеленного режима. Под нормальным режимом установки или ее части понимают режим, при котором все присоединения находятся в работе или в состоянии рабочей готовности. Под утяжеленным режимом понимают ремонтный или послеаварийный период работы, при котором рабочий ток присоединений превышает ток нормального режима. Возможность увеличения рабочих токов в указанных периодах должна быть учтена при выборе аппаратов и проводников.

Токи нормального и утяжеленного режимов в отдельных присоединениях РУ не одинаковы. В РУ 35 кВ и выше нет необходимости в определении рабочих токов утяжеленного режима для каждой линии, поскольку в целях однообразия выключатели и другие аппараты принято выбирать одинаковыми на всех присоединениях. Поэтому достаточно определить рабочий ток утяжеленного режима для наиболее нагруженного присоединения.

Цепь трехобмоточного трансформатора на подстанции. На стороне ВН, НН и СН токи нагрузки вычисляют по формулам:

,

,

На стороне ВН:

,



,

На стороне СН:

,

,

На стороне НН:

,

,

Нагрузка на отходящих фидерах НН, А:

,

где n - количество отходящих фидеров на стороне НН, питающихся от одного трансформатора, n=4.

,

2.2 Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм2), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Сечение гибких шин и токопроводов выбираются по:

- экономической плотности тока, мм2:

,

- допустимому термическому действию тока КЗ:

,

- динамическому действию тока КЗ.

Проверка по условию коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Разряд в виде короны возникает при начальном значении максимальной критической напряженности электрического поля, кВ/см:

,

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см:

,

Выбор шин на стороне 110 кВ.

Сечение по экономической плотности тока (см. п.1.6) определено 213,52 мм2.

Выбираем провод марки АС-240/32, который имеет следующие паспортные данные:

- сечение, мм2 (алюминий/сталь) 244/31,7 [4, табл. 3.5];

- диаметр провода d = 21,6 мм;

- радиус провода r = 10,8 мм;

- сопротивление постоянному току при 20?С rO = 0,118 Ом/км;

- индуктивное сопротивление хО = 0,42 Ом/км [4];

- допустимые длительные токи вне помещений Iдоп = 610 А [4, табл. 3.15];

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при напряжении 110 кВ DСР = 500 см [4, с. 87].

Проверяем выбранный провод по длительному току:

(Imax раб = 170.82 А) < (Iдоп = 610 А)

Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

Проверку гибких шин на коронирование производим по условиям:

1,07·Е? 0,9·Е0

,

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0,82;

r0 - радиус провода, r0 = 1,68 см.

,



где Dср - среднегеометрическое расстояние между проводниками фаз, см:

,

где D - расстояние между фазами D = 3 м, для 110 кВ.

1,07·19,6 ? 0,9·30,58

20,97 ? 27,52

(выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование)

Выбор шин на стороне 35 кВ.

Распределительное устройство (РУ) 35 кВ планируется выполнить закрытого типа. Поэтому, от трансформатора до РУ применим гибкий токопровод, а в РУ-35 кВ - жесткие шины марки АД31Т.

Экономическая плотность тока Jэк=1,0 А/мм2 (табл. 1.3.36 [3]). Сечение по экономической плотности тока (по 2.5):

,

Выбираем провод марки АС-400/22, Iдоп = 830 А, d=2,66 см.

Проверяем выбранный провод по длительному току:

(Imax раб = 369,94 А) < (Iдоп = 830 А)

Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

Для РУ-35 кВ выбираем жесткие алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения hxb 80х6 мм, Iдоп = 1150 А.

(Imax раб = 369,94 А) < (Iдоп = 1150 А)

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:

,

где q - минимальное сечение по условию термической стойкости, мм:

,

где С - постоянная для алюминиевых шин, С = 91 А·с1/2/мм2 по [2 табл. 3.14];

Вк - тепловой импульс тока КЗ, кА2·с:

,

где Та НН - постоянная времени затухания на стороне низшего напряжения, Та НН =0,02 с по [2, табл. 3.8];

tотк - время работы защиты, tотк =0,4 с.

,

,

,

Шины термически стойкие.

Проверка шин на электродинамическую стойкость при КЗ производится по условию:

,



где

удоп, урас - соответственно допустимое и расчетное значения механических напряжений в материале проводника.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты системы «изоляторы-шины» совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает.

Определим частоту собственных колебаний для алюминиевых шин, Гц:

,

где

l - расстояние между опорными изоляторами, принимаем l = 1,2 м;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4:

,

,

Механический резонанс исключен.

Механический расчет шин при 3-х фазном КЗ.

Определим наибольшее удельное усилие при 3-х фазном КЗ, Н/м:



,

где а - расстояние между фазами, принимаем а = 0,32 м по [3, табл. 4.2.5]

,

Изгибающий момент, Н/м:

,

,

Напряжение в материале шины, возникающее под воздействием изгибающего момента, МПа:

,

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3:

,

,

Шины механически прочны.

Выбор шин на стороне 10 кВ.

Распределительное устройство 10 кВ планируется выполнить также закрытого типа. Экономическая плотность тока Jэк=1,0 А/мм2 (табл. 1.3.36 [3]). Сечение по экономической плотности тока (по 2.5):

,

Выбираем провод марки 3 х АС-400/22, Iдоп = 2490 А, d=2,66 см.

Проверяем выбранный провод по длительному току:

(Imax раб = 1294,79 А) < (Iдоп = 2490 А)

Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

Для РУ-10 кВ выбираем жесткие алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения hxb 120х10 мм, Iдоп = 2070 А.

Проверим шины 10 кВ на термическую стойкость при КЗ. Тепловой импульс тока КЗ по (2.10):

,

Минимальное сечение по условию термической стойкости по (2.9):

...