Расчет электрической подстанции напряжением 110/10 кВ
Построение графиков нагрузки подстанции. Выбор, проверка ошиновки и аппаратуры электрической установки. Расчет трансформаторов на перегрузочную способность. Обоснование электрической схемы. Выбор марки и сечения проводов. Оценка токов аварийных режимов.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.05.2016 |
| Размер файла | 289,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
Введение
1. Построение графиков нагрузки подстанции
1.1 Суточные графики нагрузки потребителей
1.2 Суммарные графики нагрузки потребителей
1.3 Годовой график по продолжительности нагрузок
1.4 Технико-экономические показатели установки
1.5 График полной мощности подстанции
2. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции
2.1 Расчет трансформаторов на перегрузочную способность
3. Выбор и обоснование электрической схемы подстанции
4. Выбор марки и сечения проводов ВН и НН (проверка сечения по допустимому току нагрузки)
4.1 Проверка сечения проводника по условию короны
5. Расчет токов аварийных режимов
5.1 Расчет сопротивлений линии и трансформатора
5.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания
5.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания
6. Выбор, проверка ошиновки и аппаратуры подстанции
6.1 Выбор разъединителей и выключателей
6.1.1 Выбор разъединителей
6.1.2 Выбор выключателей
6.2 Выбор ограничителей перенапряжения
6.3 Выбор ошиновки
6.3.1 Выбор ошиновки на сторону высокого напряжения
6.3.2 Выбор ошиновки на сторону низкого напряжения
6.3.3 Расчет однополюсных шин на динамическую стойкость
6.4 Выбор трансформатора тока
6.5 Выбор трансформатора напряжения
6.6 Выбор трансформатора для собственных нужд
Заключение
Список использованной литературы
Приложение А. Таблицы расчетов
Приложение Б. Графики нагрузок
Введение
В данном курсовом проекте был произведен расчет электрической подстанции напряжением 110/10 кВ. Электрическая подстанция - это электроустановка, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения (частоты) в электроэнергию другого напряжения (частоты). Исходя из данных потребителей и их максимальных мощностей, а также определенных условий, выбрано подходящее оборудование высокого и низкого напряжения (силовые трансформаторы напряжением 35/10 кВ, трансформаторы собственных нужд, выключатели, разъединители, разрядники, трансформаторы тока и напряжения, шинопроводы). Был произведен расчет и выбор электрооборудования в ячейки КРУ для вводных линий каждого потребителя. Все оборудование рассчитывалось на перегрузочную способность.
Построены графики нагрузок (суточные, годовые, максимальной мощности) в именованных единицах (МВт).
Графическая часть проекта состоит из двух чертежей на листах формата А 1. На них изображена схема электрических соединений проектируемой подстанции с обозначением всех элементов, а также план-разрез подстанции с обозначением всего электрооборудования в соответствии с листом №.
В данном курсовом проекте необходимо произвести расчет проходной подстанции напряжением 110/10 кВ. Все расчеты выполняются согласно методического пособия. Необходимо, чтобы все расчеты и выбранное оборудование удовлетворяли определенным условиям.
После выполнения всех расчетов и выбора оборудования подстанции выполняется графическая часть на двух листах формата А 1. На первом листе изображается схема электрических соединений проектируемой подстанции с обозначением всех элементов данной схемы в соответствии с ГОСТ 2.722-68 и ГОСТ 2.723-69.
На втором листе приводятся план-разрез подстанции с нанесением всего электротехнического оборудования в соответствии с листом №1. Здесь же указываются все необходимые размеры (по горизонтали и вертикали), нумерация оборудования и его спецификация.
Все расчеты производятся согласно данным задания, как то: потребители (с данной максимальной мощностью, и коэффициентом мощности), напряжение подстанции, мощность короткого замыкания на шинах системы, а также длина линии электропередачи с расположением проводов.
1. Построение графиков нагрузки подстанции
Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, то есть диаграммой изменения мощности (тока) электроустановок во времени. электрическая подстанция ошиновка трансформатор
По виду фиксируемого параметра различают графики активной P, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.
Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч.), сезонные, годовые и т.п.
По месту назначения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы:
· Графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанции;
· Сетевые графики нагрузки - на шинах районных и узловых подстанций;
· Графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;
· Графики нагрузки электростанций.
Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы электроустановок.
1.1 Суточные графики нагрузки потребителей
Фактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.
Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо располагать, прежде всего, сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность.
В данном курсовом проекте дана проходная подстанция напряжением 110/10 кВ, связанная с энергосистемой одноцепной воздушной линией напряжением 110 кВ, длиной 90 км.
От подстанции питаются 5 потребителей, характеристика которых приведена в таблице 1.1. Кроме , для построения графика необходимо знать характер изменения нагрузки потребителя во времени, который можно определить из данных в курсовом проекте типовых графиков силового максимума в процентах в течение суток (зима, лето).
Таблица 1.1
|
№ |
Наименование потребителя |
Максимальная мощность , МВт |
Коэффициент мощности |
Количество питающих линий, шт |
|
|
1 |
Машиностроительный завод |
4 |
0,83 |
4 |
|
|
2 |
Предприятие цветной металлургии |
10 |
0,83 |
5 |
|
|
3 |
Предприятие черной металлургии |
8 |
0,80 |
3 |
|
|
4 |
Предприятие химической промышленности |
6 |
0,79 |
2 |
|
|
5 |
Предприятие бумажной промышленности |
5 |
0,83 |
2 |
При известном можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, то есть для выше указанных предприятий, используя соотношение для каждой ступени графика:
МВт,
где - ордината соответствующей ступени типового графика, в %.
- расчетная мощность предприятия согласно задания, .
В данном курсовом проекте нам даны суточные типовые графики нагрузки предприятий (зима, лето), которые переводим в пять графиков нагрузки предприятий, используя выше указанную формулу, а вычисленные данные заносим в таблицы.
Для примера, вычислим значение ступени 0-1 часа для машиностроительного завода зимой, максимальная потребляемая мощность которого составляет 4 МВт.
МВт.
Аналогично, выполняем расчеты, для каждого отдельного часа и предприятия. Результаты представлены в таблицах А 1-А 10 приложения А.
По результатам расчетов в таблицах А 1-А 10 построены графики сезонных суточных нагрузок для 5 предприятий. Графики сезонных суточных нагрузок представлены на рисунках Б 1-Б 10 приложения Б.
1.2 Суммарные графики нагрузки потребителей
Эти графики определяются с учетом потерь мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.
Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов являются переменными величинами, зависящими от нагрузки. Постоянную часть потерь мощности в сети определяют в основном потери холостого хода трансформаторов, потери стали при намагничивании. Потери на собственные нужды зависят от параметров трансформатора.
Суммируя значения мощностей графиков нагрузки пяти потребителей и потери распределения в электрических цепях в целом по энергосистеме, получают результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы (зима, лето).
Суммарная мощность шин подстанции представляет собой сумму потребляемой мощности пяти предприятий каждой ступени, потери на собственные нужды, постоянные потери и переменные потери каждой ступени:
,
где - суммарная мощность всех предприятий i-ступени;
- постоянные потери, которые составляют 1 % от максимального значение ступени;
- выбирается максимальное значение ступени ;
- потери на собственные нужды, составляют 0,5 % от ;
- переменные потери, зависящие от значения мощности каждой ступени.
Вычислим потери для суммарных графиков (зима, лето).
Находим максимальное значение ступени для графика суммарной нагрузки (зима) = 33 МВт, таблица А 12 приложения А.
P(0-1) для первой ступени 0-1 час по таблицам А 1, А 3, А 5, А 7, А 9 приложения А вычисляется:
P(0-1)= 1,6 + 8 + 7,84 + 4,8 + 3,5 =25,74 МВт.
Аналогично выполняются вычисления для всех остальных ступеней каждого определенного часа согласно времени года (зима, лето).
МВт.
МВт.
Вычислим значение переменных потерь для 1 - й ступени 0-1 часа.
МВт.
Для всех остальных ступеней каждого определенного часа и определенного сезона года (зима, лето) вычисления производятся аналогично.
Затем вычисляем суммарную мощность, например, для 1-й ступени 0-1 часа:
.
Таким же образом вычисляются значения остальных ступеней (зима), все вычисленные результаты вносятся в таблицу А 12 приложения А.
По такой же аналогии вычисляются значения для ступеней графика суммарной нагрузки (лето) и результаты заносятся в таблицу А 11 приложения А. для этого графика является равным 29,7 МВт.
МВт.
МВт.
МВт.
.
По результатам конечной суммы для сезонов года (зима, лето) строятся графики суммарной нагрузки подстанции с учетом всех выше перечисленных потерь, которые изображены на рисунках Б 11-Б 12 приложения Б.
1.3 Годовой график по продолжительности нагрузок
Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Pmax до Pmin.
Принято, что длительность сезонных времен года зима и лето составляют соответственно 200 и 165 дней.
Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков нагрузки - зимнего (200 дней), и летнего (165 дней).
График по продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.п.
Значение активной мощности i-ступени графика по продолжительности определяется проекцией соответствующих ординат суммарных суточных графиков нагрузки зимнего и летнего периода на осъ ординат искомого графика, а длительность этой ступени графика по продолжительности рассчитывается по формуле:
ч,
где и длительность i-ступени суточного зимнего и летнего суммарного графиков нагрузки.
Выбираем из таблицы А 11-А 12 приложения А МВт, которая длится 6 часов в зимний период. Далее считаем :
ч.
Для всех остальных ступеней вычисления производятся аналогично. Результаты сведены в таблицу А 13 приложения А.
По результатам таблицы А 13 приложения А строится годовой график по продолжительности нагрузок, который изображен на рисунке Б 13 приложения Б.
1.4 Технико-экономические показатели установки
Площадь, ограниченная кривой графика по продолжительности нагрузок активной составляющей, числена равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период (год):
,
где - мощность i-ступени графика, - продолжительность ступени.
Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (год):
,
где Т- длительность рассматриваемого периода, - электроэнергия за рассматриваемый период (год).
.
Коэффициент заполнения:
,
где выбирается максимальное значение с учетом потерь.
Продолжительность использования максимальной нагрузки:
.
.
.
Переведем заданные коэффициенты мощности из косинусов в тангенсы:
.
Для примера вычислим тангенс для машиностроительного завода:
.
Для остальных предприятий тангенсы вычисляются аналогично и результаты сведены в таблицу 1.4.1.
Таблица 1.4.1. Коэффициенты мощности для предприятий
|
№ |
Название предприятия |
|||
|
1 |
Машиностроительный завод |
0,83 |
0,672 |
|
|
2 |
Предприятие цветной металлургии |
0,83 |
0,672 |
|
|
3 |
Предприятие черной металлургии |
0,8 |
0,75 |
|
|
4 |
Предприятие химической промышленности |
0,79 |
0,7761 |
|
|
5 |
Предприятие бумажной промышленности |
0,83 |
0,672 |
Реактивная мощность потребителей в часы максимальных нагрузок:
,
где , , , , максимальное значение мощности, использованное в течении суток пяти предприятий.
Средневзвешенный коэффициент мощности на шинах подстанции:
,
где - учитывается без потерь.
.
.
1.5 График полной мощности подстанции
Построение графика полной мощности подстанции необходимо для выбора и проверки на перегрузочную способность трансформаторов на подстанции.
Вычислим средневзвешенные коэффициенты каждого определенного часа для вычисления полной мощности по формуле:
.
Например для 0-1 часа:
.
Остальные средневзвешенные коэффициенты для всех остальных часов (24 ч.) рассчитываются аналогично, результаты занесены в таблицу А 14 приложения А.
Вычисляем полную мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа, которая вычисляется по формуле:
,
где ) - сумма активных мощностей i-ступени графика полной мощности подстанции.
Например, для 0-1 часа:
.
Для всех остальных часов (24 ч.) рассчитываются аналогично, результаты занесены в таблицу А 14 приложения А.
По полученным значениям мощностей S(i) строится график полной мощности подстанции, который изображен на рисунке Б 14 приложения Б.
2. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции
Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции, согласно задания на разработку проекта и с учетом состава потребителей принимается равным двум.
По условию резервирования трансформатор, в случае выхода из строя другого трансформатора, должен выдерживать 70 % нагрузку от максимальной.
Вычислим предварительную расчетную мощность трансформатора. Она вычисляется по формуле:
,
где - коэффициент аварийной перегрузки, принимаем равным 1,4 [1].
Предварительно принимаем трансформатор мощностью 25 .
2.1 Расчет трансформаторов на перегрузочную способность
При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток, и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора.
Нагрузочная способность трансформатора - это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.
Допустимая нагрузка - это длительная нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.
Перегрузка трансформатора - режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы. Такой режим возникает, если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора, или температура окружающей среды больше принятой расчетной.
Учитывая условие резервирования трансформаторов, уменьшаем график полной мощности на 30 % (рисунок Б 14 приложения Б) и проверяем трансформатор на перегрузочную способность.
Проанализировав график полной мощности подстанции уменьшенный на 30 %, можно сделать вывод, что при данной номинальной мощности трансформатора перегрузочная нагрузка длиться 15 часов в сутки, при этом перегрузочная нагрузка составляет 6,5 . При таком режиме трансформатор работать не сможет, поэтому применим трансформатор большей мощности, то есть 32 .
Теперь проанализируем график полной мощности подстанции уменьшенный на 30 % для трансформатора с номинальной мощностью 32 , можно сделать вывод, что нет тепловых импульсов, то есть трансформатор полностью покрывает 70 % нагрузку, что удовлетворяет условию резервирования.
3. Выбор и обоснование электрической схемы подстанции
В общем случае, схема электрических соединений - это чертеж, на котором изображены элементы электроустановки, соединенные между собой в той последовательности, какая имеет место в натуре.
К схемам электрических соединений электрических станций и подстанций предъявляются следующие общие требования:
§ надежность работы;
§ экономичность;
§ техническая гибкость и удобство эксплуатации;
§ безопасное обслуживание;
§ возможность расширения.
В данной работе на станции устанавливается два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.
На стороне низкого напряжения применяется система сборных шин, которые секционируются выключателем.
Ячейки КРУ для каждого потребителя распределяются на шинах НН с учетом баланса мощности на шинах. В данном случае было принято 30 ячеек КРУ, в том числе ячейки для ввода, СР и СМВ.
На шину №1: 1 КРУ - машиностроительный завод, 2 КРУ - предприятие цветной металлургии, 1 КРУ - предприятие химической промышленности.
На шину №2: 1 КРУ - машиностроительный завод, 2 КРУ - предприятие черной металлургии, 1 КРУ - предприятие бумажной промышленности.
На шину №3: 1 КРУ - машиностроительный завод, 1 КРУ - химической промышленности, 2 КРУ - предприятие цветной металлургии.
На шину №4: 1 КРУ - машиностроительный завод, 1 КРУ - предприятие цветной металлургии, 1 КРУ - предприятие черной металлургии, 1 КРУ - предприятие бумажной промышленности.
Схема электрических соединений подстанции комплектуется с учетом блочно-модульного принципа с учетом современных схемных решений (см. лист №1, лист №2 графической части проекта).
4. Выбор марки и сечения проводов ВН и НН (проверка сечения по допустимому току нагрузки)
Максимальное значение силы тока:
,
где n- количество линий.
Экономическое сечение проводника:
,
где - экономическая плотность тока, выбирается из условной продолжительности максимальной нагрузки (зима) для алюминиевых неизолированных проводов и шин при из таблицы 1.3.36 [1]
;
Выбираем провод сечением АС-240
Номинальное сечение, (алюминий/сталь) -240/32 [2]
Диаметр провода ;
Радиус провода ;
Сопротивление постоянному току при С ;
Индуктивное сопротивление [2];
Допустимая токовая нагрузка вне помещений ;
Среднее геометрическое расстояние между проводами ;
Выбранное сечение должно удовлетворять условию нагрева [1]:
,
где - длительный допустимый ток провода [2].
.
4.1 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].
;
;
;
.
5. Расчет токов аварийных режимов
5.1 Расчет сопротивлений линии и трансформатора
Выбранный трансформатор: ТРДН 32000/110 [2]
Потери короткого замыкания:
Потери холостого хода:
Напряжение короткого замыкания:
Номинальная мощность:
Напряжение обмотки ВН:
Напряжение обмотки НН:
Индуктивное сопротивление системы:
,
где - средне-номинальное напряжение ступени короткого замыкания;
- мощность короткого замыкания по заданию.
;
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.
Активное сопротивление трансформатора:
,
где - потери короткого замыкания трансформатора, кВт;
- средне-номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора, кВ;
N- количество трансформаторов;
Индуктивное сопротивление трансформатора:
,
где - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
Индуктивное сопротивление системы:
,
где - средне- номинальное напряжение ступени короткого замыкания- 10,5 кВ.
Активное сопротивление линии электропередачи высокого напряжения:
;
,
где и - средне- номинальные напряжения на стороне обмоток низкого и высокого напряжения трансформатора.
Рисунок 5.1.1. Схема замещения для расчета токов КЗ
Активное сопротивление трансформатора:
;
Индуктивное сопротивление трансформатора:
,
где - средне- номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора.
Так как применяем на подстанции трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения корректировку его сопротивлений при определении тока КЗ в точке производим по формулам:
;
,
где =; - коэффициент расщепления, для трехфазных трансформаторов: =3,5 [2].
Суммарное сопротивление цепи трансформатора при КЗ на шинах низшего напряжения:
;
Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания (смотрите рисунок 6.1.1):
;
Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания (смотрите рисунок 6.1.1):
.
5.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания
Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в точках и :
;
.
5.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания
Постоянная времени затухания апериодической составляющей трехфазного тока короткого замыкания:
,
где w- угловая частота, ;
,- соответственно результирующие активные и индуктивные сопротивления до точек КЗ.
Сторона высокого напряжения:
;
;
;
Сторона низкого напряжения:
;
;
;
Ударный коэффициент:
;
Для стороны высокого напряжения:
;
Для стороны низкого напряжения:
;
Ударный ток:
;
Для стороны высокого напряжения:
;
Для стороны низкого напряжения:
.
6. Выбор, проверка ошиновки и аппаратуры подстанции
Выбор необходимого оборудования производится на основании принятой схемы электрических соединений.
Перед тем, как выберем электрооборудование на стороны высокого и низкого напряжения, необходимо рассчитать рабочие токи, на основании которых будет выбираться аппаратура подстанции.
Рабочий ток:
;
Для стороны высокого напряжения:
;
Для стороны низкого напряжения:
6.1 Выбор разъединителей и выключателей
6.1.1 Выбор разъединителей
Для стороны высокого напряжения:
Разъединитель в точке .
Рабочий ток: .
Таблица 6.1.1.1
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РНДЗ-110У/1000, тип привода ПР-90 [2] |
110 |
110 |
||
|
237 |
1000 |
|||
|
2.725 |
80 |
|||
|
22,277 |
2976,75 |
,
где - трехфазный ток короткого замыкания, - время прохождения наибольшего тока термической стойкости.
Для каталожных данных:
,
где - ток термической стойкости.
; ;
;
.
Для остальных разъединителей и выключателей значение термической стойкости вычисляется аналогично.
Для стороны низкого напряжения:
Разъединитель в точке .
Рабочий ток: .
Таблица 6.1.1.2
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РВРЗ-Ш-10/2000, тип привода ПР-3 [2] |
10 |
10 |
||
|
1299 |
2000 |
|||
|
18,49 |
85 |
|||
|
246,427 |
3969 |
.
.
Для выбора разъединителей на сторону низкого напряжения, питающие потребители, необходимо вычислить рабочие токи по формуле, учитывающей максимальную мощность предприятий, напряжение линии низкого напряжения, количество линий потребителей:
,
где Smax - максимальная мощность, потребляемая предприятием, МВт;
U2 - напряжение стороны низкого напряжения, 10 кВ;
n - количество линий, питающее предприятие.
.
.
.
.
.
I1, I2, I3, I4, I5 - сила тока в одной линии каждого потребителя, соответственно для машиностроительного завода, предприятия цветной металлургии, предприятия черной металлургии, предприятия химической промышленности, предприятие бумажной промышленности.
Для машиностроительного завода:
Таблица 6.1.1.3
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РВЗ-10/400, тип привода ПР-10 [2] |
10 |
10 |
||
|
58 |
400 |
|||
|
18,49 |
41 |
|||
|
246,427 |
1024 |
Для предприятия цветной металлургии:
Таблица 6.1.1.4
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РВЗ-10/400, тип привода ПР-10 [2] |
10 |
10 |
||
|
115 |
400 |
|||
|
18,49 |
41 |
|||
|
246,427 |
1024 |
Для предприятия черной металлургии:
Таблица 6.1.1.5
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РВЗ-10/400, тип привода ПР-10 [2] |
10 |
10 |
||
|
154 |
400 |
|||
|
18,49 |
41 |
|||
|
246,427 |
1024 |
Для предприятия химической промышленности:
Таблица 6.1.1.6
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РВЗ-10/400, тип привода ПР-10 [2] |
10 |
10 |
||
|
173 |
400 |
|||
|
18,49 |
41 |
|||
|
246,427 |
1024 |
Для предприятия бумажной промышленности:
Таблица 6.1.1.7
|
Параметры выбора |
Тип разъединителя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
РВЗ-10/400, тип привода ПР-10 [2] |
10 |
10 |
||
|
144 |
400 |
|||
|
18,49 |
41 |
|||
|
246,427 |
1024 |
6.1.2 Выбор выключателей
Для стороны высокого напряжения:
Таблица 6.1.2.1
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВК-110Б/20 [3] |
110 |
110 |
||
|
237 |
1000 |
|||
|
2.725 |
51 |
|||
|
22,277 |
1200 |
|||
|
1,273 |
20 |
Для стороны низкого напряжения:
Таблица 6.1.2.2
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВ/TEL-10-20/1600 У 2 [2] |
10 |
10 |
||
|
1299 |
1600 |
|||
|
18,49 |
52 |
|||
|
246,427 |
1200 |
|||
|
1,273 |
20 |
Для машиностроительного завода:
Таблица 6.1.2.3
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/1000 У 2 [2] |
10 |
10 |
||
|
58 |
630 |
|||
|
18,49 |
32 |
|||
|
246,427 |
1200 |
|||
|
1,273 |
12,5 |
Для предприятия цветной металлургии:
Таблица 6.1.2.4
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/1000 У 2 [2] |
10 |
10 |
||
|
115 |
630 |
|||
|
18,49 |
32 |
|||
|
246,427 |
1200 |
|||
|
1,273 |
12,5 |
Для предприятия черной металлургии:
Таблица 6.1.2.5
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/1000 У 2 [2] |
10 |
10 |
||
|
154 |
630 |
|||
|
18,49 |
32 |
|||
|
246,427 |
1200 |
|||
|
1,273 |
12,5 |
Для предприятия химической промышленности:
Таблица 6.1.2.6
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/1000 У 2 [2] |
10 |
10 |
||
|
173 |
630 |
|||
|
18,49 |
32 |
|||
|
246,427 |
1200 |
|||
|
1,273 |
12,5 |
Для предприятия бумажной промышленности:
Таблица 6.1.2.7
|
Параметры выбора |
Тип выключателя |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/1000 У 2 [2] |
10 |
10 |
||
|
144 |
630 |
|||
|
18,49 |
32 |
|||
|
246,427 |
1200 |
|||
|
1,273 |
12,5 |
6.2 Выбор ограничителей перенапряжения
Выбор ограничителей перенапряжения определяется по сфере использования ОПН.
Для стороны высокого напряжения.
ОПН-У УХЛ 1 предназначен для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений воздушных электрических сетей напряжением от 27 до 220 кВ. способ установки "фаза-земля" (-60…+400C). В данном случае нам необходим ОПН-У УХЛ 1 класса напряжения 110 кВ.
Для стороны низкого напряжения.
ОПН-Т УХЛ 1 предназначен для защиты воздушных электрических сетей 6-10 кВ от грозовых перенапряжений. Способ установки "фаза-земля". Используется во всех точках сети, где ранее предусматривалось применение вентильных разрядников типа РВО.
Таблица 6.2.1
|
Тип ОПН |
Класс напряжения, кВ |
Наибольшее допустимое напр., кВ |
Масса не более, кг |
Внешний диаметр, мм |
Высота, мм |
|
|
ОПН-У УХЛ 1 |
110 |
73 |
30 |
225 |
1200 |
|
|
ОПН-Т УХЛ 1 |
10 |
12,7 |
3,0 |
115 |
185 |
6.3 Выбор ошиновки
6.3.1 Выбор ошиновки на сторону высокого напряжения
Ошиновка стороны высокого напряжения выполняется гибкой. Она проверяется по условию коронирования и термической стойкости.
Проверка проводника на термическую стойкость. Критерием термической стойкости проводника является допустимая температура его нагрева токами короткого замыкания. Поэтому проводник или аппарат следует считать термически стойким, если его температура в процессе КЗ не превышает допустимых величин.
Значение допустимой температуры нагрева для алюминиевой части сталеалюминевых проводов.
Определение проводят с использованием выражения:
,
где - температура окружающей среды;
- длительно допустимая температура проводника;
- номинальная температура окружающей среды (согласно ПУЭ для воздуха);
- максимальный ток нагрузки;
- длительно допустимый ток проводника.
.
Величину характеризующую тепловое состояние проводника к моменту начала короткого замыкания, можно определить по кривой рисунка И 1 [2]по известной температуре проводника в режиме работы .
.
.
Это уравнение является исходным для определения температуры проводника к концу короткого замыкания.
- коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника [2].
- сечение исследуемого проводника.
- тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепла, выделенного током короткого замыкания в проводнике, вычисляется по формуле:
=,
где .
Если к прибавить величину , определяемую по известным значениям токов короткого замыкания, коэффициента k и сечения q исследуемого проводника, то получим значение .
=.
По кривой рисунка И 1 [4]используя , определяем конечное значение температуры проводника в режиме КЗ . Если ? , то проводник термически стоек.
? .
Провод АС-240/32 по условию термической стойкости проходит.
6.3.2 Выбор ошиновки на сторону низкого напряжения
Ошиновка стороны низкого напряжения выполняется жесткой. Она проверяется по условию термической и динамической стойкости.
Проверка проводника на термическую стойкость.
Рабочий ток, который течет на стороне низкого напряжения, определяется:
.
Экономическое сечение проводника вычисляется:
.
Предварительно выбираем алюминиевые окрашенные шины прямоугольного сечения по допустимому току [3], где выполняется условие:
Imax2 = 1299 А ? Iк.доп =1320 А.
Сечение выбранной шины имеет размеры 80x8 и составляет сечение 640мм 2. Проверим шину на термическую стойкость. Расчеты на термическую стойкость ошиновки стороны низкого напряжения производятся по тем же формулам, что и ошиновка стороны высокого напряжения.
Определение проводят с использованием выражения:
.
.
.
.
? .
Алюминиевые однополосные окрашенные шины прямоугольного сечения 640 мм2 проходят по условию термической стойкости.
6.3.3 Расчет однополюсных шин на динамическую стойкость
В отличие от гибкой ошиновки жесткие шины дополнительно проверяются на электродинамическую стойкость [2,3]. Жесткие шины, закрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ определяется [2,3]:
,
где a - расстояние между фазами равное 26 см;
- ударный ток трехфазного короткого замыкания.
Наибольшие динамические усилия возникают при трехфазном токе КЗ, поэтому в расчетах учитывается ударный ток трехфазного КЗ.
.
Равномерно распределенная сила создает изгибающий момент, Н/м (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах),
,
где - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.
Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:
,
где - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, , определяется по формуле:
;
.
Шины динамически прочны, если ? .
Шинная конструкция данного сечения проходит по условию динамической стойкости.
6.4 Выбор трансформатора тока
Измерительные приборы - служат для контроля за работой основного оборудования электростанций и за качеством электроэнергии, а также для учета выработанной и отпущенной электроэнергии.
Таблица 6.4.1. Приборы, подключаемые к трансформатору тока [2]
|
Прибор |
тип |
Нагрузка фазы, В·А |
||
|
A |
C |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И 670 |
2,5 |
2,5 |
|
|
Итого |
4 |
4 |
Трансформатор тока на стороне высокого напряжения.
Таблица 6.4.2
|
Параметры выбора |
Тип трансформатора тока |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ТФНД-110М |
110 |
110 |
||
|
237 |
600 |
|||
|
По конструкции и классу точности |
0,5 |
0,5 |
||
|
2.725 |
145 |
|||
|
22,277 |
5624,67 |
|||
|
0,826 |
1,2 |
В силу того, что индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, принимается Z2 ? r2.
Общее сопротивление вторичной цепи трансформатора тока состоит из сопротивлений приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
r2 = r приб. + r пр. + r к,
Сопротивление приборов определяется по выражению:
rприб = Ом,
где Sприб - мощность, потребляемая приборами.
I2н - вторичный номинальный ток трансформатора тока, 5 А.
Сопротивления контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех измерительных приборах и 0,1 Ом при большем количестве приборов. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:
Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности:
Z2 ном = .
Допустимое сопротивление проводов:
rпр = Z2 ном. - r приб. - r к = 1,2-0,16-0,1 = 0,94.
Допустимое сечение провода:
мм2,
где - удельное сопротивление материала провода (алюминий - 0,0283), lрасч - расчетная длина проводов для разных систем напряжений: l=(80-120) м при Uн =110 кВ.
В качестве соединительных проводов применять многожильные контрольные кабели. По условию механической прочности минимальное сечение алюминиевой жилы 4 мм 2 [2,3].
rпр = .
Расчетная вторичная нагрузка:
r2 = rпр + rприб + rк = 0,566 + 0,16 + 0,1 = 0,826 Ом.
Условие по вторичной нагрузке выполняется:
r2 = 0,826 Ом ? Z 2ном = 1,2 Ом.
Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2.
Расчеты выбора трансформатора тока на сторону низкого напряжения выполняем аналогично.
Трансформатор тока на стороне низкого напряжения. Данный расчет производится для выбранного трансформатора тока, предназначенного для вводной ячейки КРУ.
Таблица 6.4.3. Приборы, подключаемые к трансформатору тока
|
прибор |
тип |
Нагрузка фазы, В·А |
||
|
A |
C |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И 674 |
2,5 |
2,5 |
|
|
Счетчик индуктивной энергии |
СР 4-И 676 |
2,5 |
2,5 |
|
|
Итого |
6,5 |
6,5 |
Таблица 6.4.4
|
Параметры выбора |
Тип трансформатора тока |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ТПЛ-10К |
10 |
10 |
||
|
1299 |
1500 |
|||
|
По конструкции и классу точности |
0,5 |
0,5 |
||
|
18,49 |
74,5 |
|||
|
246,427 |
2916 |
|||
|
0,4335 |
0,6 |
Сопротивление приборов определяется по выражению:
rприб = .
Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности:
r2ном = Z2 ном = .
rк = 0,1 Ом, так как количество принятых приборов - 5.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр = Z2 ном - rприб - rк= 0,6-0,26-0,1 = 0,24 Ом.
Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов можно принять для разных присоединений линии 10 кВ к потребителям - 6 м.
lрасч = , расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, в данном случае - включение в неполную звезду.
Допустимое сечение провода:
q = .
Принимаем контрольный кабель сечением 4 мм2.
Отсюда выполняем обратную операцию и находим сопротивление провода:
rпр = .
Расчетная вторичная нагрузка:
r2 = rпр + rприб + rк = 0,0735 + 0,26 + 0,1 = 0,4335 Ом.
Условие по вторичной нагрузке выполняется:
Z2 = 0,4335 ? Z2ном = 0,6 Ом.
Данный расчет предназначен для выбора трансформатора тока в ячейку потребителя. Выберем трансформаторы для потребителей.
Таблица 6.4.5. Приборы, подключаемые к трансформатору тока
|
прибор |
тип |
Нагрузка фазы, В·А |
||
|
A |
C |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И 674 |
2,5 |
2,5 |
|
|
Итого |
3 |
3 |
Машиностроительный завод:
Таблица 6.4.6
|
Параметры выбора |
Тип трансформатора тока |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ТПЛ-10 |
10 |
10 |
||
|
58 |
200 |
|||
|
По конструкции и классу точности |
0,5 |
0,5 |
||
|
18,49 |
250 |
|||
|
246,427 |
4900 |
|||
|
0,2435 |
0,4 |
Сопротивление приборов определяется по выражению:
rприб = .
Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности:
r2ном = Z2 ном = Ом.
rк = 0,05 Ом, так как количество принятых приборов - 2.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр = Z2 ном - rприб - rк= 0,4-0,12-0,05 = 0,23 Ом.
Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов можно принять для разных присоединений линии 10 кВ к потребителям - 6 м.
lрасч = , расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, в данном случае - включение в неполную звезду.
Допустимое сечение провода:
q = .
По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм2 для алюминиевых жил. Поэтому принимаем контрольный кабель сечением 4 мм2.
Отсюда выполняем обратную операцию и находим сопротивление провода:
rпр = .
Расчетная вторичная нагрузка:
r2 = rпр + rприб + rк = 0,0735 + 0,12 + 0,05 = 0,2435 Ом.
Условие по вторичной нагрузке выполняется:
Z2 = 0,2435 ? Z2ном = 0,4 Ом.
Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2.
В данном курсовом проекте марка трансформатора не измена для всех предприятий (за исключением значения номинального тока), следовательно, расчеты для них будут аналогичны.
Предприятие цветной металлургии:
Таблица 6.4.7
|
Параметры выбора |
Тип трансформатора тока |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
ТПЛ-10 |
10 |
10 |
||
|
115 |
200 |
|||
|
По конструкции и классу точности |
0,5 |
0,5 |
||
|
18,49 |
250 |
|||
|
246,427 |
4900 |
|||
|
0,2435 |
0,4 |
Предприятие черной металлургии:
Таблица 6.4.8
|
Параметры выбора |
Тип трансформатора тока |
Расчетные данные |
...
Подобные документы
Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрической подстанции. Определение приведенной и расчетной нагрузок подстанции. Предварительный расчет электрической сети: расчет и выбор сечения проводов, схем подстанции. Определение капитальных затрат.
курсовая работа [216,7 K], добавлен 18.06.2011Проект проходной подстанции 35/10 кВ. Выбор схем электрических соединений на высоком и на низком напряжении, построение графиков нагрузки. Выбор числа и мощности трансформаторов, расчет на перегрузочную способность. Расчет токов аварийных режимов.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.11.2014Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения по исходным данным. Выбор трансформаторов на подстанции, обоснование. Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции, выбор электрооборудования.
дипломная работа [336,9 K], добавлен 10.03.2010Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проверка коэффициентов их загрузки. Разработка и обоснование принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка основного электрооборудования. Выбор изоляторов.
курсовая работа [615,2 K], добавлен 12.06.2011Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016Определение суммарной нагрузки районной подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов. Электрический расчет воздушной ЛЭП 110кВ. Проверка аппаратуры на устойчивость. Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электрической энергии.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 04.07.2011Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012Характеристика потребителей электрической энергии. Режимы работы электрической сети. Обоснование схем подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор микропроцессорных терминалов защиты. Проверка измерительных трансформаторов. Организация связи РЗ.
курсовая работа [2,8 M], добавлен 10.01.2013Расчет электрической части подстанции. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов. Определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Закрытые распределительные устройства.
курсовая работа [237,2 K], добавлен 26.01.2011Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015Распределение электроэнергии по суммарной мощности потребителей. Выбор числа трансформаторов на подстанции. Разработка принципиальной схемы соединений. Расчет токов короткого замыкания. Оценка основного и вспомогательного оборудования подстанции.
курсовая работа [503,8 K], добавлен 27.11.2013Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012Выбор главной схемы электрических соединений. Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий и расчет режимов электрической сети проектируемой подстанции. Составление схемы замещения электрической сети. Выбор токоограничивающих реакторов.
курсовая работа [392,9 K], добавлен 07.01.2013Составление графиков активной и реактивной мощностей в зимний и летний периоды. Выбор трансформаторов подстанции с учетом аварийных (систематических) перегрузок. Определение суточных и годовых объемов отпуска электрической энергии. Расчет потерь.
курсовая работа [1021,2 K], добавлен 08.10.2012Расчет электрической части подстанции: определение суммарной мощности потребителей, выбор силовых трансформаторов и электрических аппаратов, устройств от перенапряжения и грозозашиты. Вычисление токов короткого замыкания и заземляющего устройства.
контрольная работа [39,6 K], добавлен 26.11.2011Графики нагрузок на шинах подстанции. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов. Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств. Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 11.03.2016Методика определения расчетных нагрузок. Составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети. Определение распределения мощности по участкам. Выбор сечения проводов и трансформаторов для питающих узлов. Уточненный расчет режимов сети.
курсовая работа [337,7 K], добавлен 20.11.2013
