Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны

Тип:
Добавлен:

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. Краткая характеристика района и объекта проектирования

2. Расчет силовых нагрузок района

.1 Определение расчетных нагрузок

.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции

.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

3. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции 110/10 кв

. Расчет ВЛ 10 кв

.1 Расчет нагрузок на магистралях линий

.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения

. Выбор и сравнение вариантов схем ОРУ ВН

. Расчет токов короткого замыкания

.1 Расчётная схема установки

.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров39

.3 Расчет токов короткого замыкания

.4 Расчет токов замыкания на землю

. Выбор и проверка оборудования на пс к воздействию токов кз

7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 Кв

.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

7.2 Выбор трансформаторов тока

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

.5 Выбор шин

7.6 Выбор опорных изоляторов

8. Собственные нужды подстанции

9. Релейная защита

9.1 Расчёт релейной защиты отходящих линий

.1.1 Пример расчета защиты отходящих линий на примере линии 10 кВ «Подол»

.1.2 Расчет уставок защит отходящих линий

.2 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов

.2.1 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)

.2.2 Расчет дифференциальная защиты (ДЗТ-2)

.2.3 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

.2.4 МТЗ от перегрузки

9.2.5 МТЗ трансформатора от токов внешних КЗ 87

9.2.6 Газовая защита 88

.3 Устройства автоматики подстанции 90

.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР) 90

.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

. Выбор измерительных приборов и средств АСКУЭ

. Экономическая часть ВКР

.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования 96

.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Темой выпускной квалификационной работы является проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района. Потребителями электроэнергии являются населенные пункты, мастерские. Они относятся к III категории надежности электроснабжения.

В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в производственном и в бытовом секторах возникает необходимость строительства новых подстанций и реконструкции старых.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией потребители, включая коммунально-бытовые, промышленные предприятия, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Трансформаторные подстанции, применяемые для электроснабжения сельских районов, имеют один или два трансформатора 110/10 кВ-2500-10000 кВ∙А. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

1. Краткая характеристика района и объекта проектирования

Основными потребителями электроэнергии являются объекты сельскохозяйственного типа: соответствующие населенные пункты (сельские поселения, деревни) и сельскохозяйственные предприятия, специализирующиеся на молочно-мясном животноводстве. Основная масса потребителей III категории надежности, но также присутствуют и потребители II категории, потребители I категории отсутствуют.

Присоединение подстанции к системе - двумя независимыми ВЛ-110 кВ, тип подстанции - проходная.

Резервное питание части потребителей II и III категории при выходе из строя ВЛ-110 кВ можно осуществить по стороне 10-кВ, по ВЛ, соединенным с подстанцией соседнего района.

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/сек).

Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм;

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, даН/м2:

  • максимальный 40;
  • при гололеде 10.
  • Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 165 см.
  • Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.
  • Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).
  • Температура воздуха, 0С:
  • максимальная +35;
  • минимальная -50;
  • среднегодовая +1,4;
  • средняя наиболее холодной пятидневки -33.

Число грозовых часов в году 20-40.

2. Расчет силовых нагрузок района

.1 Определение расчетных нагрузок

Расчет нагрузок сетей 0,38-10 кВ производится согласно методике, приведенной в [1].

Расчёт производится по дневному и вечернему максимуму.

Коэффициент одновременности применяется при суммировании нагрузок потребителей, отличающихся друг от друга не более чем в 4 раза:

, кВт, (2.1)

, кВт, (2.2)

где , - коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимуме (табл. 2 [2]);

kо - коэффициент одновременности (таблица 3 [2]);

Pд.i, Pв.i - соответственно дневной и вечерний максимум нагрузки

i-го потребителя, кВт.

Общую нагрузку группы потребителей, в которой мощности отдельных потребителей отличаются в 4 раза и более или имеют различный режим работы, определяют путем прибавления к наибольшей нагрузке Pнб долей меньших нагрузок ΔPi:

, кВт. (2.3)

Расчет нагрузки сети 0,38 кВ рассмотрим на примере п. Протасово.

В данном населенном пункте имеют место: школа, детские ясли, магазин, больница, дом культуры, хлебопекарня, котельная; жилой фонд состоит из частных домов.

Спецификация и характеристика электропотребителей рассматриваемого населенного пункта приведена в таблице 2.1.1.

Расчетную нагрузку на вводах производственных и общественных потребителей принимаем по таблице П1.1 [1].

Таблица 2.1.1

Электропотребители рассматриваемого населенного пункта

№ п/пНаименование потребителей и их характеристикаДневной максимум РД, кВтВечерний максимум РВ, кВтсosφвШифр нагрузки по РД 34.20.1781Жилой дом1,540,956072Магазин продовольственный10100,895513Дом культуры на 150-200 мест5140,865254Общеобразовательная школа на 320 учащихся20400,895035Детские ясли430,83566Больница на 50 коек50100,85347Хлебопекарня550,783798Котельная15150,811109Административное здание1580,85518

Разделяем всех потребителей населенного пункта на три группы: бытовая, общественно-коммунальная и производственная.

Группа 1 - бытовая.

Состав группы: жилые дома. Подставляя числовые значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 2 - общественно-коммунальная.

Состав группы: магазин, дом культуры, школа, детские ясли, больница, администрация. Так как мощности отдельных потребителей отличаются более чем в 4 раза, используем табличный метод расчета. Подставляя численные значения в (2.3), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 3 - производственная.

Состав группы: хлебопекарня и котельная. Суммируем нагрузки с учетом коэффициента одновременности. Подставляя численные значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт);

Суммируя расчетную нагрузку всех трех групп согласно выражению (2.3), получаем расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:

(кВт);

(кВт).

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший. Рассчитаем нагрузку уличного освещения.

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

кВт, (2.4)

где Pул.осв. - нагрузка уличного освещения, Вт;

Руд.ул. - удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5-7 м (Руд.ул. = 5,5 Вт/м) [2];ул. - общая длина улиц, м, (принимаем lул. = 840 м).

Подставляя числовые значения, получаем:

(кВт).

Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:

(кВт).

Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:

кВ·А, (2.5)

где . - средневзвешенный коэффициент мощности.

Принимаем - для смешанной нагрузки.

Тогда полная расчетная мощность ТП равна:

(кВ·А).

Принимаем трансформатор типа 2хТМГ-100/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.

Расчетная мощность остальных ТП 10/0,4 кВ определяется аналогично и представлена в приложении 1.

Расчетная нагрузка остальных потребителей представлена в таблице 2.1.2

Таблица 2.1.2

Расчетная нагрузка потребителей

ПотребительPР, кВтВЛ «Подол»Замоставица70,3Бараново180,6Малое Безруково219,4Протасово131,1Дорожково82,4Данилово119,7Сергеево73,9Подол72,4Итого по ВЛ720ВЛ «Югский»Бурцево138,92Еловино178,5Юшково76,36Емельяново317,4Воронино282Кобыльск322,87Спицыно200,03Югский174,75Слободка72,21Рыбино76,36Итого по ВЛ1478ВЛ «Шонга»Маслово221,72Падерино292,16Барбалино160,5Шонга223,56Шилово126,99Шатенево160,5Емельянов Дор126,16Итого по ВЛ1022ВЛ «Голузино»Шартаново62,4Наволок264,8Чирядка198,4Звезда125,8Курилово168,3Итого по ВЛ697ВЛ «Дорожково»Воинская часть271,6Черная374,24Дорожково544,7Попово82,4Шатенево204,3Итого по ВЛ1108ВЛ «Захарово»Японский поселок308,8Красавино63Недуброво343,8Продолжение таблицы 2.1.2.ПотребительPР, кВтКняжигора61,6Киркино211,5Ваганово75,2Берсенево216,9Гаражи103,6Мохово194,4Заузлы140,4Захарово95,9Итого по ВЛ1377ВЛ «Кичменьга»Раменье55,5Решетниково124,5Торопово200,36Новое Торопово197,54Слобода62,25Макараво82,8Лобаново100,5Подгорка60Поволочье135,24Сорокино163,5Итого по ВЛ963ВЛ «Пыжуг»Нижняя Ентала73,87Верхняя Ентала182,25Нижний Енангск64,5Окончание таблицы 2.1.2.ПотребительPР, кВтВерхний Енангск72Бакшеев Дор203,35Пыжуг67,5Итого по ВЛ430Итого:7779

Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ: кВт.

.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции.

Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв Pp. за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.

Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:

, кВт, (2.6)

где - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.1 для летнего и зимнего суточных графиков соответственно.

Таблица 2.2.1

Результаты расчета нагрузок для суточных графиков

T, чЛетний периодЗимний периодРi, кВтРi, кВт13889,54667,423889,54667,434278,454667,443889,54667,454667,45056,3565445,35445,376223,25834,2586223,27001,197001,17390,051077797390,05117390,057001,1127390,056612,15137001,16612,15147001,16612,15157390,056612,15167390,057001,1177390,057001,1187390,057779T, чЛетний периодЗимний периодРi, кВтРi, кВт196612,157390,05206223,27001,1215834,256612,15225834,255445,3235056,355445,3244667,44667,4

По данным таблицы 2. построены суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периода (рисунок 2.1) и (рисунок 2.2).

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок для летнего периода

Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузок для зимнего периода

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:

, (2.6)

где и - продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.

Результаты расчётов сведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2

Результаты расчетов продолжительности действий нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно

Ступень графикаМощность ступени Рi, кВтПродолжительность действия нагрузки ti, чР17779365Р273901790Р370011495Р466121165Р55834530Р65445765Р75056365Р846671330Р96223495Р104278165Р113889495

Годовой график нагрузки представлен на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Годовой график нагрузки

.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

Потребляемая электроэнергия за год:

, МВт∙ч, (2.7)

где Pi - мощность i-ой ступени графика, МВт;

ti - продолжительность ступени, ч.

= 7,77·365+7,39·1790+7·1495+6,61·1165+5,83·530+5,44·765+5·365+

+4,66·1130+6,22·495+4,27·165+3,88·495 = 54276,15 (МВт·ч).

Средняя нагрузка подстанции за год:

, МВт∙ч (2.8)

(МВт)

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч, (2.9)

(ч).

Время наибольших потерь:

, ч, (2.10)

(ч).

.3 Определение расчётной мощности подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К10 = 1,25). Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается в пределах 0,5% от мощности ПС. Расчетную мощность подстанции определим по формуле:

Sрасч.п/с = (Sрасч+0,005×Sрасч.)×К10, (2.11)

где Sрасч. = РрΣ /cosj - расчетная мощность нагрузки подстанции, кВ×А.

Подставляя численные значения в (2.11), получаем:

Sрасч.п/с = ((7779/0,83)+0,005×(7779/0,83)) ×1,25 = 11761,8 (кВ∙А).

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 110/10 кВ

Среди потребителей присутствуют электроприемники 1 и 2 категории надежности. Согласно ПУЭ, электроприёмники первой категории должны иметь электроснабжение от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, поэтому выбираем к установке два трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции рекомендуется установка трансформаторов одинаковой мощности; мощность трансформаторов определяется исходя из расчетной мощности подстанции и коэффициента загрузки:

, кВ∙А. (3.1)

где N - число трансформаторов;

КЗ - коэффициент загрузки (КЗ = 0,7).

(кВ∙А).

Рассмотрим несколько возможных к установке вариантов трансформаторов:

вариант - 2х ТМН-6300/110/10;

вариант - 2х ТДН-10000/110/10;

вариант - 2х ТДН-16000/110/10.

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:

, (3.2)

Подставляя численные значения в (3.2) получаем = 0,93, = 0,58,

Для всех рассматриваемых вариантов систематическая перегрузка при нормальном режиме работы отсутствует.

Проверим трансформаторы на возможность работы в аварийном режиме.

Допустимый коэффициент аварийной перегрузки находим по [5] исходя от h = 24 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика qохл = -10,80 0С: для варианта 1 - Кав.доп. = 1,5; для вариантов 2,3 - Кав.доп. = 1,5.

Коэффициенты аварийной перегрузки определяются по формуле:

(3.3)

Подставляя численные значения в (3.3) получаем следующие соотношения расчетных и допустимых коэффицентов аварийной перегрузки для рассматриваемых вариантов:

;

;

.

Вариант 1 по условию аварийной перегрузки не проходит.

Выполним технико-экономическое сравнение вариантов 2 и 3.

Технико-экономического сравнение вариантов производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определяем по формуле

ЗΣ = (Е+На)·К+ИΔW+ИОБСЛ., тыс.руб./год, (3.4)

где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е = 0,160), год;

К - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;

ИΔW - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

На - норма амортизационных отчислений (На = 0,035), год;

ИОБСЛ. - затраты на обслуживание тыс. руб.

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

К = Цо ( 1 + σт + σс + σм), тыс.руб., (3.5)

где Цо - оптовая цена оборудования, тыс. руб;

σт - коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

σт = 0,005,

σс - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (σс = 0,020);

σм - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, σм = 0,100.

По (3.5) определяем капитальные затраты для варианта 2:

К(2) = 10000,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 11250,000 (тыс. руб.).

Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:

ИΔW.тр. = С0·(Nтр·∆Рхх·Тг + кз2·∆Ркз·τn∙ Nтр ), тыс. руб./год, (3.6)

где Тг - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;

С0 - стоимость электроэнергии, кВт×ч (тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах С0 = 2,68 руб./кВт×ч);

Nтр - количество трансформаторов, шт.;

кз - коэффициент загрузки;

∆PХХ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;

∆PКЗ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;

t - время максимальных потерь, ч.

По (3.6) определяем потери в трансформаторе для варианта 2:

ИΔWтр.(2) = 2,850 (2·18,000·8760 + 0,4902 ·60·5840,049∙2) =

= 1378,327 (тыс. руб).

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:

Иобсл = (Нобсл + Нрем)∙Кн, тыс. руб/год, (3.8)

где Кн - капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;

Нобсл, Нрем - нормы отчислений на ремонт и обслуживание, %

(Нобсл = 0,010, Нрем = 0,029).

По (3.8) определяем затраты на обслуживание и ремонт для варианта 2:

Иобсл(2) = (0,010 +0,029)∙ 11250,000 = 438,750 тыс. руб./год.

По (3.4) определяем приведенные затраты для варианта 2:

ЗΣ(2) = (0,035+0,160)∙ 11250+1378,327+438,750 = 4010,827, тыс. руб./год.

Для варианта 3 расчет ведется аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

ПараметрРазмерностьвариант 2вариант 32х ТДН-10000/1102х ТДН-16000/110КЗ-0,4900,310DРХХкВт18,00021,000DРКЗкВт60,00090,000N∙Рхх∙ТкВтÌч315360,000367920,000N∙Ркз∙кз2tкВтÌч168263,489101021,166ΔWкВтÌч483623,489468941,166ИΔW.тртыс. руб.1378,3271336,482Ктыс. руб.1125018000Иобсл.тртыс. руб.438,750702ЗΣтыс. руб.4010,8275548,482

Затраты на вариант 3 больше, кроме того он характеризуется слишком низким коэффициентом загрузки в нормальном режиме работы (КЗ = 0,31).

Таким образом, окончательно к установке принимаем 2-й вариант: 2х ТДН-1000/110/10.

4. Расчет ВЛ-10 кВ

Для воздушных линий сельскохозяйственных потребителей выбор проводов осуществляется по следующим условиям:

1)по номинальному току:

Iн ≥ Iр = , (4.1)

2)по экономической плотности тока:

Fр = , (4.2)

где Jэк = 1,1 - экономическая плотность тока для сельскохозяйственных потребителей, согласно [1].

Выбранный провод должен проверяться на допустимые потери напряжения:

ΔU% = <10% (4.3)

где l - длина линии, км;

Ro, Xo - активное удельное и реактивное сопротивление проводника, Ом.

φ линии = arctg (Qлинии/Pлинии) (4.4)

4.1Расчет нагрузок на магистралях линий

Расчет нагрузок для участков линий проведен в разделе 2. Результаты расчетов приводятся в приложении А. В качестве примера рассматриваем ВЛ - 10 кВ «Подол», для этой ВЛ результаты расчетов нагрузок по участкам сведены в таблицу 4.1.1. Схема ВЛ приведена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Схема ВЛ - 10 кВ «Подол» с нагрузками

Таблица 4.1.1

Расчетные нагрузки по участкам

ПотребительSР, кВАSтр, кВАВЛ ПодолЗамоставица84,7100Бараново217,6250Малое Безруково221,3250Протасово1582х100Дорожково99,3160Данилово144,2160Сергеево89,0100Подол87,2100

В соответствие с рисунком 4.1 рассчитываются токи и нагрузки на магистрали и отпайках линии. Суммирование мощностей производим с учетом коэффициента одновременности. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.2.

Таблица 4.1.2

Расчет токов и нагрузок отпаек и магистрали

УчастокSн,, кВАIуч,, А8-7S1,8 = 8757-6Σ(S1.7, S1.8) = 1719,86-5Σ(S1.8, S1.7, S1.6) = 28416,45-4Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5) = 36020,84-3Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4) = 45926,53-2Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3) = 63836,82-1Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2) = 80046,21-0Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2, S1.1) = 85549,4

.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения

Сечение проводов в сельских воздушных линиях напряжением 10кВ выбираются в соответствии с рекомендацией ПУЭ о выполнении магистрали ВЛ проводами неизменного сечения и не менее 50 мм2.

Принимается к выполнению магистраль воздушной линии 10кВ проводом СИП-3 сечением не менее 50 мм2, а отпайки проводом СИП-3 сечением не менее 35 мм2.

Определяются потери напряжения на участках линии 10кВ.

Для самонесущих изолированных проводов типа СИП реактивное сопротивление не нормируется. Поэтому потери напряжения рассчитываются без учета реактивной составляющей.

В качестве примера рассмотрим определение потерь напряжения для участка линии 8-7 (к ТП 1.8 «Подол»). Участок выполнен проводом СИП-3 сечением 35 мм2, которому соответствует:o7-8 = 0,641 Ом/км,

S7-8 = 104 кВА, Р7-8 = 86,3 кВт, Q7-8 = 70,2 квар;

L7-8 = 0,95 км, Uном = 10000 В;

Fр = ;

ΔU7-8 = = 0,05 %.

Выбираем сечение участка линии Fуч.р 35 мм2.

Выбор сечения и определение потерь напряжения на других участках линии выполняется аналогично, результаты расчетов сведены в таблицу 4.2.1

Таблица 4.2.1

Выбор сечения проводов ВЛ «Подол»

УчастокSуч. кВ·АIуч., АFуч.р., мм2Принятое сечение, мм2R уч.o , Ом/кмl уч. ,кмΔU1.8, %8-78755350,8680,950,057-61719,89350,8681,50,146-528416,415350,8681,30,205-436020,819350,8681,250,254-345926,524350,86810,253-263836,834500,6412,450,852-180046,242500,6411,30,571-085549,445500,64120,932,31

Расчет по остальным линиям 10 кВ аналогичен расчету ВЛ-10 кВ «Подол», результаты расчета сведены в таблицу 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Выбор сечения проводов линий 10 кВ

УчастокSуч. кВ·АIуч., АFуч.р. мм2Принятое сечение, мм2R уч.o , Ом/кмl уч. ,кмΔU, %ВЛ-10 кВ «Югский»10-0172099,490950,3210,254,8ВЛ-10 кВ «Шонга»7-011987063700,44310,254,62ВЛ-10 кВ «Голузино»5-08144743500,6417,253,22ВЛ-10 кВ «Дорожково»5-011406660700,4438,253,54ВЛ-10 кВ «Захараво»11-016099385950,32012,15,3ВЛ-10 кВ «Кичменьга»10-0113065,359700,443125,11ВЛ-10 кВ «Пыжуг»6-063036,433500,64112,34,22

ВЛ 10 кВ выполняем на деревянных опорах. Линейная арматура производства ЗАО «МЗВА», штыревые изоляторы фарфоровые, подвесные - стеклянные.

5. Выбор и сравнение вариантов схемОРУ ВН

При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать несколько основных факторов:

требуемая надежность работы РУ;

коммутация высоковольтных линий, трансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения присоединений или с отключением присоединений при соответствующем обосновании и согласовании;

наглядность, удобство эксплуатации, компактность и экономичность;

ремонтопригодность;

стоимость РУ.

В соответствии с задачами электроснабжения разрабатываемая подстанция является проходной. Подстанция имеет два трансформатора и две отходящие ВЛ 110 кВ. Для ПС 35, 110 и 220 кВ на стороне ВН при четырех присоединениях (2ВЛ+2Т) и необходимости осуществления секционирования сети применяются мостиковые схемы

Для проходных двухтрансформаторных ПС с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при КЗ (повреждении) на ВЛ в нормальном режиме работы ПС рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (рисунок 5.1). При необходимости сохранения транзита при КЗ (повреждении) в трансформаторе рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (рисунок 5.2.)

Принимая во внимание тот факт, что КЗ на воздушных линиях происходят реже, чем в трансформаторах, принимаем схему ОРУ - мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Рисунок 5.1 - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Рисунок 5.2 - Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания проводится для выбора и проверки параметров основного силового оборудования, а также для выбора уставок необходимых средств релейной защиты и автоматики.

В соответствии с [7] введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих в него существенных погрешностей:

линейность всех элементов схемы;

приближенный учёт нагрузок;

пренебрежение активными сопротивлениями при X / R > 3;

симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

токи намагничивания трансформаторов не учитываются.

Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .

.1 Расчётная схема установки

Рисунок 6.1 - Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет токов КЗ. Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения представлена на рисунке 6.1.

.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров

Схема замещения для нормального режима работы представлена на рисунке 6.2. Расчет проводится в относительных единицах.

Рисунок 6.2 - Схема замещения для нормального режима работы

За базисную мощность принимаем мощность трансформатора:

Sб = Sтр-р = 10 МВ×А

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений:

ВН: Uб,I = 115 кВ;

(кА)

НН: Uб,II = 10,5 кВ;

(кА)

Параметры энергосистем.

Мощность трехфазного короткого замыкания:

, МВ·А, (6.1)

где IкзВН - ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения, кА.

(МВ·А)

(МВ·А)

Сопротивления линий электропередач:

W1:

= 0,27 Ом/км; Ом/км.

Значения сопротивлений всех других линий определяются аналогично и приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Сопротивления линий

Обозначение параметраЗначение параметра для линииW1W2W3W4W5W6W7W8W9W10UНОМ, кВ1101101010101010101010Сечение провода1201209570507095705050 , Ом/км0,270,270,320,4430,6410,4430,320,4430,6410,641 , Ом/км0,3650,365-------- , км272110,2510,257,258,2512,11212,311,70,0050,0040,290,410,420,330,350,480,710,680,0070,0058--------0,080,0070,290,410,420,330,350,480,710,68

Трансформаторы Т1, Т2:

Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем активное сопротивление обмоток трансформатора.

.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для следующих возможных режимов работы сети:

Нормальный режим работы (максимальный), когда по стороне 110 кВ осуществляется транзит мощности (Q1 включен), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.

Минимальный, когда линия W1 отключена (W1, так как режим минимума подразумевает питание подстанции от энергосистемы с меньшим значением Sk(3), т.е. в данном случае С1), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.

Ток трехфазного короткого замыкания:

, (6.5)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

, кА.(6.6)

Ударный ток в точке КЗ:

где - ударный коэффициент.

Ударный коэффициент определяется по формуле:

, (6.8)

где - расчётная постоянная времени, учитывающая затухание амплитуды периодической составляющей тока КЗ.

Постоянная времени определяется из выражения:

с, (6.9)

где и - суммарные сопротивления схемы замещения, в которую все элементы введены соответственно только индуктивными и только активными сопротивлениями.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

В качестве примера рассмотрен расчет токов КЗ в точке К1.

Максимальный режим.

Преобразуем схему замещения к простейшему виду. Простейшей называется схема, в которой каждый источник э.д.с. связан с местом повреждения через одно сопротивление.

Изначально схема замещения для расчета точки К1 имеет вид, представленный на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Начальная схема замещения для расчета точки К1

Сложим сопротивления последовательно соединенных ветвей 0 - 1 и 1 - 2, 2 - 3 и 3 - 0:

Z5 =

Z6 = .

Полученная в результате такого преобразования схема является простейшей и представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 - Начальная схема замещения для расчета точки К1

Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

Суммарный ток к. з. в точке К1:

Определим ударный ток в точке К1.

Постоянная времени первой ветви:

Ударный коэффициент:

Тогда, ударный ток 1-ой ветви:

Постоянная времени 2-ой ветви:

Ударный коэффициент:

Тогда, ударный ток 2-ой ветви:

Суммарный ударный ток трехфазного к. з. для точки К1:

Расчеты для других точек проводятся аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2

Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка КЗМаксимальный режимМинимальный режимZ,кАiу, кА,кАZ,кАкАiу, кАК10,0573,858,513,30,0202,4512,16,6К20,0573,858,513,30,0202,4512,16,6К30,124,5710,873,930,134,323,7110,73К40,124,5710,873,930,134,323,7110,73К50,291,845,071,580,291,831,585,08К60,411,313,621,120,411,301,123,62К70,421,283,531,100,421,271,093,54К80,331,624,471,390,331,611,394,48К90,351,534,221,310,351,521,314,23К100,481,123,100,960,481,110,963,10К110,710,762,110,650,710,760,652,11К120,680,792,200,680,680,790,682,20

.4 Расчет токов замыкания на землю

Расчет токов замыкания на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов. Согласно ПУЭ, компенсация предусматривается в нормальном режиме в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные опоры на воздушных линиях, и во всех сетях 35 кВ, при емкостном токе более 10 А.

Ток однофазного замыкания на землю в соответствии с [8], с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, рассчитываем по формуле:

Iз(1) = 3 ∙ U

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.