Система электроснабжения сельскохозяйственного района

Тип:
Добавлен:

Содержание

Введение

1. Расчет электрических нагрузок основных электропотребителей. компенсация реактивной мощности

1.1 Расчет электрических нагрузок

.2 Расчет и выбор компенсирующих устройств

.3 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика

. Выбор типа КТП, типов и мощности трансформаторов

. Расчет и проектирование линий 10 кВ

.1 Выбор и проверка провода

.2 Выбор длины пролета и расчет количества опор ВЛ - 10 кВ

. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов районной трансформаторной подстанции

.1 Выбор количества и мощности трансформаторов

.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)

. Расчет токов КЗ

.1 Общие положения

.2 Составление расчётной схемы электроустановки

.3 Определение параметров схемы замещения

.4 Расчет токов короткого замыкания

.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме

.4.2 Расчет короткого замыкания в минимальном режиме

.5 Проверка ЛЭП на термическую стойкость

. Выбор основного оборудования РТП

.1 Выбор выключателей и разъединителей

.1.1 Выбор аппаратуры на стороне 110 кВ

.1.2 Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

6.2 Выбор предохранителей, трансформаторов тока и напряжения

6.2.1 Выбор предохранителей

.2.2 Выбор трансформаторов тока

.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения

.4 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформатора

.5 Выбор шин

7. Проектирование релейной защиты и автоматики (РЗиА)

7.1 Релейная защита линий 10 кВ

7.1.1 Расчет уставок защит

.1.2 Оценка чувствительности

.1.3 Расчет уставок защиты линии 10 кВ - W8 («Добрец»)

7.2 Защита силовых трансформаторов

7.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов (ДЗТ)

.2.2 Максимальная токовая защита от внешних КЗ

7.2.3 Защита от перегрузки

7.2.4 Газовая защита

7.3 Устройства автоматики подстанции

7.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

8. Собственные нужды подстанции

. Расчет заземляющего устройства (ЗУ) подстанции. Выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющийся к напряжению прикосновения. подключение приемников к ЗУ

.1 Расчет ЗУ подстанции

9.2 Выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющих к напряжению прикосновения

10. Внедрение системы АСКУЭ

.1 Учет электроэнергии

.2 АСКУЭ промышленного предприятия

.3 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по импульсным каналам

.4 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по цифровым каналам

. Экономическая часть ВКР

.1 Определение сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения

.2 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

. Мероприятия по экономии энергоресурсов

.1 Эффективность установки ККУ - 10

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

В условиях необходимости роста объёмов производств и развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно-промышленных комплексов приводит к росту электрических нагрузок, что вызывает необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая.

Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения.

Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей - недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием и большая протяжённость линий 10 кВ. Часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Темой выпускной квалификационной работы является проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района. Основными потребителями электроэнергии является ООО «Шекснинский бройлер» и индустриальный парк Шексна, а также жилой сектор. Главным источником питания всех потребителей является районная трансформаторная подстанция (РТП) 110/10 кВ. Строительство (РТП) позволит максимально приблизить высшее напряжение 110 кВ к центру потребления электроэнергии, что уменьшает протяжённость линий 10 кВ и улучшает качество электроэнергии.

Питание РТП производиться от двух ВЛ - 110 кВ. Данная подстанция является отпаечной. ВЛ - 110 кВ транзитные, то есть возможность подачи напряжения с двух сторон, тем самым обеспечивается требуемая надёжность электроснабжения.

ООО «Шекснинский бройлер» и индустриальный парк Шексна относятся к потребителям второй категории надежности, жилой сектор - третьей категории.

Данные по линииям электропередач (ЛЭП) 10 кВ приведены в таблице 1, план расположения на чертеже 1.

Таблица 1 - Характеристики ВЛ - 10 кВ

Наименование ЛЭПТип ЛЭПL, км∑Sн.тп, кВАcosφkзКатегория надежностиПТФ - 1 КЛ26300,80,7IIПТФ - 2 ВЛ2,59600,80,7IIПТФ - 3 ВЛ214400,80,7IIПТФ - 4 КЛ26300,80,7IIПТФ - 5 ВЛ2,51600,80,7IIПТФ - 6 ВЛ210300,80,7IIПарк - 1 ВЛ1020000,850,7IIПарк - 2 ВЛ1020000,850,7IIДобрец ВЛ75600,90,6IIIТырканово ВЛ813200,90,65III

По картам районирования территорий РФ [1] определяем:

район по ветру I, нормативное ветровое давление 400 Па (скорость ветра 25 м/с);

район по гололеду II, с нормативной толщиной стенки гололеда 15 мм;

средняя продолжительность гроз от 20 до 40 часов, район с умеренной пляской проводов.

1. Расчет электрических нагрузок основных электропотребителей. компенсация реактивной мощности

1.1Расчет электрических нагрузок

По данным таблицы 1 находим расчетные мощности отходящих ЛЭП [2].

Полная расчетная мощность находится по формуле:

, кВ∙А, (1.1)

где ∑Sн.тп.i - суммарная номинальная мощность ТП подключенных к ЛЭП, кВА;з.i - коэффициент загрузки.

Активная расчетная мощность ЛЭП:

, кВт. (1.2)

Реактивная расчетная мощность:

, квар. (1.3)

Для примера рассчитаем ВЛ - 10 кВ Добрец:

(кВ∙А),

(кВт),

(квар).

Результаты расчетов для других ЛЭП приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Расчетные мощности ВЛ - 10 кВ

Наименование ЛЭП 10 кВPрасч, кВтQрасч, кварSрасч, кВА ПТФ - 1 352,8264,6441ПТФ - 2 537,6403,2672ПТФ - 3 806,4604,81008ПТФ - 4 352,8264,6441ПТФ - 5 89,667,2112ПТФ - 6 576,8432,6721Парк - 1 1190737,51400Парк - 2 1190737,51400Добрец 302,4146,5336Тырканово 756366,1840Итого 6154,44025,67354

.2Выбор и расчет компенсирующих устройств

Расчет на основе [3], по данным из таблицы 1.1 определим cosφ по формуле:

, (1.4)

.

Определим мощность КУ по формуле:

, квар, (1.5)

где tgφ - естественный коэффициент мощности, для cosφ = 0,84 соответствует tgφ = 0,65;

tgφк - коэффициент мощности после компенсации, cosφ = 0,94 соответствует tgφ = 0,36;

а - коэффициент учитывающий повышение коэффициента мощности

мерами не требующими установки ККУ, а = 1.

(квар).

Компенсирующее устройство выбирается из условия:

QКУ ≤ QФ.КУ, квар, (1.6)

где QФ - фактическая мощность принятого компенсирующего устройства.

Выбираем ККУ типа УКЛ(П)57-10,5-900У1, в количестве 2 штук. Тогда фактическая мощность ККУ равна:

QФ.КУ=2∙900 = 1800 (квар),

,4 квар < 1800 квар.

Полная мощность, с учетом компенсации реактивной мощности, равна:

,кВ∙А, (1.7)

(кВ∙А).

1.3Определим среднюю нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика

На рис. 1.1 и 1.2 приведены суточный и годовой графики активной мощности.

На рис. 1.3 суточный график реактивной мощности в зимний период.

Расчет средней нагрузки, коэффициента заполнения графика.

Потребляемая электроэнергия за год определяется из [4] по формуле:

Рис. 1.1 - Суточный график активной мощности 1 - зимний период; 2 - летний период.

Рис. 1.2 - Годовой график активной мощности.

Wп = åPi ×Ti, кВт∙ч, (1.8.)

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

Ti - продолжительность ступени, ч.

Рис. 1.3 - Суточный график реактивной мощности 1 - без компенсации, 2 - реактивная мощность КУ.

Wп=6154,4×366+5785,1×183+4985,1×183+4800,4×183+4615,8×732+4431,2×1464+4246,5×183+4061,9×1098+3815,7×182+3692,6∙364+3446,5∙546+3261,8∙364+3077,2∙728+2892,6∙364+2707,9∙728+2461,8∙182+2338,7∙182+1907,9∙364=32145322 (кВт∙ч)

Средняя нагрузка подстанции за год:

кВт, (1.9)

(кВт).

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч, (1.10)

(ч)

Время потерь:

, ч, (1.11)

Коэффициент заполнения графика:

(1.12)

2. Выбор типа КТП, типов и мощности трансформаторов

Для обеспечения питания населенных пунктов выбираем КТПН тупикового типа с воздушным вводом.

Выбор типа и мощности трансформаторов КТП приведем на примере КТП «Деревня» по ВЛ - 10 кВ Добрец.

В деревне имеются следующие электропотребители:

жилые дома в количество Nд = 80 штук;

светильники уличного освещения Nсв = 10 штук;

водокачка, мощность Р = 4 кВт.

Рассчитаем расчетные активную и реактивную мощности по жилым домам [5]:

активная

, кВт, (2.1)

где Руст.д - установленная мощность одного дома, Руст.д = 2,2 кВт [5];

kо - коэффициент одновременности, kо = 0,28 [5].

(кВт),

реактивная

, квар, (2.2)

(квар).

Находим расчетные мощности для уличного освещения:

активная

, кВт, (2.3)

где Руст.св - установленная мощность одного светильника, Руст.св = 0,25 кВт [5];

(кВт),

реактивная, находится по формуле (2.2)

(квар).

Активная мощность водокачки Рв = 4 кВт, реактивную находим согласно формулы (2.2):

(квар).

Находим суммарные активные и реактивные мощности:

, кВт, (2.4)

, квар, (2.5)

(кВт),

(квар).

Тогда полная расчетная мощность КТП будет равна:

, кВ∙А, (2.6)

(кВ∙А).

Трансформаторы для КТП выбираем исходя из условия:

, кВ∙А. (2.7)

Рассмотрим два варианта:

. ТМГ - 63/10/0,4

,4 кВ∙А < 63 кВ∙А;

. ТМГ - 100/10/0,4

,4 кВ∙А < 100 кВ∙А.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов [3].

Полные затраты на обслуживание трансформатора определяются по выражению:

, тыс. руб. /г., (2.8)

где E - норма дисконта, /г.;

- полные капитальные затраты с учётом стоимости КТП;

- стоимость потерь в трансформаторе;

- затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию.

, тыс. руб. /г.,(2.9)

где Цтр - цена трансформатора, Цтр1 =85,79тыс. руб, Цтр2 = 89 тыс. руб;

- индекс цен оборудования (I=1);

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

- коэффициент учитывающий затраты на строительные работы, ;

- коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, .

Кн.тр1 = (тыс. руб. /г.),

Кн.тр2 = (тыс. руб. /г.).

, тыс. руб. /г., (2.10)

где - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, ;

- годовое число часов работы трансформатора, ;

- потери холостого хода, кВт, кВт;

- потери короткого замыкания, кВт, кВт;

τп - время максимальных потерь, τп = 3659 ч.

(тыс.руб. /г.),

(тыс.руб. /г.).

, тыс. руб. /г.,(2.11)

где - норма амортизационных отчислений, ;

- норма обслуживания оборудования, = 2,9% ;

- норма ремонта оборудования, = 1,0%.

(тыс. руб. /г.),

(тыс. руб. /г.).

(тыс. руб. /г.),

(тыс. руб.).

Выбираем КТП с трансформатором ТМГ - 100, так как затраты практически равны, а при данном варианте возможно дополнительное подключение потребителей.

Реальный коэффициент загрузки трансформатора равен:

(2.12)

.

Аналогично производим выбор и остальных трансформаторов для КТП по ВЛ - 10 кВ Добрец, результаты расчета приведены приложении 1 в таблице 1.1, а для ВЛ - 10 кВ Тырканово в таблице 1.2.

3. Проектирование и расчет линии 10 кВ

Проект ВЛ-10 кВ - это комплекс расчетных работ, оформленных документально; каждый элемент линий рассчитывается, исходя из условий эксплуатации и в строгом соответствии с требованиями нормативной документации. В частности, опоры и фундаменты под ними рассчитываются по методу предельных состояний, а выбор тросов определяется по методу допустимых напряжений. Все элементы воздушной линии постоянно пребывают под нагрузкой, поэтому проект ВЛ-10кВ должен выполняться так, чтобы элементы линий выдерживали усилие на разрыв, были стойки к электромеханическому и механическому воздействиям, имели достаточный запас прочности, препятствующий разрушению.

Воздушные линии 10 кВ широко распространенны в России, поскольку они имеют ряд преимуществ:

минимальный объем земляных работ при постройке;

простота в эксплуатации;

в ВЛ 10 кВ возможно использовать опоры для крепления линии 0,38 кВ, проводов радиосети, местной телефонной связи, наружного освещения, сигнализации и телеуправления;

более низкая стоимость ВЛ 10 кВ, чем у кабельной линии, примерно на 30% ниже.

При проектировании ВЛ - 10 кВ применяем провод типа СИП - 3 (самонесущий изолированный провод с токопроводящей жилой из алюминиевого сплава круглой формы, жила многопроволочная уплотненная).

Преимущества СИП:

при равнозначных капиталовложениях, ЛЭП с СИП требуют меньших эксплуатационных расходов;

уменьшение безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений (электрических, телефонных, воздушных линий);

высота над уровнем земли - 4 метра, для неизолированных проводов - 6 метров;

исключена возможность короткого замыкания между проводами фаз или на землю;

исключение опасности возникновения пожаров в случае падения проводов на землю;

высокая безопасность обслуживания - отсутствие риска поражения при касании фазных проводов, находящихся под напряжением; меньший вес и большая длительность налипания снега, повышенная надежность в зонах интенсивного гололедообразования, уменьшение гололедно-ветровых нагрузок на опоры;

снижение падения напряжения вследствие малого реактивного сопротивления;

сокращение объемов аварийно-восстановительных работ;

простота ремонтов, особенно при работах под напряжением;

снижение вероятности хищения электроэнергии и разрушения ЛЭП; безопасность работ вблизи ЛЭП.

.1 Выбор и проверка провода

Расчет приведем на примере ВЛ - 10 кВ «Добрец».

Согласно [1], сечение провода должно быть проверено по экономической плотности. Экономически целесообразное сечение определяется из соотношения:

, мм2, (3.1)

где jэк - нормированное значение экономической плотности, А/мм2, для СИП при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 часов jэк = 1,4 А/мм2.

Находим максимальный ток линии:

, А, (3.2)

где ΣSном.ктп - суммарная номинальная КТП подключенных к данной ВЛ, для ВЛ - 10 кВ «Добрец» ΣSном.ктп = 560 кВ.А;

Uном.нн - номинальное напряжение на шинах НН, питающей ПС, кВ

Uном.нн = 10 кВ.

(А),

(мм2).

Выбираем провод СИП-3 1 х 50, с Iдоп = 245 А.

Проверка по экономической плотности:

, мм2, (3.3)

,1 мм2 < 50 мм2.

Проверяем по допустимому току:

, А, (3.4)

,4 А < 245 А.

Для проверки на падение напряжения ВЛ найдем сопротивления провода СИП - 3 по формулам:

удельное активное сопротивление провода

, Ом/км; (3.5)

активное сопротивление ВЛ

, Ом, (3.6)

где lвл - длина линии, км для ВЛ - 10 кВ «Добрец» lвл = 7 км;

удельное реактивное сопротивление провода

, Ом/км, (3.7)

где zо - электрическое сопротивление провода, Ом/км, для СИП - 3 берется из [6], для F = 50 мм zо = 0,72 Ом/км;

реактивное сопротивление

, Ом. (3.8)

Тогда для ВЛ - 10 кВ «Добрец»:

(Ом/км),

(Ом),

(Ом/км),

(Ом).

Напряжение на шинах НН равно:

(кВ).

Напряжение в конце линии:

, кВ, (3.9)

(кВ).

Потери напряжения в линии находиться по формуле:

%, (3.10)

(%).

Потеря напряжения не превышает допустимые 5%.

Аналогично выбираем провода для других ВЛ - 10 кВ, результаты расчета приведены в приложении 2 в таблице 2.1.

.2 Выбор длины пролета и расчет количества опор ВЛ - 10кВ

Рассмотрим ВЛ - 10 кВ «Добрец»

Выбираем опоры со стойками марки СВ - 110. ВЛ - 10 кВ которые проходят в ненаселенной местности. Согласно расчетных таблиц [7], для данных климатических условий и провода СИП - 3 1х50 принимаем длину пролета

Lпр = 90 м.

Тогда количество опор будет равно:

, шт, (3.11)

(шт).

Принимаем Nоп = 78 штук.

Для остальных ВЛ данные приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Количество опор для ВЛ - 10 кВ.

Наименование ВЛ - 10 кВFст, мм2Lвл/Lоп м/мNоп , шт.Добрец 507000/9078Тырканово 708000/80100ПТФ 1702000/8025ПТФ 2502500/9028ПТФ 3952000/7527ПТФ 4702000/8025ПТФ 5502500/9028ПТФ 6702000/8025Парк 19510000/75134Парк 29510000/75134

4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов районной трансформаторной подстанции

.1 Выбор количества и мощности трансформаторов

При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ [3]. Расчетную мощность определим по формуле:

, кВ∙А, (4.1)

где Sтсн - расчетная мощность трансформатора собственных нужд, кВ∙А,

Sтсн = Sном.т ∙kз = 40 ∙ 0,9 =36 (кВ∙А); 10 - коэффициент роста нагрузок за 10 лет, k10=1,15.

(кВ∙А).

Расчетная активная мощность:

, кВт, (4.2)

(кВт).

Реактивную мощность находим по формуле (1.3):

(квар).

Так как от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы лишь со стороны ВН, то как правило, требуется установка не менее двух трансформаторов[1]. Поэтому выбираем два трансформатора. Приёмники I и II категории надёжности потребляют 80% мощности, по этому

Для двух трансформаторной подстанции:

, кВ∙А, (4.3)

(кВ∙А).

По [8] для двух трансформаторной подстанции 110/10 кВ принимаем два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформаторов:

. Вариант 2´ТМН - 6300/110/10.

. Вариант 2´ТДН - 10000/110/10.

Проверяем коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы по формуле (2.12):

,

.

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы, когда в работе 1 трансформатор:

,

.

Технические данные трансформаторов представим в таблице 3.1 из [8].

Таблица 3.1 - Технические данные трансформаторов

Тип тр-раSном, кВАUном, кВΔРхх, кВтΔРк, кВтΔUк, %Iхх, %Цена, тыс. рубВНННТМН-6300630011511134910,50,95000ТДН-10000100001151118,86010,50,857500

4.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)

Технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов производим по формулам (2.8) - (2.11).

Полные капитальные затраты с учетом стоимости трансформатора (2.9):

(тыс. руб./г.),

(тыс. руб./г.).

Стоимость потерь в трансформаторе (2.10):

(тыс. руб./г.),

(тыс. руб./г.).

Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию (2.11):

(тыс. руб./г.),

(тыс. руб./г.).

Полные затраты на обслуживание трансформатора (2.8):

(тыс. руб./г.);

(тыс. руб./г.).

Разница в затратах составляет:

, %, (4.4)

(%).

Так затраты различаются более чем на 5%, то выбираем трансформатор с наименьшими затратами, т.е. ТМН - 6300/110/10.

5. Расчет токов КЗ

.1 Общие положения

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для быстрого восстановления нормального электроснабжения необходимо правильно рассчитать токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

Трехфазное КЗ является расчетным для выбора или проверки параметров электрооборудования.

Для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение несимметричных токов КЗ. Расчет токов КЗ с учетом всех элементов системы сложен, поэтому для решения большинства практических задач вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчетную схему;

трехфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются ёмкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельных сетях;

не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети.

5.2 Составление расчётной схемы электроустановки

Расчетная схема сети представлена на рис. 5.1

Рис.5.1 - Расчетная схема сети

Схема замещения сети представлена на рис. 5.2

Рис. 5.2 - Схема замещения сети

5.3 Определение параметров схемы замещения

Расчет производится в именованных единицах [4]

Напряжение основной ступени (UОСН) принимается равным напряжению ступени НН (UВН):

.

Определяем параметры систем, по данным токов КЗ.

С1: Imax.3ф = 28692 А, Imin.3ф = 19379 А, Uс = 115 кВ.

С2: Imax.3ф = 8583 А, Imin.3ф = 4526 А, Uс = 115 кВ.

Сопротивление системы определяем по формуле:

, Ом, (5.1)

где - коэффициент трансформации, определяемый в направлении от основной ступени напряжения к той, которая подлежит приведению, .

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом).

ЭДС системы равно:

Ес1 = Ес2 = Uс = 115 кВ.

Так как проектируемая подстанция имеет два источника питания, то для расчетов токов КЗ разделим ВЛ - 110 кВ на две части:

W1(W2): W1.1(W2.1) с длиной линии L = 40 км; W1.2(W2.2) - L = 8 км.

ВЛ - 110 выполнена проводом АС - 150.

Находим параметры ВЛ - 110, приведенные к 10 кВ:

удельное активное сопротивление провода равно Ом/км;

активное сопротивление:

, Ом, (5.2)

(Ом),

(Ом).

удельное реактивное сопротивление провода равно Ом/км.

, Ом, (5.3)

(Ом),

(Ом).

Рассчитаем параметры силовых трансформаторов по формулам:

активное сопротивление:

, Ом, (5.4)

(Ом).

полное сопротивление:

, Ом, (5.5)

(Ом).

реактивное сопротивление:

, Ом, (5.6)

(Ом).

Параметры ВЛ - 10 кВ рассчитаны в разделе 3.1 и приведены в таб. 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры ВЛ - 10 кВ

Наименование ВЛ - 10 кВОбозначение rвл,Омхвл,ОмДобрец W84,412,45Тырканово W103,61,6ПТФ 1W40,90,4ПТФ 2W111,580,88ПТФ 3W50,660,3ПТФ 4W120,90,4ПТФ 5W71,580,88ПТФ 6W130,90,4Парк 1W63,31,5Парк 2W93,31,5

По формулам (3.1) - (3.4) выберем КЛ - 10 кВ для КУ 1(W3) и КУ 2(W14):

(А),

(мм2).

Выбираем кабель марки АВВГнг - 10, 3 х 50, с Iдоп = 105А

А < 105А.

Рассчитаем параметры W3 (W14):

Ом/км, Ом/км, L = 0,07 км.

(Ом),

(Ом).

5.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для двух режимов: максимальный и минимальный. За минимальный режим принимается режим с нормально отключенным секционным выключателем и питанием от системы С1. За максимальный режим принимается режим с включенным секционным выключателем и питанием от системы С2.

Находится начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:

кА, (5.7)

где E - суммарная ЭДС;

- суммарное сопротивление до точки КЗ.

Далее находится значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле:

, кА, (5.8)

где Куд - коэффициент ударности.

, (5.9)

где Та - постоянная времени.

(5.10)

Для минимального режима ударный ток не рассчитывается, т.к. выбор аппаратуры проверяется по ударному току в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находится ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:

, кА. (5.11)

.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме

По формулам (5.7) - (5.10), произведем расчет для точки К1(К2):

(кА).

Найдем ток КЗ приведенный к стороне 110 кВ:

, кА, (5.12)

(кА),

(с),

,

(кА).

Результаты расчетов для других точек приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Расчет токов КЗ в максимальном режиме

Номер точки∑r, Ом∑х, Ом, кАТа, сКудiуд, кАК16,5∙10-375∙10-37,370,0371,7618,29К26,5∙10-375∙10-37,370,0371,7618,29К374,5∙10-30,9926,10,0421,7915,4К474,5∙10-30,9926,10,0421,7915,4К50,11750,9986,030,0271,6914,37К60,97451,3923,570,00451,115,59К70,73451,2924,090,00561,176,75К83,37452,4921,450,00241,022,09К91,65451,8722,430,00361,063,63К104,48453,4421,070,00241,021,54К113,37452,4921,450,00241,022,09К123,67452,5921,350,00221,011,92К131,65451,8722,430,00361,063,63К140,97451,3923,570,00451,113,96К150,97451,3923,570,00451,113,96К160,11750,9986,030,0271,6914,37

.4.2 Расчет короткого замыкания в минимальном режиме

По формулам (5.7) и (5.11), произведем расчет для точки К1(К2):

(кА).

Найдем ток КЗ приведенный к стороне 110 кВ по (5.12):

(кА),

(кА).

Результаты расчетов для других точек приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Расчет токов КЗ в минимальном режиме

Номер точки∑r, Ом∑х, Ом, кА, кАК10,0670,1553,282,84К20,0670,1553,282,84К30,8061,9883,032,62К40,8061,9883,032,62К50,8491,9942,82,42К61,7062,3882,31,99К71,4662,2882,482,15К84,1063,4881,231,06К92,3862,8681,81,56К105,2164,4380,950,82К114,1063,4881,231,06К124,4063,5881,161К132,3862,8681,81,56К141,7062,3882,31,99К151,7062,3882,31,99К160,8491,9942,82,42

.5 Проверка ЛЭП на термическую стойкость

Расчет производиться по формуле:

, мм2, (6.13)

где С - постоянная, принимающая значение для СИП - 3 С=;

Та.ср - усредненное значение времени затухания свободных токов КЗ, Та.ср = 0,02 с;

- время срабатывания выключателя, с, для ВВ/ТЕL - 10 с.

Для примера рассчитаем ВЛ - 10 кВ «Добрец»:

(мм2) < ,

данный провод проходит по термической стойкости.

Результаты проверки остальных ЛЭП приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Проверка ЛЭП - 10 кВ на термическую прочность

Номер ЛЭПW3506,030,132,1W4703,570,119,2W5954,090,122W6951,450,17,8W7502,430,113,1W8501,070,15,7W9951,450,17,8W10701,350,17,3W11502,430,113,1W12703,570,119,2W13703,570,119,2W14506,030,132,1

6. Выбор основного оборудования РТП

Выбор электрических аппаратов и проводников производится на основе сформулированных для них расчетных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемого и осваиваемого перспективного электрооборудования.

На стороне 10 кВ предусмотрена установка вакуумных выключателей серии BB/TEL в КРУН-10 серии К-59.

6.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

. По напряжению:

, кВ. (6.1)

. По длительному току:

, А. (6.2)

. По отключающей способности:

на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

, кА, (6.3)

, кА, (6.4)

гдеIпр.скв - действительное значение предельного сквозного тока КЗ;

- начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

кА2 ·с, (6.5)

где - предельный ток термической стойкости;

tтерм - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

6.1.1 Выбор аппаратуры на стороне 110 кВ

Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле:

кА2 ·с, (6.6)

гдеТа - постоянная времени, Та=0,02 с;

tоткл - справочная величина.

с, (6.7)

гдеtрз.осн - время действия основной релейной защиты, с;

tв.осн - полное время отключения выключателя, с.

Длительный ток определяем по формуле:

, А, (6.8)

(А).

На стороне 110 кВ устанавливаются элегазовые выключатели ВЭБ-110/31,5/630У1.

Выбор и обоснование выбора выключателей и разъединителей на стороне ВН приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Результаты расчета и технические данные аппаратуры

Условия выбораЧисленное значениеТип оборудованияВыключатель ВЭБ-110/31,5/630У1Разъединитель РДЗ - 1 (2) - 110/1000Uном ≥ UустUном =110 кВUном =110 кВUном =110 кВIном ≥ Iраб.maxIраб.max = 39,8 АIном = 1250 АIном = 1000 АIоткл ≥ IкзIкз = 7,37 кАIоткл = 40 кА-Iпр.скв ≥ iудiуд = 18,29 кАIпр.скв = 50 кАIпр.скв = 40 кАI2·t ≥ ВкВк = 10,08 кА2 ·сI2·t = 7500 кА2·сI2·t = 4800 кА2·с

6.1.2 Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

Определим значение длительного тока на вводах НН:

(А).

Выбор и обоснование выбора выключателей на стороне НН приведены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчета и технические данные аппаратуры

Условия выбораЧисленное значениеТип оборудованияВыключатель BB/TEL-10-20/1000 У2Uуст ≥UномUном =10 кВUном = 10 кВIном ≥ Iраб.maxIраб.max = 437,5 АIном = 1000 кАIоткл ≥ IкзIкз = 6,1 кАIоткл = 20 кАIпр.скв ≥ iудiуд = 15,4 кАIпр.скв

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.