Проект районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ

Введение

электронагрузка подстанция трансформатор

Приоритетами Энергетической стратегии России на период до 2020 года, утвержденной Правительством РФ, являются повышение эффективности использования энергии как средства снижения энергоемкости производства и в целом затрат на собственное энергообеспечение, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду и реализация концепции устойчивого развития. Развитие экономики России неразрывно связано с повышением эффективности использования энергоресурсов. Особое значение для укрепления энергетической безопасности государства имеет внедрение энергосберегающих технологий во все сферы деятельности человека. Недостаток энергоресурсов и необходимых видов энергии может стать тормозом в развитии отечественной экономики, которые в настоящее время демонстрируют положительную динамику. Повышение энергоэффективности - наиболее конструктивное решение данной проблемы.

1. Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии

Расчет электрических нагрузок выполняется для определения суммарной максимальной мощности всех потребителей электроэнергии на подстанции. По полученным результатам будет произведен выбор мощности силовых трансформаторов.

Весь расчет сводится в таблицу.

Рассчитывается реактивная мощность потребителей Qм, Мвар по формуле:

         (1.1)

tgц - коэффициент мощности;

Рм - активная мощность, МВт.

Рассчитывается полная мощность потребителей Sм, МВА по формуле:

     (1.2)

Аналогично проводится расчёт для всех потребителей электроэнергии и сводится в таблицу 1.1.

Рассчитывается суммарная активная нагрузка на шинах низшего напряжения Р_åНН, МВт по формуле:

                                                                        (1.3)

где N - количество потребителей на шинах одного напряжения

Суммарная реактивная нагрузка на шинах низшего напряжения Q_åНН, Мвар определяется по формуле:

                                                                      (1.4)

Суммарная полная мощность потребителей на шинах низшего напряжения S_∑НН, МВА рассчитывается по формуле:

                                                          (1.5)

Аналогично проводится расчёт для среднего уровня напряжения и сводится в таблицу 1.1.

Суммарная трансформируемая нагрузка НН и СН напряжения S_∑ТР, МВА рассчитывается по формуле:

                                                                 (1.6)

Суммарная расчетная трансформируемая нагрузка S_{ТР РАСЧ}, МВА определяется по формуле:

                                                               (1.7)

Где k_см - коэффициент смещения максимумов

 МВА

Так как отсутствуют потребители на стороне ВН, то суммарная трансформируемая нагрузка и суммарная нагрузка подстанции будут совпадать.

Таблица 1. 1 - Расчет электронагрузок на шинах подстанции

Расход активной энергии Wа, МВт*ч определяется по формуле:

                                                                          (1.8)

Где Тма - годовое число часов использования максимума активной нагрузки.

 МВт*ч

Расход реактивной энергии Wр, Мвар*ч определяется по формуле:

                                                                         (1.9)

Где Тмр - годовое число часов использования максимума реактивной нагрузки.

 Мвар*ч

Аналогично проводится расчёт для всех потребителей электроэнергии и сводится в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Определение расхода электроэнергии потребителями РПП

. Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов

Для выбора числа главных понизительных трансформаторов определяется надёжность электроснабжения.

Надёжность электропитания в основном зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных элементов системы электроснабжения (линий, трансформаторов, электрических аппаратов и др.).

От проектируемой подстанции запитаны приемники I-II категории, поэтому число трансформаторов принимаем равным двум.

Выбор номинальной мощности трансформатора производится с учетом его перегрузочной способности:

    (2.1)

где S_НОМ.Т - номинальная мощность трансформатора;_{РАСЧ. Т} - расчетная мощность трансформатора.

Расчетная мощность трансформатора S_РАСЧ., МВА определяется по формуле:

        (2.2)

где S_{ТР.РАСЧ} - суммарная расчетная мощность, передаваемая через трансформаторы;_{п. ав} - допускаемый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме, равен 1,4.

 МВА

Предварительно выбираем трансформатор ТДТН 63000/110 У-1, проверяем выполнение условия (2.1)

МВА > 48,5 МВА

Определяем фактический коэффициент загрузки k_з.н. в номинальном режиме по формуле:

        (2.3)

где S_ном.т - номинальная мощность трансформатора.

Определяем фактический коэффициент загрузки k_з.ав. в аварийном режиме по формуле:

(2.4)

После выбора номинальной мощности трансформатора должно выполняться условие:

       (2.5)

,08 < 1,4

Для установки на подстанции выбираются два трансформатора серии ТДТН 63000/110 У-1 - трансформатор силовой трехфазный трехобмоточный, с РПН. Технические характеристики трансформатора приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические характеристики трансформатора ТДТН 63000/110

3. Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам

Проектирование главной схемы электрических соединений включает в себя два последовательных этапа:

)        составление структурной схемы (блок-схемы) (рисунок 3.1);

)        выбор схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех напряжений подстанции.

Рисунок 3.1 - Блок схема РПП

В мостиковых схемах транзит мощности осуществляется через рабочую перемычку с выключателем. Ремонтная перемычка служит для сохранения транзита при выводе в ремонт выключателя рабочей перемычки.

При повреждении трансформатора отключается только ближайший к нему выключатель. Транзит мощности через рабочую перемычку сохраняется. Поэтому схема применяется в случаях, когда передача транзита через подстанцию имеет большое значение для энергосистемы.

Согласно методическим указаниям [9] на сторонах ВН подстанций 35…220 кВ при необходимости секционирования линий и мощности трансформаторов до 63 МВА включительно применяются мостиковые схемы. В нашем случае для удобства ремонта любого выключателя в РУ 110 кВ и обеспечения надёжного транзита применяем схему 5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов).

Для РУ СН (35 кВ) применяем схему «Одна рабочая секционированная выключателем система шин», так как данная схема рекомендуется для применения в РУ 35 кВ и обеспечивает необходимое количество присоединений (в данном случае 4 присоединения для комбината полимеров).

На стороне НН (10 кВ) подстанции при двух трансформаторах, присоединённых к разным секциям согласно методическим указаниям [9] выбираю схему 10-1 (одна одиночная секционированная выключателем система шин). В нормальном режиме секции работают раздельно. Секционный выключатель срабатывает автоматически при авариях с одним из трансформаторов, чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатель снабжают устройством автоматического включения резервного питания (АВР).  

4. Расчет токов короткого замыкания

Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов короткого замыкания, а так же для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи короткого замыкания и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру, силовые кабели и шины. Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах.

Рисунок 4.1 - Схема замещения

Зададимся базисными условиями:

S_б - базисная мощность, принимаем равной 4000 МВА;

За базисное напряжение принимаем среднее напряжение той ступени, на которой производится расчет токов к.з.:

;

;

.

Таким образом, для каждой точки к.з. будет свой базисный ток, I_б:

    (4.1)

;

;

Определим параметры схемы замещения.

Ес - ЭДС системы, принимаем равной 1.

Сопротивление системы Хс, рассчитаем по формуле:

                                                                                (4.2)

где Ic - ток системы, определяется отключающей способностью выключателя, принимаем равным 40 кА.

Относительное сопротивление линии Х_л, определяем по формуле:

                                                                        (4.3)

где х₀ - удельное сопротивление линии, равное 0,4 Ом/км;

l - длина линии.

Относительное сопротивление обмотки ВН схемы замещения трехобмоточного трансформатора, приведенное к базисным условиям, Х_тв, определяем по формуле:

                             (4.4)

где u_k - напряжения короткого замыкания трансформатора для соответствующих пар обмоток, определяются из паспортных данных трансформатора, указанных в таблице 2.1

Относительное сопротивление обмотки СН схемы замещения трехобмоточного трансформатора, приведенное к базисным условиям, Х_тс, определяем по формуле:

                             (4.5)

Относительное сопротивление обмотки НН схемы замещения трехобмоточного трансформатора, приведенное к базисным условиям, Х_тн, определяем по формуле:

                             (4.6)

Действующее значение периодической составляющей начального (сверхпереходного) тока трехфазного короткого замыкания I» кА, определяется по формуле:

                                                                            (4.7)

где Х_{экв. i} - эквивалентное сопротивление схемы замещения в соответствующей точке к.з.

Для точки К1 уравнение (4.7) примет вид:

Для точки К2 уравнение (4.7) примет вид:

Для точки К3 уравнение (4.7) примет вид:

Ударный ток I_уд кА, определяется по формуле:

                                                                   (4.8)

где k_уд - ударный коэффициент, определяется по формуле:

   (4.9)

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей

Т_а1=0,025с, Т_а2=0,02с, Т_а3=0,06с

Действующее значение апериодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождений дугогасительных контактов выключателя i_a.t кА, рассчитывается по формуле:

                                                                    (4.10)

где t - усредненное значение собственного времени отключения выключателя, вычисляется по формуле:

                                                                          (4.11)

где t_с.в-собственное время отключения выключателя.

Для точки К1 t_с.в= 0,045 с (для выключателя ВРС-110):

Для точки К2 t_с.в= 0,055 с (выключатель ВР35НСМ):

Для точки К3 t_с.в= 0,03 с (выключатель ВВ/TEL-10 - ISM15_Shell_2-У2):

Тепловой импульс тока В_к кА²*с, определяем по формуле:

                                                          (4.12)

где t_откл - время отключения тока короткого замыкания, вычисляется по формуле:

                                                                  (4.13)

где t _Р.З - время действия основной релейной защиты;

t _ОТК.В-полное время отключения выключателя

Для точки К1:

;

;

t_отк.в.=0,065 - для выключателя ВРС - 110

Для точки К2:

;

(выключатель ВР35НСМ)

;

.

;

.

Для точки К3:

;

(выключатель ВВ/TEL-10 - ISM15_Shell_2-У2)

;

.

;

.

Результаты расчета токов короткого замыкания сводятся в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

. Выбор электрических аппаратов и проводников

Аппараты и проводники распределительных устройств всех напряжений выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.

Расчетными токами продолжительного режима являются:

I_норм - наибольший ток нормального режима;

I_макс. - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режимов, в котором часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка.

Расчет токов нормального и послеаварийного режимов

Цепь трехобмоточного трансформатора

На стороне ВН:

На стороне СН:

На стороне НН:

Цепь линии к потребителю

Для расчета максимального тока потребителя I_max, А получающего питание от четного числа линий, подключенных симметрично к двум секциям сборных шин, используется формула:

(5.1)

где S_mi - мощность нагрузки единичного потребителя из таблицы 1.1.;

n - количество линий к потребителю, подключенных симметрично к двум секциям сборных шин соответствующего напряжения.

Наибольший ток нормального режима I_норм, А рассчитывается по формуле:

   (5.2)

Для потребителей СН:

Комбинат полимеров (при n=4).

;

.

Для потребителей НН:

Насосная станция КП (при n=4).

;

.

Завод спец. автомобилей (при n=4).

;

.

Завод коробок скоростей (при n=4).

.

Завод штампов (при n=4).

;

.

Завод метизов (при n=2).

;

.

Цепь питающей линии.

Так как потребителей на стороне ВН нет, то токи питающей линии будут такие же, что и в цепи трансформатора на стороне ВН:

;

.

Цепи секционных выключателей

В нормальном режиме секционные выключатели отключены. Максимальный расчетный ток определяется для самого неблагоприятного режима, когда питание переведено на одну секцию. Максимальный ток I_max, А рассчитывается по формуле:

    (5.3)

Для шин СН:

.

Для шин НН:

.

Сборные шины.

Для шин СН:

.

Для шин НН:

.

Выбор аппаратов РУ ВН и СН.

Выбор высоковольтных выключателей:

- по напряжению установки:

         (5.4)

   - по длительному току:

;        (5.5)

   - по отключающей способности:

на симметричный ток отключения:

  (5.6)

- на возможность отключения апериодической составляющей тока:

        (5.7)

где в_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, i_а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф.

на электродинамическую стойкость:

по номинальному току отключения:

    (5.8)

         - по ударному току:

        (5.9)

где i_у - ударный ток к.з. в цепи выключателя; i_дин. - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата)

на термическую стойкость (по тепловому импульсу):

  (5.10)

где В_к - тепловой импульс по расчету; I_T - предельный ток термической стойкости по каталогу; t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Выбор разъединителей:

- по напряжению установки:

         (5.11)

   - по току:

;        (5.12)

   - по конструкции;

по типу установки;

по электродинамической стойкости:

- по ударному току:

        (5.13)

где i_у - ударный ток к.з. в цепи выключателя; i_дин. - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата).

по термической стойкости (по тепловому импульсу):

                                                                                (5.14)

где В_к - тепловой импульс по расчету, кА^.с²; I_T - предельный ток термической стойкости по каталогу; t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Выбор трансформаторов напряжения:

- по напряжению установки:

         (5.15)

   - по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке (данное условие будет рассчитано в разделе 11).

Выбор трансформаторов тока:

- по напряжению установки:

         (5.16)

   - по току:

;        (5.17)

   Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току уставки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

по электродинамической стойкости:

     (5.18)

где k_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу, I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

по термической стойкости (по тепловому импульсу):

(5.19)

где В_к - тепловой импульс по расчету, кА^.с²; k_T - кратность термической стойкости по каталогу; t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с;

по вторичной нагрузке (данное условие будут рассчитано в разделе 11).

Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН):

- по напряжению:

         (5.20)

Все расчетные данные выбора аппаратов РУ ВН и СН сводятся в таблицы 5.1. и 5.2.

Таблица 5.1 - Сводная таблица выбора аппаратов РУ ВН

       В_к=1,73 кА^.с²       В_к=25^2.3= 1875кА^.с²         

Таблица 5.2 - Сводная таблица по выбору аппаратов РУ СН

Для построения схемы электроснабжения в сети 10кВ применяем комплектные распределительные устройства внутренней установки (КРУ), предназначенные для работы внутри помещения. В качестве шкафов КРУ применяем шкафы серии К-01Э (аналог К-63).

Таблица 5.3 - Оборудование РУ НН

Выбор питающих линий ВЛ 110кВ.

1) по экономической плотности тока. Сечение проводника по экономической плотности тока F_эк, мм² определяется по формуле:

     (5.21)

где I_норм. - наибольший ток нормального режима, А;

j_эк. -нормированная плотность тока, А/мм²;

j_эк. = 1,1 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для Т_max=3000-5000 ч/год;

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.

Принимаем провод АС 185/29.

3)      по нагреву (по длительно допустимому току):

      (5.22)

где I_р - наибольший ток ремонтного или послеаварийного (форсированного) режима;

I_доп. = 510А - длительно допустимый ток для провода марки АС 185/29.

 - условие выполняется

) проверка по механической прочности не производится, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110кВ не менее 35 мм².

Окончательно выбираем провод: АС 185/29, q=185мм², d=18,8 мм, I_доп. = 510А.

Выбор отходящих линий.

Комбинат полимеров.

1) для расчета сечения проводника по экономической плотности тока используем формулу (5.21):

j_эк. = 1,0 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для Т_max>5000 ч/год;

Принимаем провод АС 150/19.

) по нагреву (по длительно допустимому току), используем условие (5.22):

I_доп. = 450А - длительно допустимый ток для провода марки АС 150/19.

 - условие выполняется;

) проверку на термическое действие тока и на электродинамическое действие тока к.з. не проводим, согласно ПУЭ.

Окончательно принимаем провод:

АС 150/19, q=150мм², d=16,8 мм, I_доп. = 450А.

Насосная станция КП.

I_норм. = 198,9А; I_мах. = 397,8А

) по экономической плотности тока:

j_эк. = 1,0 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для Т_max>5000 ч/год;

выбираем кабель марки ААШв сечением (3*185) мм² и I_{доп.ном.} = 310А.

ААШв - силовой кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной изоляцией, в алюминиевой оболочке с защитным шлангом из ПВХ-пластиката. Применяется для передачи электроэнергии в стационарных установках на напряжение до 10кВ частотой 50Гц. Используется для прокладки в помещениях, земле с низким и средним уровнем активности грунтов, шахтах, коллекторах и открытом воздухе.

) по нагреву (по длительно допустимому току):

где I_доп - длительно допустимый ток, вычисляется по формуле:

   (5.23)

где k₁=0,8 - поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей, согласно таблице 1.3.26 [1], для четырех кабелей, лежащих рядом в земле с расстоянием в свету 100 мм; k₂=1,13 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, согласно таблице 1.3.3 [1] при температуре жил кабеля + 60⁰С (пункт 1.3.12 [1]), условной температуре окружающей среды +25⁰С, и температуре земли + 15⁰С (пункт1.3.13 [1]).

Выбранный кабель не проходит по условию нагрева длительно допустимым током, примем сечение 2х (3*120) I_{доп.ном.} = 240А. Проверим выполнение условия (5.22):

4)      по термической стойкости к токам к.з.

  (5.24)

где В_к - тепловой импульс для пучка кабелей;

С - постоянная величина, равная .

, (суммарное сопротивление до точки к.з.).

Найдем реактивное сопротивление в конце линии x_кл, по формуле:

      (5.25)

, l=5 км,

6,61

.

Окончательно принимаем кабель ААШв сечением 2 (3*120мм²)^.

Завод спец. автомобилей.

I_норм. = 102,5А; I_мах. = 205А.

) по экономической плотности тока:

j_эк. = 1,1 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для 3000 ч/год <Тmax<5000 ч/год;

выбираем кабель марки ААШв сечением 3*95мм² и I_{доп.ном.} = 205А.

) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,8 - поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей, согласно таблице 1.3.26 [1], для четырех кабелей, лежащих рядом в земле с расстоянием в свету 100 мм;

k₂=1,13 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, согласно таблице 1.3.3 [1] при температуре жил кабеля + 60⁰С (пункт 1.3.12 [1]), условной температуре окружающей среды +25⁰С, и температуре земли + 15⁰С (пункт1.3.13 [1]).

Выбранный кабель не проходит по условию нагрева длительно допустимым током, выберем кабель сечением 3*120 мм² I_{доп.ном.} = 240А, проверим выполнение условия (5.22):

) по термической стойкости к токам к.з.

где В_к - тепловой импульс для пучка кабелей;

.

, (суммарное сопротивление до точки к.з.).

Найдем реактивное сопротивление в конце линии: , l=4 км

.

.

Окончательно принимаем кабель ААШв сечением 3*120мм^2.

Завод коробок скоростей. I_норм. = 86,6А; I_мах. = 173,2А.

) по экономической плотности тока:

j_эк. = 1,1 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для 3000 ч/год <Тmax<5000 ч/год.

Выбираем кабель марки ААШв сечением 3*70мм² и I_{доп.ном.} = 165А.

) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,8 - поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей, согласно таблице 1.3.26 [1], для четырех кабелей, лежащих рядом в земле с расстоянием в свету 100 мм;

k₂=1,13 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, согласно таблице 1.3.3 [1] при температуре жил кабеля + 60⁰С (пункт 1.3.12 [1]), условной температуре окружающей среды +25⁰С, и температуре земли + 15⁰С (пункт1.3.13 [1]).

.

Выбранный кабель не проходит по условию нагрева длительно допустимым током, выберем кабель сечением 3*95 мм² I_{доп.ном.} = 205А, проверим выполнение условия (5.22):

) по термической стойкости к токам к.з.

где В_к - тепловой импульс для пучка кабелей;

.

, (суммарное сопротивление до точки к.з.).

Найдем реактивное сопротивление в конце линии:

, l=3,8 км,

.

.

,

Окончательно принимаем кабель ААШв сечением 3*95мм².

Завод штампов.

I_норм. = 151,5А; I_мах. = 303,1А.

) по экономической плотности тока:

j_эк. = 1,1 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для 3000 ч/год <Тmax<5000 ч/год.

Выбираем кабель марки ААШв сечением 3*150мм² и I_{доп.ном.} = 275А.

) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,8 - поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей, согласно таблице 1.3.26 [1], для четырех кабелей, лежащих рядом в земле с расстоянием в свету 100 мм;

k₂=1,13 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, согласно таблице 1.3.3 [1] при температуре жил кабеля + 60⁰С (пункт 1.3.12 [1]), условной температуре окружающей среды +25⁰С, и температуре земли + 15⁰С (пункт1.3.13 [1]).

Выбранный кабель не проходит по условию нагрева длительно допустимым током, выберем кабель сечением 3*240 мм² I_{доп.ном.} = 355А, проверим выполнение условия (5.22):

3) по термической стойкости к токам к.з.

где В_к - тепловой импульс для пучка кабелей;

.

, (суммарное сопротивление до точки к.з.).

Найдем реактивное сопротивление в конце линии:

, l=3 км,

.

.

,

Окончательно принимаем кабель ААШв сечением 3*240мм².

Завод метизов.

I_норм. = 161,5А; I_мах. = 323А.

) по экономической плотности тока:

j_эк. = 1,1 А/мм² - согласно таблице 1.3.36 [1], для 3000 ч/год <Тmax<5000 ч/год.

выбираем кабель марки ААШв сечением 3*150мм² и I_{доп.ном.} = 275А.

) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,9 - поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей, согласно таблице 1.3.26 [1], для двух кабелей, лежащих рядом в земле с расстоянием в свету 100 мм;

k₂=1,13 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, согласно таблице 1.3.3 [1] при температуре жил кабеля + 60⁰С (пункт 1.3.12 [1]), условной температуре окружающей среды +25⁰С, и температуре земли + 15⁰С (пункт1.3.13 [1]).

Выбранный кабель не проходит по условию нагрева длительно допустимым током, выберем кабель сечением 3*240 мм² I_{доп.ном.} = 355А, проверим выполнение условия (5.22):

) по термической стойкости к токам к.з.

где В_к - тепловой импульс для пучка кабелей;

.

, (суммарное сопротивление до точки к.з.).

Найдем реактивное сопротивление в конце линии:

, l=4,5 км,

.

.

,

Окончательно принимаем кабель ААШв сечением 3*240мм².

Ошиновка РУ-110кВ.

В ОРУ-110кВ применяем гибкие шины, выполненные проводами АС. Принимаем провод: АС 185/29, q=185мм², d=18,8 мм, I_доп. = 510А. Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами 300 см.

Проверка на термическое действие токов К.З. не выполняем, т.к. ошиновка выполняется голыми проводами. Проверка шин на электродинамическое действие токов к.з. не производится, т.к. i_у<50кА (2 п1.4.2. [1]). Так же ошиновка в пределах РУ не подлежит проверке по экономической плотности тока, согласно ПУЭ.

) по нагреву (по длительно допустимому току):

 - условие выполняется.

) проверка по условию короны (согласно пункта 1.3.33 [1] при напряжении 35 кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны с учетом среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте расположения данной электроустановки над уровнем моря, приведенного радиуса проводника, а также коэффициента не гладкости проводников):

         (5.26)

где Е₀ - начальное значение критической напряженности электрического поля, вычисляется по формуле:

   (5.27)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82); r₀ - радиус провода, см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, Е рассчитывается по формуле:

         (5.28)

где U - линейное напряжение, кВ; D_cp - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

где для горизонтального расположения фаз .

Условие проверки:

условие выполняется.

Таким образом, окончательно принимаем провод АС 185/29.

Гибкие шины крепятся на гирляндах из 8 подвесных изоляторов ПС-70Е.

ПС-70Е - подвесной стеклянный изолятор, предназначен для электрической изоляции и крепления незащищенных проводов и грозозащитных тросов, воздушных ЛЭП и ОРУ подстанций высокого напряжения 6, 10 кВ и выше.

Количество изоляторов в гирлянде определяем по таблице П2.4, РД34.51.101-90 Инструкция по выбору изоляции электроустановок [3], принимая следующие исходные данные: уровень напряжения 110кВ, материал опор - металлические, вид гирлянд - поддерживающие, степень загрязнения атмосферы - II, тип изоляторов ПС-70Е.

Ошиновка РУ-35кВ.

В ОРУ-35кВ применяем гибкие шины, выполненные проводами АС. Принимаем провод АС 240/22, q=240мм², d=21,6 мм, I_доп. = 605А. Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами 200 см.

1) по нагреву (по длительно допустимому току):

 - условие выполняется.

) проверка по условию короны:

Определим начальное значение критической напряженности эл. поля:

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

где для горизонтального расположения фаз .

Условие проверки:

условие выполняется.

Таким образом, окончательно принимаем провод АС 240/32.

Гибкие шины крепятся на гирляндах из 3 подвесных изоляторов ПС-70Е.

ПС-70Е - подвесной стеклянный изолятор, предназначен для электрической изоляции и крепления незащищенных проводов и грозозащитных тросов, воздушных ЛЭП и ОРУ подстанций высокого напряжения 6, 10 кВ и выше.

Количество изоляторов в гирлянде определяем по таблице П2.4, РД34.51.101-90 Инструкция по выбору изоляции электроустановок [3], принимая следующие исходные данные: уровень напряжения 35кВ, материал опор - металлические, вид гирлянд - поддерживающие, степень загрязнения атмосферы - II, тип изоляторов ПС-70Е.

Ошиновка РУ-10кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится:

по допустимому току

Для выбора ошиновок используем максимальный ток обмотки НН.

      (5.29)

                                                                   (5.30)

где,

-длительно допустимый ток шины с учётом поправки на установку шин плашмя . Принимаем двухполосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 2 (100×10) мм², расположенные плашмя с

Получилось, что  что соответствует условию (5.29).

по термической стойкости:

Ошиновку проверяем по току короткого замыкания на сборных шинах 10 кВ подстанции (см. п. 4).

Минимальное сечение по термической стойкости, q_min мм² вычисляется по формуле:

     (5.31)

где С = 91 - некоторая функция, принимается по справочным данным в зависимости от материала шины [2].

Получили, что принятая шина проходит по термической стойкости.

по механической стойкости:

Определяем пролёт, L м при условии, что частота собственных колебаний будет > 200 Гц по формуле:

                                                                          (5.32)

где J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴ для шин, установленных плашмя вычисляется по формуле:

                                                                                    (5.33)

q - поперечное сечение шины, см²

 м

Принимаем расположение пакета шин плашмя; пролёт L =1,5 м; расстояние между фазами а = 0,22 м [6]

Определим расстояние между прокладками L_п, м по формуле:

                                                                                                 (5.33)

где а_п - расстояние между осями полос, см определяется по формуле:

                                                                                 (5.34)

J_п - момент инерции одной полосы, см⁴:

                                                                                   (5.35)

Е - модуль упругости материала шин, для алюминиевых шин равен 7*10¹⁰ Па, табл. 4.2 [2].

k_ф - коэффициент формы, для соотношения b/h=0,1 будет равен 0,4, рис. 4.5 [2].

m_п - масса полосы на единицу длины, кг/м. Определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,7·10^-3 кг/см³) и длине 100 см:

m_п = 2,7·10^-3· 10 · 1 ·100 = 2,7 кг/м

Принимаем меньшее значение L_п = 1,5 м, тогда число прокладок в пролёте будет равно 1.

Определяем силу взаимодействия между полосами f_п, Н по формуле:

                                                                      (5.36)

где b = 10 мм = 0,01 м

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос , МПа определяется по формуле:

(5.37)

где W_п - момент сопротивления одной полосы, см³. Определяется по формуле:

                                                                                 (5.38)

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз , МПа определяется по формуле:

(5.39)

где l - длина пролета между изоляторами, м

W_ф - момент сопротивления пакета шин, см³. Определяется по формуле:

                                                                                 (5.40)

что меньше допустимого у_доп = 40 МПА [2]. Таким образом, шины механически прочны.

Выбор изоляторов РУ-10кВ.

Выбираем опорные изоляторы ИО-10-3,75IУ1, разрушающее усилие при изгибе 3,75кН.

1) по номинальному напряжению: ; 10кВ=10кВ.

) по допустимой нагрузке:

   (5.41)

где F_расч. - сила, действующая на изолятор;

F_доп. - допустимая нагрузка на головку изолятора, F_доп.=0,6^. F_разр;

F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб, Н рассчитывается по формуле:

        (5.42)

F_доп.=0,6^. F_разр=0,6^.3750=2250Н.

Таким образом, изолятор проходит по механической прочности.

В качестве проходных изоляторов для ввода в помещение ЗРУ-10кВ используем изоляторы типа ИП-10/2000-12,5 УХЛ1 (I_ном.=2000А, F_разр=12,5кН)

) по номинальному напряжению:

; 10кВ=10кВ.

) по допустимой нагрузке:

,

Расчетная сила, F_расч Н рассчитывается п формуле:

      (5.43)

Сила, действующая на фазу, f_ф Н/м:

    (5.44)

F_доп.=0,6^. F_разр=0,6^.12500=7500Н.

Таким образом, изолятор проходит по механической прочности.

. Выбор вида и источников оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, а также устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.

Всех потребителей энергии, получающих питание от системы оперативного тока можно разделить на три группы:

)        Постоянно включенная нагрузка - аппараты устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, постоянно обтекаемые током, а также постоянно включенная часть аварийного освещения.

)        Временная нагрузка полностью включённого аварийного освещения во время аварийного режима. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (расчетная длительность 0,5 часа).

)        Кроме длительного тока нагрузки сети оперативного тока имеют место кратковременные (не более 5 секунд) пиковые нагрузки, потребляемые катушками электромагнитных приводов аппаратов. Эта мощность может быть значительна.

Характеристики потребителей проектируемой подстанции указаны в таблице 6.1

Согласно методическим указаниям [11] на подстанциях 110/35/10 кВ с малым числом масленых выключателей 110 кВ применяется выпрямленный оперативный ток.

Источниками выпрямленного оперативного тока могут быть:

блоки питания (БП), включаемые на трансформаторы тока, напряжения и собственных нужд;

силовые выпрямители.

Блоки питания делятся на токовые блоки (БПТ) и блоки напряжения (БПН, БПНС). Они могут применяться как самостоятельно, так и в комплекте друг с другом. Блоки питания используются для питания цепей релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации. Трансформаторы тока, на которые включаются БПТ, не допускается использовать для других целей.

Таблица 6.1 - Характеристики потребителей оперативного тока

Выбираем систему постоянного оперативного тока. В качестве источников системы постоянного оперативного тока выбираем шкафы управления оперативного тока типа: ШУОТ-2403-1-3А72-2 УХЛ4

Габариты шкафа (Ш×Г×В), мм: 1000×500×1600. Вес не более 770 кг. Степень защиты IP20.

Устройства имеют естественную вентиляцию. В состав каждого устройства в стандартном исполнении входят:

1.      шкаф подзарядного устройства (ПЗУ) полупроводниковый, состоящий из двух управляемых тиристорных выпрямителей с двумя системами контроля и управления, осуществляющих заряд и подзаряд аккумуляторных батарей;

2.      шкаф с аккумуляторными батареями (Шкаф АБ), осуществляющих стабилизацию и снижение пульсаций выпрямлённого напряжения, питание нагрузки постоянным напряжением, а также компенсацию энергопотребления при пиковых нагрузках, превышающих мощность ПЗУ и, в случае перерывов в электроснабжении, обеспечение нагрузки электроэнергией. Конструкция предусматривает подводку внешних кабелей снизу (из кабельных каналов или проёмов), крепление вводных кабелей и обеспечивает работоспособность в вертикальном положении с допустимым отклонением до 5 градусов в любую сторону.

Технические данные ШУОТ приведены в таблице 6.2.

ШУОТ обеспечивает:

-       питание цепей электромагнитов включения высоковольтных выключателей и питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства;

-       работу аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда;

-       контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного тока;

-       защиту узлов схемы и отходящих линий оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий автоматами и предохранителями с одновременной световой сигнализацией.

Таблица 6.2 - Технические параметры ШУОТ

7. Расчет нагрузок, выбор трансформатора и схемы питания собственных нужд

Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика (50-300 кВт), поэтому они питаются от сети 380/220 В.

Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонте одного из трансформаторов. В курсовом проекте нагрузку с.н. допустимо оценивать ориентировочно на основании данных таблиц П6.1, П6.2 [10]. Произведём ориентировочный расчёт мощностей трансформаторов, для чего сведём в таблицу 7.1 мощности потребителей собственных нужд, приняв при этом для двигательной нагрузки cosц = 0,85, а для остальных потребителей cosц =1.

Таблица 7.1 - Мощности потребителей проектируемой подстанции

Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд S_расч, кВА определяется по формуле:

   (7.1)

где К_с=0,8 - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности.

Выбираем два трансформатора собственных нужд марки ТСЗ-63/10/0,4:

S_ном.=63кВА, U_н1=10кВ, U_н1=0,4кВ, u_к=4,5%.

При отключении одного трансформатора второй будет загружен:

.

;

.

Условие выполняется, т.е. трансформаторы выбраны верно.

Максимальный ток ТСН I_maxТСН, А рассчитывается по формуле

   (7.2)

.

Для защиты ТСН от короткого замыкания и перегрузок выбираем предохранитель ПКТ-10-5-20 У3, выбор осуществляется по условиям, представленным в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Условия выбора предохранителя

ТСН присоединяем через предохранители к вводам 10кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ-10кВ. Вторичным напряжением 380/220В от ТСН запитывается щит собственных нужд, выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин, секционированных автоматическим выключателем. Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении РУ-10кВ.

Выбор кабеля для ТСН:

) по нагреву (по длительно допустимому току):

      (7.3)

где I_р - наибольший ток послеаварийного режима, А.

Выбираем кабель ААШв сечением (3*16) мм² для которого I_доп.=75А.

Схема электроснабжения потребителей собственных нужд представлена на рисунке 7.1

Рисунок 7.1 - Схема электроснабжения потребителей собственных нужд

8. Выбор основных конструктивных решений по подстанции

РУ 35, 110 кВ сооружаются открытыми.

Основные факторы, определяющие конструкцию ОРУ: схема электрических сооружений, уровень номинального напряжения, число и порядок подключения присоединений, возможность расширения, компоновка ОРУ и его элементов.

На напряжения 35 и 110 кВ применяем открытые распределительные устройства, так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади для размещения подстанции. На этом напряжении ОРУ обладает существенными преимуществами по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. Все сооружения на площадке подстанции размещаются таким образом, чтобы при строительстве и монтаже, а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. Проезд по дороге возможен вдоль выключателей 35 и 110 кВ, около трансформаторов и КРУ 10 кВ. Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использования автокранов. Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. На подстанции кабельные каналы к аппаратам следует выполнять раздельными, чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих КЛ.

Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливневых вод. Должны быть приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах должны иметь уклон не менее 0,5% в сторону водосборников. Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 0,75 ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала подстанции. Масса отдельной плиты перекрытия должна быть не более 70 кг. Плита должна иметь приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов.

Ошиновка ОРУ 35 и 110 кВ выполняется гибкими проводами АС с расстоянием между фазами соответственно 250 и 300 см.

Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслосборные ямы, перекрытые решетками с засыпками не менее 25 см.

КРУ 10 кВ представляет собой открытое РУ состоящее из набора типовых ячеек. Применение КРУ позволяет сократить время требуемое на проектирование, монтаж и наладку РУ. В КРУ выключатели, измерительные трансформаторы напряжения и ограничители перенапряжений устанавливаются на выкатных тележках шкафа. Преимущество такой конструкции - во взаимозаменяемости однотипных выкатных тележек, а также в том, что отдельные отсеки шкафа отделены друг от друга металлическими перегородками.

В общеподстанционном пункте управления (ОПУ) расположены панели управления собственных нужд и релейной защиты, устройство связи, мастерская для приезжих ремонтных бригад, служебная комната и др.

Подстанция освещается прожекторами, установленными на прожекторных мачтах.

Территория подстанции ограждена забором, состоящим из металлических сеток высотой h = 2 м.

9. Расчет заземления подстанции

На РПП предусматривается защитное заземление, обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. В качестве искусственных заземлителей применяются вертикальные или горизонтальные стальные стержни или полосы.