Расчет трансформаторной подстанции 110356 кВ

ВВЕДЕНИЕ В данной курсовой работе рассматривается расчёт трансформаторной подстанции. Подстанция (ПС) является составной частью схемы электроэнергетической системы. При выборе электрических соединений подстанций существенную роль играет местоположение ПС в схеме сети.
Рассчитываемая подстанция питается от двух независимых энергосистем. К данной подстанции подключены два потребителя. Причём один из потребителей является первой категории, а другой – третьей. Потребитель первой категории – нефтеперерабатывающее предприятие, третьей категории –сельхозпереработка. Расчёт трансформаторной подстанции включает в себя такие вопросы как расчёт графиков нагрузки потребителей, выбор схемы подстанции, выбор числа и мощности трансформаторов, выбор проводов ЛЭП, расчёт токов короткого замыкания, выбор оборудования. ГЛАВА 1. РАСЧЁТ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И МОЩНОСТИ ПОДСТАНЦИИ 1.1. Расчёт графиков нагрузки потребителей Рассмотрим потребитель первой категории – нефтеперерабатывающее предприятие. Полная потребляемая мощность (согласно заданию): Smax1=70 МВА. Для расчёта будем использовать графики нагрузки и коэффициента мощности нефтеперерабатывающего предприятия [2]. Коэффициент мощности [2]: cosφ1=0,94. Максимальная активная мощность: Pmax1= Smax1∙ cosφ1, (1.1) Pmax1=70∙0,94=65,8 МВт. Максимальная реактивная мощность: Qmax1=, (1.2) Qmax1= МВАр. Так как трансформаторы и другое оборудование выбирается по средней нагрузке в наиболее загруженную смену, то для начала построим график нагрузки данной отрасли в графической (рис. 1.1.) и табличной формах (табл. 1.1). Таблица 1.1. Нагрузка нефтедобывающего предприятия Интервал времени, ∆ti ч Pi, % Pi, MBт Qi, % Qi, MBАp Si, MBA 0 .1 87 57,24 83 19,82 60,58 1…2 86 56,58 80 19,1 59,72 2…3 91 59,87 87 20,77 63,37 3…4 88 57,9 83 19,82 61,2 4…5 87 57,24 83 19,82 60,58 5…6 89 58,56 83 19,82 61,82 6…7 86 56,58 80 19,1 59,72 7…8 93 61,19 90 21,49 64,85 8…9 95 62,51 97 23,16 66,66 Интервал времени, ∆ti ч Pi, % Pi, MBт Qi, %

Продолжение таблицы 1.1. Qi, MBАp Si, MBA 9…10 92 60,53 96 22,92 64,73 10…11 92 60,53 100 23,88 65,07 11…12 84 55,27 96 22,92 59,83 12…13 89 58,56 90 21,49 62,38 13…14 91 59,87 98 23,4 64,28 14…15 89 58,56 99 23,64 63,15 15…16 91 59,87 100 23,88 64,46 16…17 94 61,85 90 21,49 65,47 17…18 93 61,19 89 21,25 64,77 18…19 100 65,8 88 21,01 69,07 19…20 94 61,85 89 21,25 65,4 20…21 95 62,51 90 21,49 66,1 21…22 100 65,8 91 21,73 69,29 22…23 92 60,53 89 21,25 64,15 23…24 77 50,66 75 17,91 53,73 Pi и Qi (%) берутся из графиков нагрузки нефтеперерабатывающего предприятия [2]. Pi (Мвт)=, (1.3) Qi(МВАр)=, (1.4) Si(МВА)=. (1.5)
Рис. 1.1. Суточный график активной и реактивной нагрузки для нефтеперерабатывающего предприятия. Рассмотрим потребитель третьей категории – сельхозпереработка. Полная потребляемая мощность (согласно заданию): Smax2=15 МВА. Для расчёта будем использовать графики нагрузки и коэффициента мощности предприятий пищевой промышленности [2]. Коэффициент мощности (с учетом компенсации реактивной мощности потребителей): cosφ2=0,95. Максимальная активная мощность находится по формуле (1.1): Pmax2=14,25 МВт. Максимальная реактивная мощность находится по формуле (1.2): Qmax2= МВАр. Построим график нагрузки данной отрасли в графической (рис. 1.2.) и табличной формах (табл. 1.2.). Расчёт производится аналогично расчёту нагрузки нефтеперерабатывающего предприятия. Таблица 1.2. Нагрузка сельхозпереработки Интервал времени, ∆ti ч Pi, % Pi, MBт Qi, % Qi, MBАp Si, MBA 0 .1 67 9,54 56 2,62 9,9 1…2 68 9,69 56 2,62 10,03 2…3 67 9,54 56 2,62 9,9 3…4 66 9,4 52 2,43 9,71 4…5 67 9,54 54 2,52 9,87 5…6 67 9,54 56 2,62 9,9 6…7 66 9,4 50 2,34 9,69 7…8 80 11,4 74 3,46 11,91 8…9 95 13,53 96 4,49 14,26 9…10 100 14,25 100 4,68 14,99 10…11 98 13,96 98 4,58 14,69 11…12 97 13,82 89 4,16 14,43 12…13 95 13,53 97 4,53 14,27 13…14 97 13,82 98 4,58 14,56 14…15 92 13,11 93 4,35 13,81 15…16 88 12,54 90 4,21 13,22 16…17 89 12,68 87 4,07 13,32 17…18 90 12,82 86 4,02 13,44 18…19 88 12,54 85 3,97 13,15 19…20 87 12,39 81 3,79 12,96 20…21 86 12,25 85 3,97 12,88 21…22 81 11,54 81 3,79 12,14 22…23 75 10,68 63 2,94 11,08 23…24 67 9,54 52 2,43 9,85 Рис. 1.2. Суточный график активной и реактивной нагрузки для сельхозпереработки. В табл. 1.3. представлены данные по общему суточному графику нагрузки подстанции. Сам график представлен на рис. 1.3.
Таблица 1.3. ti, ч P∑, МВт Q∑, МВАр S ∑, МВА 0…1 66,79 22,44 70,48 1…2 66,27 21,72 69,76 2…3 69,42 23,39 73,28 3…4 67,3 22,25 70,91 4…5 66,79 22,34 70,45 5…6 68,1 22,44 71,72 6…7 65,99 21,44 69,41 7…8 72,59 24,95 76,77 8…9 76,04 27,65 80,92 9…10 74,78 27,6 79,73 10…11 74,5 28,46 79,77 11…12 69,09 27,09 74,27 12…13 72,09 26,03 76,65 13…14 73,7 27,98 78,85 14…15 71,67 27,99 76,96 15…16 72,41 28,09 77,69 16…17 74,53 25,56 78,79 17…18 74,01 25,27 78,22 18…19 78,34 24,99 82,23 19…20 74,24 25,04 78,36 20…21 74,76 25,47 78,98 21…22 77,34 25,52 81,44 22…23 71,22 24,2 75,24 23…23 60,21 20,34 63,59 Рис. 1.3. Суточный график активной и реактивной нагрузки подстанции. Полная средняя мощность: Sсрi=, (1.6) - нефтеперерабатывающее предприятие: Sср1=63,35 МВА, - сельхозпереработка: Sср2=12,25 МВА, - подстанция в целом: Sср=75,6 МВА. Активная средняя мощность: Pсрi= , (1.7) - нефтеперерабатывающее предприятие: Pср1=59,6 МВт, - сельхозпереработка: Pср2=11,7 МВт, - подстанция в целом: Pср=72,4 МВт. Число часов использования максимума: Tmaxi=, (1.8) - нефтеперерабатывающее предприятие: Tmax1 = 7938,75, - сельхозпереработка: Tmax2 = 7201,45, - подстанция: Tmax∑ = 8080,82. 1.2. Расчёт мощности подстанции Мощность подстанции рассчитывается по формуле (1.9). Sп/ст = Sср + Sс.н., (1.9) где Sср – полная средняя мощность подстанции; Sс.н. – полная мощность потребляемая для собственных нужд. Мощность собственных нужд потребляется с низкого напряжения подстанции (6 кВ), где питается сельхозпереработка. Нагрузка собственных нужд составляет 4 % от мощности потребителей: Sс.н. = 0,04 ∙ Sср , (1.10) Sс.н. = 0,04 ∙ 75,6 = 3 МВА. Мощность подстанции составляет: Sп/ст = 75,6 + 3 = 78,6 МВА. ГЛАВА 2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Трансформатор является одним из важнейших элементов электрической сети. Передача электрической энергии на большие расстояния от места ее производства до места потребления требует в современных сетях не менее чем шестикратной трансформации в повышающих и понижающих трансформаторах [3]. Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью потребителя. От рассчитываемой в данной курсовой подстанции питаются потребители: первой и третьей категории. Согласно [1] для потребителя первой категории необходимо два независимых источника, а для третьей категории – достаточно одного. Рассмотрим два варианта выбора трансформатора для заданной подстанции. 1. Два трехобмоточных трансформатора (рис. 2.1.). Рис. 2.1. Первый вариант выбора трансформаторов. ВН – обмотка высшего напряжения (110 кВ), мощность подключенная на данную обмотку равна 78,6 МВА. СН – обмотка среднего напряжения (35 кВ), мощность подключенная на данную обмотку равна 63,35 МВА. НН – обмотка низкого напряжения (6 кВ), мощность подключенная на данную обмотку равна 15,25 МВА. С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (3 МВА). Номинальная мощность одного трансформатора находится по формуле (2.1): Sрасч = , (2.1) Sрасч =56,1 МВА. Исходя из найденных значений, выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в табл. 2.1. Таблица 2.1. Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110 кВ Параметры Величина Марка трансформатора ТДТН – 63000/110 Номинальная мощность Sном , МВА 63 Напряжение ВН Uном вн , кВ 115 Напряжение СН Uном сн , кВ 38,5 Напряжение НН Uном нн , кВ 6,5 Потери мощности холостого хода ∆P0 , кВт 80 Потери при коротком замыкании ∆Pк , кВт 310 Ток холостого хода I0 , % 0,85 Напряжение короткого замыкания Uк в-с , Uк в-н , Uк с-н , % 10,5; 17; 6 Цена Cтр1 , тыс. руб. 154 Количество n , шт. 2 2. Три двухобмоточных трансформатора (рис. 2.2.).
Рис. 2.2. Второй вариант выбора трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора 1 и 2 находится по формуле (2.1): Sрасч = 56,1 МВА. Номинальная мощность трансформатора 3 находится по формуле (2.2). Sрасч = Sср2 + Sс.н. , (2.2) Sрасч = 15 МВА. Исходя из найденных значений, выберем три двухобмоточных трансформаторов (первый и второй одного типа) и занесем их в табл. 2.2. . Таблица 2.2. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ Параметры Величина Марка трансформатора ТДН – 60000/110 ТРДН – 15000/110 Номинальная мощность Sном , МВА 60 15 Напряжение ВН Uном вн , кВ 112 38,5 Напряжение НН Uном нн , кВ 6,3 6,6 Потери мощности холостого хода ∆P0 , кВт 110 40 Потери при коротком замыкании ∆Pк , кВт 275 120 Ток холостого хода I0 , % 0,8 4 Напряжение короткого замыкания Uк , % 10,5 8,2 Цена Cтр2 , тыс. руб. 120 84 Количество n , шт. 2 1 Произведем экономический расчет обоих вариантов выбора трансформаторов и выберем вариант при котором капитальные затраты будут меньше. Капитальные затраты для первого варианта находятся по формуле (2.3). К1=∑Стр1 , (2.3) К1=308 тыс.руб. Капитальные затраты для второго варианта находятся по формуле (2.3). К2=324 тыс.руб. Разница в затратах составляет около 12 %, т.е. к установке принимаем первый вариант выбора трансформаторов. Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов. Коэффициент загрузки в нормальном режиме: Кз = Sп/ст/2∙ Sном тр , (2.4) Кз=0,7. Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора): Кз.ав = (Sп/ст - Sср2)/ Sном тр , (2.5) Кз.ав=1,03. Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока, если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального. ГЛАВА 3. ВЫБОР ПРОВОДОВ ЛЭП Выберем провод марки АС (сталеалюминиевый). 1. Выбор сечения провода по допустимой нагрузке. Максимальный расчетный ток: Iрmax = Sп/ст / , (3.1) где Uн – номинальное напряжение (110 кВ). Iрmax = 412 А. Расчетный ток: Iр = Iрmax / 2 , (3.2) Iр = 206 А. Выберем сечение провода по максимальному расчетному току (вне помещения) [1]: S = 150 мм2. 2. Выбор сечения провода по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение: Sэк = Iр / jэк , (3.3) где jэк – нормированное значение экономической плотности тока [1]. jэк = 1 А/мм2. Sэк = 206 мм2. Выберем сечение провода [1]: S = 185 мм2. 3. Для того чтобы не учитывать потери на корону для ЛЭП 110 кВ и выше существуют рекомендованные минимальные сечения проводов (для ЛЭП 110 кВ – 70 мм2). Из найденных значений сечения выбираем наибольшее – 185 мм2. 4. Проверка по падению напряжения. Падение напряжения не должно превышать 5 %. Падение напряжения рассчитывается по формуле (3.4). ∆Uрасч. = ∙100 % ∙ (Rл ∙ cosφ + Xл ∙ sinφ) , (3.4) где Rл – активное сопротивление ЛЭП, Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП. cosφ = Pср / Sср , (3.5) cosφ = 0,9, sinφ = 0,4. Rл = r0 ∙ l , (3.6) где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС – 185 – 0,16 Ом), x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС – 185 – 0,39 Ом), l – длина линии (по заданию на проектирование). Rл1 = 0,16 ∙ 40 = 6,4 Ом ∙ км . Xл = x0 ∙ l , (3.7) Xл1 = 0,4 ∙ 40 = 16 Ом ∙ км . ∆Uрасч. 1 = = 3,9 % . Rл2 = 12 Ом ∙ км . Xл2 = 30 Ом ∙ км . ∆Uрасч. 2 = 7,4 % . Условие падения напряжения не выполняется. Чтобы данное условие выполнялось подходящие линии сделаем двухцепными (максимальный расчетный ток снизится в два раза) и для окончательной установки выберем провод марки АС – 150. Падение напряжения для первой линии составляет 2,2 %, а для второй – 4,2 %. ГЛАВА 4. ВЫБОР СХЕМ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ электрических сетей 4.1. Выбор распределительного устройства высшего напряжения Данное РУ выберем открытого типа (рис.1.6.). Согласно заданию напряжение РУВН составляет 110 кВ. К данному РУ подходит две линии. Рис. 1.6. Схема
распределительного устройства ВН.
4.2. Выбор распределительного устройства среднего напряжения В качестве РУ среднего напряжения (35 кВ) принимается одиночная секционированная система сборных шин, открытого типа (рис.1.7.). На данном РУ имеется 7 отходящих линий. Рис. 1.7. Схема распределительного устройства СН. 4.3. Выбор распределительного устройства низшего напряжения В качестве РУ низшего напряжения (6 кВ) принимается одиночная секционированная система сборных шин, закрытого типа (рис.1.8.). На данном РУ имеется 9 отходящих линий. Рис. 1.8. Схема распределительного устройства НН. ГЛАВА 5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями. Выберем в качестве расчетных точки при включенном положении секционных выключателей на ВН, СН, НН. Составим схему замещения (рис. 5.1.). Сопротивление системы находится по формуле (5.1). xсi = xCi∙U2б.ном / Sп/ст , (5.1) где xCi – сопротивление системы в относительных единицах (по заданию); Uб.ном – номинальное базисное напряжение (115 кВ). xс1 = 1,1∙1152∙106 / 78,6∙106 = 185 Ом. xс2 = 0,7∙1152∙106 / 78,6∙106 = 117,8 Ом. Rл1 , Rл2 , xл1 , xл2 рассчитаны в Главе 5. Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 115 Рис. 5.1. Схема замещения Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл. 5.1. Таблица 5.1. Активное сопротивление обмотки ВН RТВ, Ом 0,5 Активное сопротивление обмотки СН RТС, Ом 0,5 Активное сопротивление обмотки НН RТН, Ом 0,5 Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ, Ом 22 Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС, Ом 0 Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН, Ом 13,6 Активное суммарное сопротивление ЛЭП: Rлi∑ = Rлi∙ Rлi / Rлi+ Rлi = Rлi/2 , (5.2) Rл1∑ = 7,9 / 2 = 4 Ом. Rл2∑ = 14,9 / 2 = 7,5 Ом. Индуктивное суммарное сопротивление ЛЭП: xлi = xлi / 2 , (5.3) xл1∑ = 16,8 / 2 = 8,4 Ом. xл2∑ = 31,5 / 2 = 15,8 Ом. Схема замещения примет вид (рис.5.2.). Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К-1. Схема замещения представлена на рис.5.3. С помощью вычислений преобразуем схему к простейшему виду (рис.5.3). x1 = xс1 + xл1∑ = 185 + 8,4 = 193,4 Ом. x2 = xс2 + xл2∑ = 117,8 + 15,8 = 133,6 Ом. Uс = Uс1 = Uс2 = 115 кВ. x∑ = x1∙ x2/ x1+x2 =193,4∙133,6/193,4+133,6 = 79 Ом. R∑ = Rл1∑∙ Rл2∑/ Rл1∑+Rл2∑ = 4∙7,5/4+7,5 = 2,6 Ом. Z∑ = = = 79 Ом. Рис. 5.2. Схема замещения Рис. 5.3. Преобразование схемы замещения Ток КЗ в точке К-1 находится по формуле (5.4). Iк1(3) = Uс/Z∑ , (5.4) где Uс и Z∑ - найденные ранее значения, напряжение сети и суммарное сопротивление до точки КЗ. Iк1(3) = 115∙103/79 = 1,5 кА. Постоянная времени затухания апериодической составляющей : Та1 = x∑ / ω ∙ R∑ , (5.5) где x∑ и R∑ - индуктивная и активная составляющие результирующего сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ; ω – угловая частота напряжения сети. Та1 = 79 / 314 ∙ 2,6 = 0,097. Ударный коэффициент: kуд1 = 1 + , (5.6) kуд1 = 1,9. Ударный ток: iуд1 = ∙ kуд1 ∙ Iк1(3) , (5.7) iуд1 = 1,4 ∙ 1,9 ∙ 1,5 = 4 кА. Дальнейший расчет токов КЗ для точек К-2 и К-3 производится аналогичным образом, полученные результаты сведены в табл.5.2. Таблица 5.2. Расчет токов короткого замыкания Точка КЗ Uс , кВ R , Ом x , Ом Z , Ом Iкi(3) , кА Таi kудi iудi , кА К-1 115 2,6 79 79 1,5 0,097 1,9 4 К-2 115 3,1 90,3 90,4 1,3 0,093 1,9 3,5 К-3 115 3,1 97,3 97,4 1,2 0,01 1,4 1,7 ГЛАВА 6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ Рассчитаем максимальные токи, протекающие в цепях ВН, СН и НН. 1. ВН: Расчетный максимальный ток: Iрmax.в = Sп/ст / 2 ∙ Uн , (6.1)
Iрmax.в = 78,6 ∙ 106 / 2 ∙ 110 ∙ 103 = 206,3 А. Расчетный максимальный ток, протекающий по двухцепным линиям, в два раза меньше: Iрmax.в.л = 103,2 А. 2. СН: Расчетный максимальный ток СН находим по формуле (6.1): Iрmax.с = 1045 А. 3. НН: Расчетный максимальный ток НН находим по формуле (6.1): Iрmax.н = 1467,4 А. Расчетный максимальный ток НН на отходящих линиях рассчитывается без учета мощность собственных нужд: Iрmax.н.с = 1178,8 А. 6.1. Выбор силовых выключателей Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока [4]. Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. Согласно рассчитанным значениям максимальных токов, протекающих по двухцепным линиям и линиям, подходящим к трансформаторам, к установке принимаем выключатели наружного исполнения ВМТ – 110Б – 20/1000 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.1. Найдем интеграл Джоуля (по формуле (6.2)). Bк = (Iк1(3))2 ∙ (tРЗ + tоткл.в. + Tа1) , (6.2) где tРЗ – время включения релейной защиты (0,1с), tоткл.в. – время отключения выключателя (с), [5], Iк1(3) и Tа1 – значения взятые из 5 главы. Bк = 1,52 ∙ (0,1 + 0,05 + 0,097) = 0,6 кА2 ∙ с . Таблица 6.1. Выбор выключателей на ВН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети Q1 – Q3 ВМТ – 110Б – 20/1000 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax Iоткл. н.≥ Iкi(3) I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 110 кВ Iном = 1000 А Iоткл. н. = 20 кА I2тер. ∙ tтер=1200кА2 ∙ с iдин = 52 кА Uсети = 110 кВ Iрmax = 206,3 А Iкi(3) = 1,5 кА Bк = 0,6 кА2 ∙ с iуд = 4 кА 1. Выберем выключатели на СН. На данном напряжении к установке принимаем выключатели наружного исполнения ВВУ – 35 – 40/2000 [5]. Интеграл Джоуля рассчитаем по формуле (6.2). Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.2. Таблица 6.2. Выбор выключателей на СН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети Q4 – Q6 ВВУ – 35 – 40/2000 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax Iоткл. н.≥ Iкi(3) I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 35 кВ Iном = 2000 А Iоткл. н. = 40 кА I2тер. ∙ tтер=6400кА2 ∙ с iдин = 100 кА Uсети = 35 кВ Iрmax = 1045 А Iкi(3) = 1,3 кА Bк = 0,44 кА2 ∙ с iуд = 3,5 кА Выберем выключатели СН на отходящих линиях. Максимальный расчетный ток на отходящих линиях находится по формуле (6.3). Iрmax.с.л = Iрmax.с / 7 , (6.3) Iрmax.с.л = 149,3 А. На данном напряжении к установке принимаем выключатели наружного исполнения С – 35М – 630 - 10 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.3. Таблица 6.3. Выбор выключателей на отходящих линиях СН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети Q7 – Q13 С – 35М – 630 – 10 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax Iоткл. н.≥ Iкi(3) I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 35 кВ Iном = 630 А Iоткл. н. = 10 кА I2тер. ∙ tтер=300кА2 ∙ с iдин = 26 кА Uсети = 35 кВ Iрmax = 149,3 А Iкi(3) = 1,3 кА Bк = 0,46 кА2 ∙ с iуд = 3,5 кА 2. Выберем выключатели на НН. На данном напряжении к установке принимаем выключатели внутреннего исполнения ВЭ – 6 – 1600/40 [4]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.4. Таблица 6.4. Выбор выключателей на НН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети Q14 , Q19 ,Q25 ВЭ – 6 – 1600 – 40 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax Iоткл. н.≥ Iкi(3) I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 6 кВ Iном = 1600 А Iоткл. н. = 40 кА I2тер. ∙ tтер=6400кА2 ∙ с iдин = 128 кА Uсети = 6 кВ Iрmax =1497,4 А Iкi(3) = 1,2 кА Bк = 0,27 кА2 ∙ с iуд = 1,7 кА Выберем выключатели НН на отходящих линиях. Максимальный расчетный ток на отходящих линиях находится по формуле (6.4). Iрmaxс л = Iрmax.н.с / 9 , (6.4) Iрmax.с.л = 131 А. На данном напряжении к установке принимаем выключатели внутреннего исполнения ВЭВ – 6 – 630/16 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.5. Таблица 6.5. Выбор выключателей на отходящих линиях НН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети Q15 – Q18 , Q20 – Q24 ВЭВ – 6 – 630/16 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax Iоткл. н.≥ Iкi(3) I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 6 кВ Iном = 630 А Iоткл. н. = 16 кА I2тер. ∙ tтер=1024кА2 ∙ с iдин = 41 кА Uсети = 6 кВ Iрmax = 131 А Iкi(3) = 1,2 кА Bк = 0,27 кА2 ∙ с iуд = 1,7 кА Выбранные выключатели удовлетворяют всем заданным условиям. 6.2. Выбор разъединителей Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
1. Выберем разъединители на ВН. Согласно рассчитанным значениям максимальных токов, протекающих по двухцепным линиям и линиям, подходящим к трансформаторам, к установке принимаем разъединители наружного исполнения РНД – 110 – 1000 [5]. Выбор осуществляется аналогичным образом, как для выключателей. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.6. 2. Выберем разъединители на СН. На данном напряжении к установке принимаем разъединители наружного исполнения РНД – 35/2000 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.7. Таблица 6.6. Выбор разъединителей на ВН Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети РНД – 110/1000 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 110 кВ Iном = 1000 А I2тер. ∙ tтер=2976,8кА2 ∙ с iдин = 80 кА Uсети = 110 кВ Iрmax = 217,8 А Bк = 0,56 кА2 ∙ с iуд = 4 кА Таблица 6.7. Выбор разъединителей на СН Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети РНД – 35/2000 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 35 кВ Iном = 2000 А I2тер. ∙ tтер=2976,8кА2 ∙ с iдин = 80 кА Uсети = 35 кВ Iрmax = 1045 А Bк = 0,44 кА2 ∙ с iуд = 3,5 кА Выберем разъединители СН на отходящих линиях. На данном напряжении к установке принимаем выключатели наружного исполнения РНД – 35/1000 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.8. Таблица 6.8. Выбор разъединителей на отходящих линиях СН Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети РНД – 35/1000 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 35 кВ Iном = 1000 А I2тер. ∙ tтер=1875кА2 ∙ с iдин = 63 кА Uсети = 35 кВ Iрmax = 149,3 А Bк = 0,43 кА2 ∙ с iуд = 3,5 кА Выбранные разъединители удовлетворяют всем заданным условиям. 6.3. Выбор трансформаторов тока Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения [4]. 1. Выбор трансформаторов тока на ВН. К установке принимаем трансформаторов тока наружного исполнения ТФЗМ110Б – II [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.11. Таблица 6.9. Выбор трансформаторов тока на ВН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети TA1, TA2 ТФЗМ110Б – II Класс точности – 0,5 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 110 кВ Iном = 750 А I2тер. ∙ tтер=3468кА2 ∙ с iдин = 100 кА Uсети = 110 кВ Iрmax = 206,3 А Bк = 0,51 кА2 ∙ с iуд = 4 кА 2. Выбор трансформаторов тока на CН. К установке принимаем трансформаторов тока наружного исполнения ТФЗМ35Б – I [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.12. Таблица 6.10. Выбор трансформаторов тока на CН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети TA3 – TA7 ТФЗМ35Б – I Класс точности – 0,5 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 35 кВ Iном = 1500А I2тер. ∙ tтер=3675кА2 ∙ с iдин = 70 кА Uсети = 35 кВ Iрmax = 1045 А Bк = 0,41 кА2 ∙ с iуд = 3,5 кА 3. Выбор трансформаторов тока на НН. К установке принимаем трансформаторов тока внутреннего исполнения ТЛМ – 6 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.13. Таблица 6.11. Выбор трансформаторов тока на НН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети TA8 ТЛМ – 6 Класс точности – 0,5 Uном≥Uсети Iном≥Iрmax I2тер. ∙ tтер ≥ Bк iдин≥iуд Uном = 6 кВ Iном = 1500 А I2тер. ∙ tтер=3267кА2 ∙с iдин = 125 кА Uсети = 6 кВ Iрmax = 1497,4 А Bк = 1,27 кА2 ∙ с iуд = 1,7 кА Выбранные трансформаторы тока удовлетворяют всем заданным условиям. 6.4. Выбор трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. 1. Выбор трансформаторов напряжения на ВН. К установке принимаем трансформаторов напряжения наружного исполнения НКФ – 110 – 58 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.14.
Таблица 6.12. Выбор трансформаторов напряжения на ВН Место установки Тип оборудования Условия выбора
Данные аппарата Данные сети TV1 , TV2 НКФ – 110 - 58 Uном≥Uсети Uном = 110/ кВ Uсети = 110 кВ 2. Выбор трансформаторов напряжения на СН. К установке принимаем трансформаторов напряжения наружного исполнения ЗНОМ – 35 – 65 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.15. Таблица 6.13. Выбор трансформаторов напряжения на СН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети TV3 , TV4 ЗНОМ – 35 - 65 Uном≥Uсети Uном = 35/ кВ Uсети = 35 кВ 3. Выбор трансформаторов напряжения на НН. К установке принимаем трансформаторов напряжения внутреннего исполнения ЗНОЛ.09 – 6 [5]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 6.16. Таблица 6.14. Выбор трансформаторов напряжения на НН Место установки Тип оборудования Условия выбора Данные аппарата Данные сети TV5 , TV6 ЗНОЛ.09 - 6 Uном≥Uсети Uном = 6/ кВ Uсети = 6 кВ Выбранные трансформаторы напряжения удовлетворяют всем заданным условиям. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Произведен расчет трансформаторной подстанции 110/35/6 кВ. В ходе работы была рассчитана мощность каждого из потребителей, а также суммарная мощность всей подстанции с учетом мощности собственных нужд; были выбраны силовые трансформаторы и схема их соединений, которая является дешевой и наиболее надежной. При расчете проводов линий электропередач сделан вывод об установке двухцепных ЛЭП, как наиболее оптимального варианта. Из расчетов токов КЗ, в наиболее тяжелом режиме, был произведен выбор основного оборудования подстанции: силовых выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Выбранное оборудование соответствует всем параметрам подстанции и удовлетворяет условиям выбора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ – 6 и ПУЭ – 7, с изм. и доп., по состоянию на 15 августа 2005 г. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005. – 854 с., ил. 2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. Кн.2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1973., 528 с. с ил. 3. Справочник по электротехнике электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., доп. – М.: Высш. Шк., 2000. – 255 с., ил. 4. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. / А.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр « Академия», 2004. – 448 с. 5. Электротехнический справочник. В 4 т. Т 2.Электротехнические изделия и устройства. / Под общей ред. профессоров МЭИ. В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов). – 9-е изд., стер. – М.: Издательство МЭИ; 2003. – 518 с.