Зміст
1. Розрахунок електричних навантажень та побудова графіків навантаження підстанції
2.Вибір потужності трансформаторів підстанції та перевірка їх по навантажувальній здатності
3. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір струмообмежувальних реакторів
4.Вибір головної схеми електричних з’єднань підстанції
5. Вибір апаратів високої напруги
6. Вибір та розрахунок збірних шин та струмоведучих частин, схеми постійного струму та акумуляторних батарей
Список літератури
1. Розрахунок електричних навантажень та побудова графіків навантаження підстанції
Режими споживання електроенергії споживачами характеризується графіками електричних навантажень, які відображають зміни споживаної потужності на протязі доби.
Навантаження споживачів підстанції задається графіками активної потужності зимових діб Р н |t| на стороні низької напруги і Р с |t| на стороні середньої напруги ПС у відсотках від максимальної потужності відповідного ступеня напруги.
По цим графікам, а також по значенням Рн.max, Рс.max, і cosφн , cosφс , приведеним в завданні на курсову роботу необхідно побудувати графіки навантаження в іменованих одиницях. Визначаємо значення реактивної і повної потужностей графіків Q(t)і S(t)для зимових діб обмоток НН і СН:
Q(і)= Рі۰ tgφ; S(і)= Рі/ cosφ;
Графіки навантаження на стороні високої напруги ПС визначають по значенням Р в,Qв,Sв:
Рв= Рн+ РсQв = Qн + QcSв = √Р2в+Q2в
Приймаємо, що навантаження зимового максимуму 15МВт=100%, а для літнього періоду навантаження становить 92% зимового, тоді для СН з графіка випливає, що
Таблиця 1.1
Година
0-2
2-4
4-6
6-1
10-14
14-2
20-22
22-24
n% зима
60
55
60
90
80
100
80
60
Р, МВт Зима
9
8.25
9
13.5
12
15
12
9
Р, МВт, літо
8.28
7.59
8.28
12.42
11.04
13.8
11.04
8.28
Приймаємо, що навантаження зимового максимуму 13МВт=100%, а для літнього періоду навантаження становить 92% зимового, тоді для НН з графіка випливає, що
Таблиця 1.2
Година
0-2
2-6
6-10
10-14
14-19
19-22
22-24
n%, зима
60
5
85
80
100
75
5
Р, МВт, зима
7.8
6.5
11.05
10.4
13--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
0-2
2-4
4-6
6-10
10-14
14-19
19-20
20-22
22-24
PB, МВт Зима
16.8
14.75
15.5
24.55
22.4
28
23.45
20.45
15.5
QВ, Мвар зима
8.08
6.86
7.5
11.77
10.7
13.4
11.37
9.87
7.5
SB, МВА Зима
18.64
15.67
16.75
27.2
24.8
31.04
26.06
22.7
17.2
PB, МВт Літо
15.46
13.57
14.26
22.58
20.61
25.76
21.57
18.81
14.26
QВ, Мвар Літо
7.41
6.53
6.87
10.83
10.07
12.35
10.48
8.54
6.87
SB, МВА Літо
17.14
15.06
15.82
25.04
22.9
28.6
24
20.65
15.8
Побудуємо річний графік навантаження по продовженності.
Враховуючи, що зима включає в себе 213 діб, а літо – 152, розрахуємо години для річного графіка.
/>годпри />
/>год при />
/>год при />
/>год при />
/>год при />
/>годпри />
/>годпри />
/>годпри />
/>год при />
/>годпри />
/>год при />
/>год при />
/>годпри />
/>год при /> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>год при />
/>годпри />
Площа, що обмежується кривою графіка активного навантаження, чисельно рівна енергії, виробленої чи спожитої електроустановкою за розглядуваний період:
W=∑Piз∙Tiз+∑Piл∙Tiл.
де Pi— потужність 1-го ступеня графіка; Ti— тривалість ступеня.
W=P1∙T1+P2∙T2+P3∙T3+P4∙T4+P5∙T5+P6∙T6+P7∙T7+P8∙T8+P9∙T9+P10∙T10+ P11∙T11+P12∙T12+P13∙T13+P14∙T14+P15∙T15+P16∙T16=
/>
/>
261121= МВт۰год
Середня потужність по графіку
/>МВт۰год
Коефіцієнт завантаження
/>
Час використання максимальної потужності
/>год
/>
Рис. 1.1 Графік активного навантаження (зимовий та літній) для СН
/>
Рис. 1.2. Графік активного навантаження (зимовий та літній) для НН
/>
Рис. 1.3. Графік активного навантаження (зимовий та літній) для ВН
/>
Рис. 1.4 Графік реактивного навантаження (зимовий та літній) для СН
/>
Рис. 1.5. Графік реактивного навантаження (зимовий та літній) для НН
/>
Рис. 1.6. Графік реактивного навантаження (зимовий та літній) для ВН
/>
Рис. 1.7. Графік повного навантаження (зимовий та літній) для СН
/>
Рис. 1.8. Графік повного навантаження (зимовий та літній) для НН
/>
Рис. 1.9. Графік повного навантаження (зимовий та літній) для ВН
/>
Рис. 1.10. Графік повного навантаження (зимовий та літній) для ВН
2.Вибір потужності трансформаторів підстанції та перевірка їх по навантажувальній здатності
Для електропостачання споживачів першої та другої категорій, як правило, встановлюють два трансформатори (автотрансформатори)
При перевірці вибраних трансформаторів по навантажувальній здатності враховують можливі систематичні і аварійні довготривалі перевантаження.
/> МВА
/> МВА
Вибираємо два трансформатори типу ТДТН-25000/15-70Y1
Sном=25 МВА, Uвн=158 кВ, Uсн=38,5 кВ, Uнн=11 кВ,
Рх=29кВт, Рк=145кВт, Iх=0,9% ,
Uк вн-сн=10,5 %, Uк вн-нн=18 %, Uк сн-нн =6 %
Визначаємо відносне навантаження першого ступеня:
/>
/> де S(t)-навантаження менше, ніж Sном.т-ра. продолжение
--PAGE_BREAK--
/>;/>;/>;/>;
/> />
/>
Визначаємо відносне навантаження другого ступеня:
/>;/>;/>;
/>
К2 ≥ 0,9 ۰Кмах=0,9۰Sн.мах/Sт.ном=0,9۰31.04/25=1,11
Згідно норм максимально допустимих систематичних і аварійних перевантажень трансформаторів (табл.1.36 Л-1, стор.52) при (θп= -20˚С; K1=0,8;
h=10) K2 = 1,42 проти 1,12 з розрахунків, для систематичних перевантажень.
Для аварійних перевантажень К2= 1,6 проти 1,12 з розрахунків. Для літнього періоду розрахунок проводити не потрібно, так як за літнім графіком навантажень трансформатор працює без перевантажень. Отже, при даних систематичних перевантаженнях трансформатор може працювати в даному режимі необмежений час без шкідливого впливу на термін служби. Аварійно допустиме перевантаження трансформатора складає 1,6 Sн.т.
3. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір струмообмежувальних реакторів
Розрахунок струмів к.з. проводиться в обсязі необхідному для вибору апаратів і шин, а також для вирішення питання необхідності обмеження струмів к.з. Для цього розрахуємо струми трифазного к.з. Розрахунковими точками к.з. є шини всіх трьох напруг (ВН, СН, НН).
/>
Рис 3.1. Розрахункова схема для визначення струмів к.з.
Вибираємо два трансформатори типу ТДТН-25000/15-70Y1
Sном=25МВА, Uвн=158кВ, Uсн=38,5 кВ, Uнн=11 кВ,
Рх=29кВт, Рк=145кВт, Iх=0,9% ,
Uк вн-сн=10,5 %, Uк вн-нн=18 %, Uк сн-нн =6 %
/>
/>
/>
Підстанція під’єднана до системи на стороні ВН двома лініями електропередачі довжиною 35 км. Враховуємо, що на стороні ВН та СН трансформатори працюють паралельно, а на стороні НН-роздільно. Розрахунки проводимо у відносних базових одиницях. При розрахунку періодичної складової струму к.з. в мережах вище 1000 В активні опори нехтують.
/>
Рис 3.2. Заступна схема для розрахунку струмів к.з.
Розрахунок струму к.з. на стороні ВН.
/>
Розрахунок початкового значення струму к.з. для підстанції спрощується, якщо джерело живлення – система. Це джерело можна рахувати досить віддаленим від усіх точок к.з., так, що періодична складова струму к.з. не змінюється в часі.
ЕРС системи Ес= 1(в.б.о.), Uб = 158 кВ, Sб = 1000МВА.
/>
/>
/>
/>
Періодична складова струму к.з.
/>
/>
Розраховуємо аперіодичну складову струму к.з. до моменту розходження контактів у вимикачі />, ударний струм к.з. Iуд.та тепловий імпульс к.з. Вх. продолжение
--PAGE_BREAK--
/> ,
де />— початкове значення аперіодичної складової струму к.з.
/> Та– постійна часу затухання аперіодичної складової, сек.
/> />— власний час відмикання вимикача, сек..
/> — мінімальний час дії релейного захисту, приймається 0,01с.
/>,
/>
/>
Ударний струм к.з. необхідний для перевірки апаратів на електродинамічну стійкість
/>
Розрахунок теплового імпульсу к.з. Вкнеобхідний для перевірки апаратів і струмоведучих частин на термічну стійкість к.з.
/>
Розрахуємо струм к.з. на стороні СН
/>
Ес= 1(в.б.о.), Uб = 35 кВ, Sб = 1000 МВА.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Періодична складова струму к.з.
/>
/>
Аперіодична складова струму к.з.
/>,
/>
/>
Ударний струм к.з. необхідний для перевірки апаратів на електродинамічну стійкість
/>
/>
Розрахуємо струм к.з. на стороні НН
/>
Ес= 1(в.б.о.), Uб = 10,5 кВ, Sб = 1000 МВА.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Періодична складова струму к.з
/>
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
Аперіодична складова струму к.з.
/>,
/>
/>
Ударний струм к.з. необхідний для перевірки апаратів на електродинамічну стійкість
/>
/>
Так як Iпсна шинах НН не перевищує 20 кА, то обмежувати струм к.з. не потрібно, так як на КРУ встановлюються вимикачі, які проходять по відключаючій здатності.
4. Вибір головної схеми електричних з’єднань підстанції
Розрахунок кількості приєднань на стороні ВН: за даними nл= 2
Розрахунок кількості приєднань на стороні СН:
UСН= 35 кВ, тому Рнат= 3 МВт
/> ліній.
Розрахунок кількості приєднань на стороні НН:
UНН= 10,5 кВ, тому Рнат= 2,5 МВт
/> ліній.
Вибір структурної схеми електричних з’єднань підстанції вибирається на основі схеми розвитку електричних схем енергосистеми чи схеми електропостачання району і повинна задовольняти відповідні вимоги.
На підстанціях призначених для електропостачання споживачів на двох напругах (СН та НН) як правило, встановлюються автотрансформатори чи три обмоткові трансформатори як в нашому випадку.
/>
Рис 4.1. Структурна схема підстанції.
2. Вибір електричних схем РП підстанції.
Для РП ВНвибираємо мостик з вимикачем в перемичці з відокремлювачами в колах трансформатора в сторону ліній:
/>
Основною перевагою даної схеми є її економічність (три вимикача на чотири приєднання) і простота експлуатації.
Для РП СН вибираємо схему однією секціонованою системою шин. Вибрана схема є простою в управлінні та економічною, що збільшує її надійність.
/>
Для РП НН можна застосувати одну секціоновану вимикачем систему шин. Дана схема є простою в керуванні, а для надійності РП НН монтують в закритому приміщенні, таке виконання збільшує строк служби всіх елементів схеми, внаслідок захисту їх від впливу зовнішнього середовища.
/>
5. Вибір апаратів високої напруги
Вибір апаратів високої напруги проводиться по розрахунковим умовах, по довготривалому режиму роботи, тобто такого режиму режиму роботи обладнання, тривалість якого достатня для встановлення температури його частин, незмінною, коли є температура навколишнього середовища.
Вибір комутаційної і струмообмежуючої апаратури
Вибір вимикачів
Вимикачі є основними комутаційними апаратами і служать для відключення і ввімкнення кіл в різних режимах роботи. Найбільш відповідальною операцією є відключення струмів КЗ.
При виборі вимикачів необхідно враховувати основні вимоги, що представлені до них. Вимикачі повинні надійно відключати любі струми: нормального режиму і КЗ, а також малі індуктивні і ємнісні струми без появи при цьому небезпечних комутаційних перенапруг. Для збереження стійкості роботи системи відключення КЗ повинно виконуватись якомога швидше; вимикач повинен бути пристосований для швидкодіючого АПВ. Конструкція вимикача повинна бути простою, зручною для експлуатації і транспортування, вимикач повинен мати високу ремонтоспроможність вибухо- і пожежобезпечним.
По ГОСТ 687-78 приведені слідуючи параметри вимикачів:
Номінальна напруга />.
Номінальний струм />.
Номінальний струм вимкнення />– найбільший струм КЗ (діюче значення періодичної складової), який вимикач здатний вимкнути при напрузі, що дорівнює найбільшій робочій, при заданій умові встановлення напруги і заданого циклу операцій.
Номінальний відсотковий склад аперіодичної складової струму в струмі відключення
/>.
Цю величину визначають за кривою />визначають з рис.8-1[3] для моменту часу />. Час />від початку КЗ до розімкнення контактів вимикача визначають за виразом
/>, продолжение
--PAGE_BREAK--
де />— мінімальний час дії релейного захисту, приймається рівним 0,01 с; />— власний час вимкнення вимикача по каталогу.
Діюче значення періодичної складової />і амплітудне значення повного струму />, що характеризують електродинамічну стійкість вимикача. Ці струми вимикач витримує у ввімкненому стані без пошкоджень, що заважають його подальшій роботі.
Струм термічної стійкості />і час дії струму термічної стійкості />.
Вибір вимикачів виконується за наступними параметрами:
за напругою електроустановки –
/>;
по продовжуваності струму –
/>;
Перевірка на електродинамічну стійкість виконується за умовою
/>,
де />і />— розрахункові значення періодичної складової струму КЗ і ударного струму в колі, для якого вибирається вимикач.
Вибравши вимикач за розглянутими параметрами, а значить, знаючи />, знаходять />і для цього моменту часу визначають періодичну (/>) і аперіодичну (/>) складові струму КЗ.
Далі перевіряють вимикач на симетричний струм відключення(/>) і на можливість відключення аперіодичної складової />.
Якщо умова />виконується, а />(велика частина аперіодичної складової струму), то допускається вибирати вимикач по повному струмові:
/>.
На термічну стійкість вимикач перевіряють по розрахунковому імпульсу квадратичного струму КЗ і знайдених в каталозі значенням />і />:
/>.
Вибір вимикачів рекомендовано виконувати в табличному вигляді (табл 5.1.).
Таблиця 5.1
Розрахункові параметри
Каталожні дані вимикача
Умова вибору
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>/> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
-
/> --PAGE_BREAK--
/>
/> --PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
/>
не перевіряється
/>
/>
Виберемо трансформатор струму для НН 10 кВ типу ТПЛК-10 У3
Таблиця 5.7
Розрахункові дані
Каталожні дані
/>
/>
/>
/>
/>
не перевіряється
/>
/>
По напрузі установки
Uуст ≤ Uном
2. По конструкції і схемі з’єднання обмоток
По класу точності
По вторинному навантаженню
S2∑ ≤ Sном
де Sном– номінальна потужність в вибраному класі точності; S2∑– навантаження
Виходячи з вищезазначених умов для сторони ВН вибираємо т-тор напруги типу НКФ-220-58У1, для сторони СН – т-тор типу ЗНОМ-35-65У1, для сторони НН-ЗНОЛ.06-10У3.
6. Вибір та розрахунок збірних шин та струмоведучих частин, схеми постійного струму та акумуляторних батарей
Вибір гнучких шин для сторони ВН
Січення гнучких шин вибираємо:
по економічній густині струму
/> />
де />вибираємо з Т.4-1, Л-2, с.230
Приймаємо провід АС-25/4.2 з Ідоп=142А
Перевіримо провід по допустимому струм :
/>
Отже, умова виконується.
Початкова критична напруженість електричного поля:
/>
Напруженість електричного поля
/>
Умова перевірки на корону:
/>
/>
Таким чином, провід АС-25/4.2по умовам коронування проходить.
Вибір гнучких шин для сторони СН
/> />
Приймаємо провід АС-1/1,8з Ідоп=84А .
Перевіримо провід по допустимому струм :
/>
Отже, умова виконується.
Початкова критична напруженість електричного поля:
/>
Напруженість електричного поля
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
Умова перевірки на корону:
/>
/>
Таким чином, провід АС-1/1.8по умовам коронування проходить.
Вибір гнучких шин для сторони НН
Збірні шини вибираємо за допустимими струмами на шинах, який дорівнює струму найбільш потужного приєднання.
/>
Перевірку на можливість дотику проводів при двофазному к.з. не проводимо оскільки Іп= 8,976кА
/>
Приймаємо провід АС-16/2.7з Ідоп=111А .
Перевіримо провід по допустимому струму :
/>
Отже, умова виконується.
Початкова критична напруженість електричного поля:
/>
Напруженість електричного поля
/>
Умова перевірки на корону
/>
/>
Таким чином, провід АС-16/2.7по умовам коронування проходить.
Вибираємо кабель типу 3*АВВГ з перерізом жил 35 мм2з Ідоп= 3۰111=333А
Вибір схеми живлення власних потреб та розрахунок їх навантаження схеми, оперативного струму
До ВП ПС відносяться наступні споживачі:
системи охолодженнят-ріві синхронних компенсаторів
системи пожежегасіння
аварійне освітлення
підігрів вимикачів та приводів та ін.
Для всіх ПС 35-750 кВ встановлюється не менше двох ТВП. Визначення сумарної розрахункової потужності споживачів ВП проводиться з врахуванням коефіцієнту попиту ά. Останній вказує використання встановленої потужності і одночасність їх роботи.
Розрахунок навантаження на ТВП зведений в таблицю
Таблиця 6.1
Найменування Споживачів
Встановлена
потужність
Ŋ
Соs φ
tg φ
Розрахункова потужність на тр-тор
Потужність в одиницях і кількість
Загальна потужність
Літо
Зима
Коефіцієнт попиту
Активна потужн
Рл=Р۰ά/l
Реактивна потужність
Qл= Рл۰tgφ
Коеф. попиту ά
Активна потужн
Рл=Р۰ά/l
Реактивна потужність
Qл= Рл۰tgφ
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
Освітлення ВРП
150 кВ
-
20
1
1
0,35
7
0,35
7
Освітлення ВРП
35 кВ
-
12
1
1
0,35
4,2
0,35
4,2
Освітлення ОПУ
-
11
1
1
0,7
7,7
0,9
9,9
Освітлення
компресорної
-
3,2
1
1
1
3,2
1
3,2
Підігрів
повітрозбірників
26,6
26,6
1
1
-
-
-
1
26,6
Підігрів приводів
вимикачів 150 кВ
27,7
27,7
1
1
-
-
-
1
27,7
Підігрів приводів
вимикачів 35 кВ
14,4
14,4
1
1
-
-
-
1
14,4
Підігрів шаф КРП
10 кВ
10
10
1
1
-
-
-
1
10
Охолодження ТР
84
84
0,8
0,8
0,6
0,8
114
77,3
0,85
114
77,3
Компресори
164
164
0,8
0,8
0,6
0,4
79
4,9
0,4
79
4,9
Апаратура зв’язк
16
16
1
1
1
6
1
6
Силове наванта-
ження ОПУ
-
5
0,8
0,8
0,6
0,5
3
2
0,5
3
2
Насосна пожежо-
Гасіння
-
18
1
1
-
-
-
1
18
Опалення ОПУ
-
96
1
1
-
-
-
1
96
Опалення
компресорної
-
22
1
1
-
-
-
1
22
Всього
224,1
84,2
441
84,2 продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
/>
Максимальна розрахункова потужність споживачів ВП:
/>
Потужність ТВП при наявному резерві
/>
Приймаємо 2 ТВП по 400 кВА типу ТСЗ-400/10
Вибираємо випрямлений оперативний струм так як він може застосовуватись на ПС 110-220 кВ зі схемою електричних з’єднань в яких включена можливість одночасного включення більше одного вимикача.
/>
Рис.6.1 Схема живлення ВП ПС із оперативним випрямленим струмом.
Вибір акумуляторної батареї
Зміркувань надійного захисту РЗ мінімально допустима напруга одного елементу :
/>
/>
/>
/>
Отже, вибираємо акумуляторну батарею типу СК-5.
Список літератури
1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций» –М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 c.
2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций» – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 c.
3. Гук Ю.Б., Кантан В.В, Петрова С.С. «Проектирование электрической части станций и подстанций» – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 c.