АННОТАЦИЯ
Данный дипломный проект состоит из пояснительной записки:
Страниц – 118, рисунков – 8, таблиц – 19, и графической части – 6листов формата А1.
В пояснительной записке к дипломной работе представленыследующие разделы:
— развитие электрических сетей энергорайона «В». В этомразделе рассмотрено три варианта развития электрических сетей энергорайона«В», производится их технико-экономическое сравнение, и выбор лучшегоиз них;
— проектирование подстанции П25 110/10 кВ. В этом разделе произведёнрасчёт токов короткого замыкания и выбор основного оборудования;
— экономическое обоснование строительства новой подстанции. В этомразделе произведена оценка целесообразности вложения инвестиций в строительствоновой подстанции П25;
— безопасность жизнедеятельности. В этом разделе произведёнанализ опасных и негативных факторов на подстанции;произведен расчет искусственного освещения в помещении дежурного подстанции; произведен расчет заземляющего устройстваподстанции; освещены меры обеспечения по пожарнойбезопасности; перечислены возможные ЧС на подстанции.
ВВЕДЕНИЕ
Важной особенностью развития ЭЭС является обеспечение надежного ибесперебойного питания потребителей. Бесперебойность электроснабжения воплощаетв себе множество взаимозависимых составляющих: начиная от разработки иизготовления огромного количества разнотипного оборудования и аппаратуры,качества проектов, монтажа, наладки и до ввода в действие оборудования идоведения режима его работы до нормы.
Выбор типа, мощности, числа и мест размещения источников питанияявляется сложной самостоятельной задачей проектирования. Эта задача решается сучетом влияния соответствующей электрической сети. Обычно уменьшение числаисточников питания при снижении их стоимости приводит к утяжелению электрическойсети и ее удорожанию. В некоторых случаях в связи с этим приходится вводитькоррективы даже и при размещении потребителей электроэнергии.
Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётомновейших достижений науки и техники, и технико-экономическое обоснованиерешений, определяющих формирование энергетических объединений и развитиеэлектрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации иуправления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабженияпотребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах итребуемого качества с наименьшими затратами.
Проектирование развития энергосистем и электрических сетейосуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнениекомплекса вне стадийных проектных работ.
Проектразвития электрических сетей выполняется в качестве самостоятельной работы,именуемой «Схемой развития электрической сети энергосистемы» (объединённой,районной, города, промышленного узла и др.), или как составная часть «Схемыразвития энергосистемы».
В процессепроектирования осуществляется взаимный обмен информацией и увязка решений поразвитию электрических сетей различных назначений и напряжений.
При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных этапахпроектирования электрических сетей, указанные работы имеют следующее примерноесодержание:
• анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы,включающей её рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулированиянапряжения, выявления узких мест в работе;
• определение электрических нагрузок потребителей исоставление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам,обоснование сооружения новых подстанций;
• выбор расчётных режимов работы электростанций, иопределение загрузки проектируемой электрической сети;
• электрические расчёты различных режимов работы сети иобоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни;проверочные расчёты статической и динамической устойчивости параллельной работыэлектростанций, выявление основных требований к системной противоаварийнойавтоматике;
• составление баланса реактивной мощности и выявлениеусловий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещениякомпенсирующих устройств, их типа и мощности;
• расчётытоков короткого замыкания в проектируемой сети и установление требований котключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка предложений поограничению токов короткого замыкания;
• сводные данные по намеченному объёму развитияэлектрической сети натуральные и стоимостные показатели, очерёдностьразвития.
1. РАЗВИТИЕЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОРАЙОНА «В»
1.1Методика проектирования развития электрической сети
Проектирование электрической сети – задача комплексная,предполагающая решение технических и экономических вопросов применительно кисходным данным, определяемым техническим заданием на разработку проекта.
В техническом задании на проектирование обычно приводятся мощностинагрузок с указанием состава потребителей по категориям их электроснабжения,наиболее характерные суточные графики нагрузок или время использованиянаибольшей нагрузки в году, вторичное напряжение подстанций, их расположениеотносительно друг друга и возможных источников питания, указания о возможныхпутях дальнейшего развития сети. В процессе проектирования, на основанииисходных данных, имеющихся в техническом задании, выбирается: номинальноенапряжение; рациональная схема сети; сечение проводов и кабелей линий,образующих сеть; определяется мощность и число трансформаторов или автотрансформаторовна подстанциях; разрабатываются схемы их электрических соединений; оцениваетсянеобходимость установки на подстанциях источников реактивной мощности и ихнаиболее экономичное размещение; определяются средства регулированиянапряжения.
В настоящее время в практике проектирования электрических сетейприменяется метод вариантного сопоставления на основе определения приведенныхзатрат. Предполагаемые варианты сооружения сети могут отличаться номинальнымнапряжением, конфигурацией схемы, иметь разную надежность электроснабженияпотребителей в тех случаях, когда это возможно. Но должны быть техническиосуществимы, а также удовлетворять требованиям. Только такие варианты сетиподлежат дальнейшему экономическому анализу с целью выявления наиболее рациональногоиз них, причем критерием для оценки наиболее целесообразного варианта являетсяминимум приведенных затрат. Если же различие в приведенных затратах сопоставляемыхвариантов лежит в пределах точности задания исходных данных, то для окончательногорешения принимаются во внимание дополнительные характеристики вариантов, аименно: условия, эксплуатации сети, возможность ее дальнейшего развития,наличие среди вариантов сети с более высоким номинальным напряжением,необходимые средства регулирования напряжения. Наиболее простая возможностьвведения дополнительных средств автоматизации сети и многое другое. Технология проектированияпредусматривает рассмотрение нескольких вариантов развития электрической сети иможет быть представлена последовательностью следующих этапов.
Выбор схемы подстанции. Припроектировании подстанции предварительно составляют схему ее электрическихприсоединений. Схемой электрических соединений называется чертеж, на которомпоказано соединение всех элементов установки, составляющие цепь передачиэлектрической энергии от источника к потребителю. При выборе схемы подстанцииследует учитывать число присоединений, требования к надежности присоединенияпотребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности помежсистемным и магистральным линиям электропередачи, возможности перспективногоразвития.
К схемам районных подстанций напряжением 110/35/10, 110/10 или35/10 кВ предъявляют следующие требования:
• схема должна обеспечивать надежное питание присоединенныхпотребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах в соответствии скатегориями нагрузки;
• схема должна быть достаточно простой, надежной и удобной вэксплуатации,
• содержать, по возможности, простые и дешёвые коммутационныеаппараты;
• число отходящих линий не должно превышать пяти-шести;
• схема подстанции должна допускать ее развитие при дальнейшемросте нагрузок потребителей.
На подстанции должен быть предусмотрен учет отпущеннойпотребителям электрической энергии.
Выбор трансформаторов новой подстанции. На подстанциях высокое напряжение питающих линий понижается доболее низкого напряжения, при котором электроэнергия распределяетсяпотребителям. Поэтому основным оборудованием подстанции является силовойтрансформатор (трансформаторы предназначены для повышения напряжения (наэлектростанциях), повышения и понижения напряжения при передаче и распределенииэлектрической энергии потребителям). Кроме того, в состав подстанции входятраспределительные устройства первичного и вторичного напряжения, устройствауправления, сигнализации и защиты.
В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанцииопределяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количествомноминальных напряжений. Однако, как правило, в обычных условиях на подстанцияхпредусмотрена установка двух трансформаторов. При этом предполагается, что приаварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечиватьнормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность каждоготрансформатора на двух трансформаторной подстанции выбирают следующим образом:
Определяют
Sтр= (0,65 + 0,7)·Snc (1.1)
где Sтр— мощность одного трансформатора, МВА;
Snc — максимальная мощность, проходящая через оба трансформатора,МВ·А.
Мощность трансформаторов на подстанции в нормальных условияхобеспечивает питание электрической энергией всех потребителей, подключенных кданной подстанции. При выборе трансформаторов на проектируемой подстанцииследует учитывать перегрузочную способность трансформаторов при работе ваварийном режиме.
Выбор сечений проводов новых линий электропередачи. Основными исходными данными для проектирования линии являютсяпередаваемая мощность, дальность передачи, топографические, геологические иклиматические условия в районе прохождения линии.
При проектировании учитываются также требования ПУЭ кконструктивным элементам воздушной линии для каждого режима работы, а такжетребования к линиям в зависимости от местностей с различной плотностьюнаселения.
При расчете и выборе конструкций ВЛ учитывают климатические условия,определяющие воздействия на ВЛ ветра, температуры, атмосферных осадков,гололеда, грозы. Для линий различных напряжений предусмотрены различныерасчетные климатические условия, то есть сочетания внешних атмосферных нагрузок(ветра и гололеда) на элементы линии.
При проектировании ВЛ делают расчет на механическую прочность,чтобы линия могла выдерживать перегрузки от ветра и гололеда но в то же времяучитывают необходимость экономии и то обстоятельство, что наибольшие перегрузкислучаются не каждый год.
Расстояниемежду опорами выбирают так, чтобы стоимость линии была наименьшей.
Для линий электропередачи в основном применяются сталеалюминевыепровода марок АС, отличающиеся друг от друга различным отношением сеченийалюминиевой и стальной частей.
По условию механической прочности на линиях выше 1000 Вприменяются исключительно многопроволочные провода.
Сечение проводов новых линий электропередач определяется поэкономическим интервалам [3].
Проверка провода по длительной допустимой токовой нагрузке.
В условиях такой проверки максимальные рабочие токи линии сопоставляютс допустимыми токами на нагрев для проводников, выбранных предварительно поусловиям экономической эффективности.
При выводе из строя одной цепи линии, по оставшейся в работе цепидолжна передаваться прежняя мощность, то есть ток линии увеличивается в двараза по сравнению с нормальным режимом:
Iр.m. = 2Iтах. (1.2)
Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева вустановившемся режиме работы, если удовлетворяется условие:
Iр.m≥1доп. (1.3)
1.1.1Расчет режимов электрической сети
Режимэнергосистемы в самом общем виде определяется как совокупность условий, вкоторых происходит процесс производства, преобразования, распределения ипотребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой большое числоразличных, но взаимосвязанных единством производственного процесса элементов,находящихся в том или ином состоянии, каждый из которых влияет на режимэнергосистемы в целом.
Основной целью расчетов режимов при проектировании электрическихсетей является определение их параметров, характеризующих условия в которыхработают оборудование сетей и ее потребители, а также определение потерьнапряжения. Результаты расчетов режимов сетей являются основой для оценкикачества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемыхрежимов с точки зрения работы оборудования сети, а также выявления оптимальныхусловий энергоснабжения потребителей.
Исходными данными при расчетах режимов электрической сети являютсяизвестные мощности потребительских подстанций, величины напряжения источниковпитания или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям отэлектростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основекоторых составляется расчетная схема замещения.
Результаты расчетов режимов сетей являются основной документациейдля выявления допустимости рассматриваемых режимов, оценки качестваэлектроэнергии, выдаваемой потребителям, выявление наилучших условийфункционирования систем.
Режим подстанции в основном определяется значениями суммарнойактивной и реактивной мощности, напряжением и частотой на сборных шинахподстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так иработой самой подстанции.
Расчеты режимов являются одним из самых распространенных ирегулярно выполняемых расчетов при проектировании и эксплуатации электрическихсистем. При этом в качестве исходных данных в большинстве случаев используются:
• схемы сети и параметры элементов;
• активные и реактивные мощности нагрузок;
• активные и реактивные мощности станций;
• модульи аргумент напряжения в одном из узлов, который называется базисным.
Режим энергосистемы задается по узловым точкам, основнымпараметрам системы. В разработку режима энергосистемы входит: обеспечение нормальныхпараметров частоты и напряжения, установление величины и характера ожидаемогопотребления энергии и максимума нагрузки, распределение нагрузок междуподстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности,установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режимаэнергосистемы, установление и проверка надежности схемы электрическихсоединений, расчеты для наиболее характерных периодов, потокораспределения их вэнергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической истатической устойчивости и т.д.
1.1.2 Определениеприведенных затрат
Расчёт приведенных народнохозяйственных затрат проводится вследующем порядке:
Определяют капиталовложения для рассматриваемого варианта развитияэлектрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрическихпередач и подстанций сети:
К = Кл+ Кпс (1.4)
Капитальные затраты с достаточной точностью можно определить спомощью укрупнённых показателей стоимости отдельных элементов электрическойсистемы для средних условий строительства:
Кл= Куд· l, (1.5)
где Куд– стоимость 1 км линии [3];
l — длиналинии, км.
Затраты на сооружение подстанции включают стоимость оборудованияподстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие восновном от напряжения и общего количества выключателей.
Кпс=Кяч+ Ктр+ Кпост , (1.6)
где Кяч– стоимость ячеекраспределительных устройств [3];
Ктр– стоимость трансформаторов[3];
Кпост– постоянная часть затрат [3],
Определяются ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию иобслуживание сети:
И'=Ил+Ипс=(аал+аол)·Кл/100+(аап+аоп)·Кпс/100 (1.7)
где аал – амортизационные отчисления на линииэлектропередачи;
аол– отчисления на обслуживаниелиний электропередачи;
аап – амортизационные отчисления на подстанции;
аоп – отчисления на обслуживание подстанций.
Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активноймощности и электроэнергии:
Зпот=Зэ'ΔЭ'+ Зэ''ΔЭ", (1.8)
где ΔЭ' – переменные потери электроэнергии,зависящие от нагрузки, кВт·ч;
ΔЭ" – постоянные потериэлектроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;
Зэ' – замыкающие затраты напеременные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·чэлектроэнергии), коп/кВт·ч;
Зэ'' – замыкающие затраты напостоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·чэлектроэнергии), коп/кВт·ч.
Переменные потери электрической энергии определяются:
ΔЭ'=τΣΔРмакс, (1.9)
где ΣΔРмакс– суммарные переменные потери,активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путемсуммированиядвух параметров из распечатки результатов: «Суммарные потери по воздушнымлиниям и трансформаторам»;
τ – время максимальных потерь.Находится по эмпирической формуле:
τ = (0,124 +Тнб/10000)2·8760 (1.10)
Постоянные потери электрической энергии определяются:
ΔЭ''=ТрΣΔРхх, (1.11)
где ΣΔРхх– суммарные потери активноймощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерьхолостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях неучитываются;
Тр — время работы трансформаторовв году. Тробычно принимается равным 8760 часов.
Значения Зэ' Зэ'' определяются по графическимзависимостям [3].
Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:
И = И' + Зпот (1.12)
Приведенные затраты для различных вариантов развития определяютсяпо выражению:
З=Ен·К+И, (1.13)
где Ен– нормативный коэффициентэффективности капитальных вложений, 1/год(Ен=0,12).
После расчёта всех необходимых параметров подстанции припроектировании для каждого варианта развития сети, необходимопроизвести сравнение технико-экономическихпоказателей вариантов развития энергосети.
Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствоватьследующим условиям сопоставимости:
• варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должнысоответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний попроектированию;
• все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковыйэнергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии ипотребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;
• развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается заодин и тот же период времени;
• сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативнымтребованиям к надежности электроснабжения;
• все экономические показатели сравниваемых вариантов должныопределяться в ценах одного уровня по источникам равной достоверности;
• тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задаватьдиапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимальноговарианта.
1.1.3 Существующаясхема и перспективные нагрузки энергорайона
Энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжениеэнергорайона одного из южных регионов РФ.
На балансе электрических сетей «В» находятся:
• 2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;
• 4 подстанций 220 кВ;
• 12 подстанции 110 кВ;
• ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;
• ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.
Карта-схема существующей сети с новым перспективным узломпотребления представлена в приложении А. Данные оперспективных нагрузках на конец пятого года в существующих узлах представленыв исходных данных для расчёта максимального режима электрической сети впрограмме RastrWin (см. приложение Б).
1.2Варианты развития электрической сети
Рассмотрим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этомдолжно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся отпроектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемогокачества.
На основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбортрансформаторов по (1.1).
SП25=13МВ·А; tgφ=0,4.
Sтр= (0,65÷0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5÷9,1МВ·А
Выбираем два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранныхтрансформаторов, взятые из справочника [3], приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов новой подстанцииП/с Тип
SНОМ,
МВ·А Кол-во
UНОМ, кВ
UК,
%
ΔРКЗ,
кВт
ΔРХХ,
кВт
IХХ,
% В Н П25 ТДН-10000/110 10 2 115 11 10,5 60 14 0,7
Произведём расчёт параметров трансформаторов на проектируемойподстанции П25 по следующим формулам:
r= ΔРКЗ ·UВном2·10-3/(n·Sном2); (1.14)
x=Uk·UВном2/(n·100·Sном); (1.15)
gТ= n·ΔPXX10-3/UВном2; (1.16)
bТ= n·ΔIXX·Sном /(UВном2·100); (1.17)
r= 60·1152·10-3= 3,97 Ом;
х = 10,5·1152(2·100·10) = 69,43 Ом;
g= 2·14·10-3/1152=2,12мкСм;
b=2·0,7·10/(1152·100) = 10,59 мкСм.
Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, длячего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.
1.2.1Технико-экономические показатели первого варианта развития сети
1.2.1.1Схема электрических соединений
Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовыминтервалам.
Выбор осуществляется в соответствии с указаниями справочника [3],в зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду,материала и ценности опор.
Район по гололеду рассматриваемой электрической сети ΙΙΙ.
Опоры выбираем железобетонные.
Первый вариант предусматривает питание проектируемой подстанцииП25 путем подключения к подстанции П8. Для обеспечения надёжного питанияприсоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном ипослеаварийном режимах принимаем одну двухцепную линию марки АС-240,протяженность которой составляет 28,8 км. Расчетные данные по линииэлектропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Расчетные данные линии электропередачиЛЭП
Длина l, км Число цепей
UНОМ,
кВ Марка провода
r0, Ом/км
x0,
Ом/км
b0·10-6,
См/км П8-П25 28,8 2 110 АС-240 0,12 0,405 2,81
Параметры новой линииопределяются по формулам
rл= r0 l/ n; (1.18)
xл= x0 l/ n; (1.19)
bл= b0 l/ n; (1.20)
rл= 0,12·28,8/2=1,8 Ом;
хл= 0,405·28,8/2 = 5,6 Ом;
bл= 2,81·28,8·2 = 161,9 мкСм.
/>
Рис.1.1. Фрагмент карты-схемы первого варианта развития электрическойсети
/>
Рис.1.2. Фрагмент схемы первого варианта развития электрическойсети
Для обеспечения средствами автоматики восстановления питанияпотребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем дляОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке ивыключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ применена одиночнаясекционированная выключателем система шин.
Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид,представленный на рисунке 1.2.
Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.
Информация об узлах и ветвях расчетной схемы в соответствии стребованиями программы RASTR приведена в приложении Б1.
По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчетнормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатоврасчета приводится в приложении Б1.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов,протекающих по новой линии электропередачи равны: для ЛЭП П8-П25 Iр= 79 А;
Данные значения попадают в экономические интервалы токовыхнагрузок для выбранных сечений проводов.
Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовойнагрузке по нагреву.
Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчётпослеаварийного режима.
Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связиЭС1-П3, так как в этом случае новая линия будет загружена максимально.
Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массивеисходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС1-П3.
Распечатка результатов расчета послеаварийного режима приводится
в приложении А.
для ЛЭП П8-П25 Iр= 100 А;
Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп= 610A.
Как видно, Iдоп > Ip, т. е. данные провода проходят поусловию нагрева.
Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономическиетоковые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимальнодопустимых по условиям короны.
Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийного режимовпоказал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов вветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение оработоспособности намеченного первого варианта развития электрической сети.
1.2.1.2Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Определяем капитальные вложения по первому варианту, при этом однии те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.
Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимостиодного километра двухцепной линии марки АС-240 с железобетонными опораминоминальным напряжением 110кВ 1575 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальныезатраты на сооружение ЛЭП.
Кл= 1575 · 28,8 = 45 360 тыс. руб.
Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).
Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ ипостоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты насооружение подстанции не учитываем.
Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:
К = 45 360 тыс. руб.
Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек наамортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):
И' = (2,4 + 0,4) · 45 360/100 = 1270,08 тыс. руб.
Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активноймощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.
Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечаткикак сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:
ΣΔРмакс= 13,76 + 1,56 = 15,32МВт.
Продолжительность использования наибольшей нагрузки Tнб=5200ч.
τ = (0,124 + 5200/10000)2· 8760 = 3633 ч.
Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки,определяются по (1.9):
ΔЭ' = 3633 · 15,32 · 103= 55 657,56 · 103кВт·ч.
Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):
ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103= 10 599,6 · 103кВтч.
Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощностии энергии по (1.8).
Зэ' и Зэ'' определяем по рис.8.1 [3]:
Зэ' = 134коп/кВт·ч;
Зэ" = 110 коп/кВт·ч.
Зпот=134·55 657,56 ·103+ 110·10 599,6 ·103= 86 240,69 тыс.руб.
Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)
И = 1270,08+ 86 240,69 =87 510,77 тыс. руб.
По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты попервому варианту:
З = 0,12 · 45 360 +87 510,77 =92 953,97 тыс. руб.
1.2.2Технико-экономические показатели второго варианта развития сети
1.2.2.1Схема электрических соединений
Опоры выбираем железобетонные.
Второй вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25путем подключения к подстанции П8 и подстанции П15. Для обеспечения надёжногопитания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию внормальном и послеаварийном режимах принимаем две одноцепные линии маркиАС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 36,3 км соответственно.Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены втаблице 1.3.
Таблица 1.3 — Расчетные данные новых линий электропередачиЛЭП
Длина l, км
Число
цепей
Uном,
кВ Марка провода
r0,
Ом/км
x0,
Ом/км
b0 10-6,
См/км П8-П25 28,8 1 110 АС-240 0,12 0,405 2,81 П25-П15 36,3 1 110 АС-240 0,12 0,405 2,81
Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) — (1.20).
ЛЭП П8-П25: ЛЭП П25-П15:
rл= 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл= 0,12 · 36,3 = 4,4 Oм;
хл= 0,405 · 28,8= 11,2 Ом; хл = 0,405 · 36,3 = 14,7Ом;
bл= 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл= 2,81 · 36,3 = 102 мкСм.
Для обеспечения средствами автоматики восстановления питанияпотребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем дляОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке ивыключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ применена одиночнаясекционированная выключателем система шин.
Схема второго варианта развития электрической сети имеет вид,представленный на рисунке 1.4.
Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.
Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличаетсяот схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранееподготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом вданных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица синформацией об узлах будет такая же, как и в первом варианте.
/>
Рис.1.3. Фрагмент карты-схемы второго варианта развития электрическойсети
/>
Рис.1.4. Фрагмент схемы второго варианта развития электрическойсети
В данных по ветвям параметры связи П8-П25 изменятся (одноцепнаялиния вместо двухцепной) и появится связь П25-П15. Остальные ветви останутсябез изменений.
По скорректированным указанным образом исходным данным выполняетсярасчет нормального максимального режима второго варианта развития сети.Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б2.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов,протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр= 59 А;
для ЛЭП П25-П15 Iр= 26 А.
Данные значения попадают в экономические интервалы токовыхнагрузок для выбранных сечений проводов.
Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовойнагрузке по нагреву.
Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвестирасчёт послеаварийного режима.
Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связиЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.
Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массивеисходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.
Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режимаприводится в приложении Б2.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов,протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр= 405 А;
для ЛЭП П25-П15 Iр= 322 А.
Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп = 610А.
Как видно, Iдоп> Iр, т.е. данные провода проходятпо условию нагрева.
Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономическиетоковые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимальнодопустимых по условиям короны.
Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийногорежимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоковмощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделатьпредварительное заключение о работоспособности намеченного второго вариантаразвития электрической сети.
электрический подстанция сеть
1.2.2.2Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Определяем капитальные вложения по второму варианту, при этом однии те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.
Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимостиодного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальнымнапряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты насооружение ЛЭП.
Кл= 951,3 · ( 28,8 +36,3) = 61 929,63тыс. руб.
Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).
Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постояннаячасть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружениеподстанции не учитываем.
Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:
К = 61 929,63 тыс. руб.
Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек наамортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):
И' = (2,4 + 0,4) · 61 929,63/100 = 1734,03 тыс. руб.
Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активноймощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.
Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечаткикак сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:
ΣΔРмакс = 13,7+1,56 = 15,26 МВт.
Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб=5200ч.
τ = (0,124 + 5200/10000)2· 8760 = 3633 ч.
Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяютсяпо (1.9):
ΔЭ' = 3633 · 15,26 · 103= 55 439,58 103кВт·ч.
Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):
ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103= 10 599,6 · 103кВтч.
Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощностии энергии по (1.8).
Зэ' и Зэ"определяем по рис.8.1 [3]:
Зэ' = 134 коп/кВт·ч;
Зэ' = 110 коп/кВт·ч.
Зпот = 134·55 439,58·103+110·10 599,6·103= 85 948,6 тыс.руб.
Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)
И = 1734,03 + 85 948,6 = 87 682,63 тыс.руб.
По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты повторому варианту:
З = 0,12·61 929,63 + 87 682,63 = 95 114,19 тыс. руб.
1.2.3Технико-экономические показатели третьего варианта развития сети
1.2.3.1Схема электрических соединений
Опоры выбираем железобетонные.
Третий вариант предусматривает питание проектируемой подстанции П25путем подключения к подстанции П8 и подстанции П16. Для обеспечения надёжногопитания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию внормальном и послеаварийном режимах принимаем 2 одноцепные линии марки АС-240,протяженность которых составляет 28,8 и 32,5 км соответственно. Расчетныеданные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 — Расчетные данные новых линий электропередачиЛЭП
Длина l, км
Число
цепей
Uном,
кВ Марка провода
r0,
Ом/км
x0,
Ом/км
b0 10-6,
См/км П8-П25 28,8 1 110 АС-240 0,12 0,405 2,81 П25-П16 32,5 1 110 АС-240 0,12 0,405 2,81
Параметры новых линий определяются по формулам (1.18) — (1.20):
ЛЭП П8-П25: ЛЭПП25-П16:
rл= 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл= 0,12 · 32,5 = 3,9 Oм;
хл= 0,405 · 28,8= 11,2 Ом; хл = 0,405 · 32,5 = 13,2Ом;
bл= 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл= 2,81 · 32,5 = 91,3мкСм.
Для обеспечения средствами автоматики восстановления питанияпотребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала выбираем дляОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке ивыключателями цепях трансформаторов.
В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателемсистема шин.
Схема третьего варианта развития электрической сети имеет вид,представленный на рисунке 1.6.
/>
Рис.1.5. Фрагмент карты-схемы третьего варианта развитияэлектрической сети
/>
Рис.1.6. Фрагмент схемытретьего варианта развития электрической сети
Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.
Расчетная схема третьего варианта в незначительной частиотличается от схемы второго варианта, поэтому для расчета режима используютсяранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. Приэтом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно,таблица с информацией об узлах будет такая же, как и во втором варианте.
В данных по ветвям вместо связи П25-П15 появится связь П25-П16. Остальныеветви останутся без изменений.
По скорректированным указанным образом исходным данным выполняетсярасчет нормального максимального режима третьего варианта развития сети.Распечатка необходимых результатов расчета приводится в приложении Б3.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов,протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр= 52 А;
для ЛЭП П25-П16 Iр= 34 А.
Данные значения попадают в экономические интервалы токовыхнагрузок для выбранных сечений проводов.
Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовойнагрузке по нагреву.
Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвестирасчёт послеаварийного режима.
Наибольшую опасность для новых линий представляет отключение связиЭС2-П11, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.
Произведём расчёт послеаварийного режима, для чего в массивеисходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС2-П11.
Распечатка необходимых результатов расчета послеаварийного режимаприводится в приложении Б3.
Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов,протекающих по новым линиям электропередач равны:
для ЛЭП П8-П25 Iр= 475 А;
для ЛЭП П25-П16 Iр= 390 А.
Для провода АС-240 допустимый длительный ток Iдоп= 610А.
Как видно, неравенства Iдоп>Iрвыполняются, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.
Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономическиетоковые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимальнодопустимых по условиям короны.
Анализ результатов расчётов максимального и послеаварийногорежимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей итоков в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительноезаключение о работоспособности намеченного второго варианта развитияэлектрической сети.
1.2.3.2Определение приведенных народнохозяйственных затрат
Определяем капитальные вложения по третьему варианту, при этомодни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.
Зная параметры линий, питающих подстанцию П25, при стоимостиодного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальнымнапряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим капитальные затраты насооружение ЛЭП.
Кл = 951,3 ·(28,8 + 32,5) = 58 314,69 тыс.руб.
Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.6).
Так как выбранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ ипостоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты насооружение подстанции не учитываем.
Типподстанции П16 предусматривает только два присоединения, поэтому её необходимоперевести к типу “одна секционированная с обходной системой шин с отделителямив цепях трансформаторов”[3]. Для этого на П16 нужно установить ещё тривыключателя 110 кВ. определим затраты на установку выключателей:
Кпс = 3·2 205 = 6 615тыс.руб.
Суммарные капитальные затраты по (1.4) составят:
К = 58 314,69 + 6 615 = 64 929,69тыс.руб.
Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек наамортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.7):
И' = [(2,4 + 0,4)·64 929,69+9,4·6 615] / 100 = 2 439,84 тыс. руб.
Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активноймощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.
Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечаткикак сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:
ΣΔРмакс = 13,67+1,56 = 15,23 МВт.
Продолжительность использования наибольшей нагрузки Thб=5200ч.
τ = (0,124 + 5200/10000)2· 8760 = 3633 ч.
Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки,определяются по (1.9):
ΔЭ' = 3633 · 15,23 · 103= 55 330,59 103кВт·ч.
Определяем величину постоянных потерь электроэнергии по (1.11):
ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 103= 10 599,6 · 103кВтч.
Вычислим ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощностии энергии по (1.8).
Зэ' и Зэ"определяем по рис.8.1 [3]:
Зэ' = 134 коп/кВт·ч;
Зэ' = 110 коп/кВт·ч.
Зпот = 134·55 330,59 ·103+ 110·10 599,6·103 = 85 802,55 тыс.руб.
Вычислим суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.12)
И = 2 439,84 + 85 802,55 = 88 242,39 тыс.руб.
По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные затраты потретьему варианту:
З = 0,12 · 58 314,69 + 88 242,39= 95 240,15 тыс. руб.
1.2.4 Выборнаилучшего варианта развития электрической сети
Результаты технико-экономического сравнения вариантов сведены втаблице 1.5.
Как следует из табл. 1.5, более выгодным является первый вариант,так как 3I
Таблица 1.5 — Результаты технико-экономических расчетовНаименование затрат Величина затрат, тыс.руб. Вариант 1-й Вариант 2-й Вариант 3-й Капитальные затраты Стоимость сооружений ЛЭП 45 360 61 929,63 58 314,69 Стоимость установки выключателей – – 6 615 Итого 45 360 61 929,63 64 929,69 Ежегодные эксплуата-ционные издержки Эксплуатационные издержки 1 270,08 1 734,03 2 439,84 Затраты на возмещение потерь 86 240,69 85 948,6 85 802,55 Итого 87 510,77 87 682,63 88 242,39 Приведенные затраты 92 953,97 95 114,19 95 240,15
2.ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ П25
2.1 Схема подстанции
Подстанция 110/10 кВ с диспетчерским названием П25 выполнена позаданию электрических сетей энергорайона«В».
В выбранном варианте развития электрической сети энергорайонапредусмотрена установка двух трансформаторов типа ТДН-10000/110 мощностью 10000КВ А каждый.
В соответствии со схемой развития энергосистемы подстанция 110/10кВ П25 подключается к энергосистеме одной двухцепной ВЛ 110 кВ П8-П25.
Для обеспечения надежного питания присоединенных потребителей итранзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах, а также для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей впослеаварийной ситуации без вмешательства персонала на подстанции П25запроектировано строительство ОРУ 110 кВ по схеме мостика с выключателем вперемычке и выключателями в цепях трансформаторов. На напряжении 10 кВ — схема«одна одиночная секционированная выключателем система шин».
Оперативный ток на ПС — постоянный, напряжение 110В.
Для выбора аппаратуры на проектируемой подстанции необходимопроизвести расчет токов короткого замыкания.
2.2 Расчеттоков КЗ
2.2.1 Общиесведения
Коротким замыканием (КЗ) называют замыкание между фазами, а всетях с заземленной нейтралью также замыкания одной или нескольких фаз на землю или на нулевой провод. В сетях с изолированной нейтральюзамыкания одной из фаз называется простым замыканием. При этом виде поврежденияток в месте замыкания обусловлен главным образом емкостью фаз относительноземли и обычно не превышает 100 А.
Короткое замыкание сопровождается снижением напряжения в системе.Особенно низкое напряжение получается вблизи места короткого замыкания.
Различают металлические и дуговые КЗ. Если переходноесопротивление в месте КЗ мало, то имеет место металлическое КЗ; в противномслучае говорят о дуговом КЗ. При напряжении выше 1кВ электрическая дугапрактически не влияет на величину тока КЗ, а при напряжении до 1кВ дугасущественно ограничивает ток КЗ. Падение напряжения на дуге напряжением до 1кВнаходится в пределах 50-200В. В трехфазной системе с изолированной нейтральюмогут быть трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Двойнымназывается замыкание на землю разных фаз в различных точках сети. В сетяхнапряжением до 1кВ с глухозаземлённой нейтралью могут быть трехфазные,двухфазные, двухфазные на землю и однофазных КЗ. Трехфазное КЗ называютсимметричным, так как сопротивление во всех фазах одинаковы. Остальные виды КЗназывают несимметричными. При симметричном КЗ в токах содержатся толькосоставляющие прямой последовательности. При остальных видах КЗ в токахсодержатся составляющие не только прямой, но и обратной последовательности.Соединение фазы с землей при заземленной нейтрали вызывает появление токовобратной и нулевой последовательностей.
Многолетняя аварийная статистика разных стран показывает, что всетях с заземленными нейтралями наиболее частыми (65% от общего числа КЗ)являются однофазные. Наиболее редкими (5%) являются трехфазными КЗ. Однако притрехфазных КЗ ток короткого замыкания наиболее велик и создает наибольшиеотрицательные последствия. Поэтому все расчеты ведут прежде всего по токутрехфазного КЗ. Следует отметить также, что часто в процессе развития авариипервоначального вид КЗ переходит в другой вид.
Переход одного вида КЗ в другой чаще всего объясняется действиемэлектрической дуги.
Причины возникновения КЗ разнообразны. В сетях напряжением 6-35 кВпервоначальными причинами часто являются нарушения изоляции оборудования,вызванные её старением, перенапряжением, низкой культурой эксплуатации,механическими повреждениями (например, повреждение кабеля при выполненииземляных работ, падении деревьев и др.). Имеют место случаи возникновения КЗиз-за прикосновения к токоведущим частям людей, животных, птиц и др. В сетях напряжениемдо 1кВ в последние годы часты случаи КЗ на воздушных линиях из-за набросовпроводниковых материалов на проводах с целью хищения последних. Возникающий приэтом ток КЗ отключается предохранителями, т.е. с проводов снимается напряжение,и снятие проводов становится безопасным.
Расчет токов короткого замыкания производится для:
1. Сопоставления и выбора наиболее рационального вариантапостроения схемы электроснабжения.
2. Определения условий работы потребителей при аварийных режимах.
3. Выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовыхкабелей и др.
4. Выбора средств ограничения токов короткого замыкания.
5. Определения влияния линий электропередач на линии проводнойсвязи.
6. Проектирования и настройки устройств релейной защиты иавтоматики.
7. Проектирования защитного заземления.
8. Подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.
9. Анализа происходящих аварий.
В современных электрических системах полный расчет токов короткогозамыкания и учёт всех действительных условий очень сложен и практическиневозможен. С другой стороны, требуемая точность расчёта зависит от егоназначения. Например, для выбора электрических аппаратов достаточноприближённого определения токов короткого замыкания, так как интервалы междузначениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики.
2.2.2Расчёт токов КЗ на шинах высокого напряжения подстанцииП25
Для расчета токов короткого замыкания использовалась программарасчета нормальных и аварийных режимов с множественной продольно-поперечнойнесимметрией в электрической сети энергосистем с учетом нагрузки «RTKZ 2.03». В имеющийсярасчётный файл всей энергосистемы рассматриваемого энергорайона были добавленыновые проектируемые элементы, параметры которых были определены в предыдущемразделе. Исключение составят сопротивления нулевой последовательностипроектируемых линий, которые для одноцепных линий с заземлённым стальным тросомопределяются по следующей формуле:
х0л = 3 · х1л , (2.1)
где х1л — сопротивление прямойпоследовательности линии (см. первый раздел).
Для ЛЭП П8-П25:
х0л = 3 · 5,6 = 16,8 Ом;
Распечатка результатов расчётов токов КЗ в точке К1, находящейся вузле 2501 приведена в приложении Д1.
Как видно из результатов расчётов, ток трёхфазного КЗ больше токаоднофазного КЗ, следовательно, в дальнейших расчётах будем использовать толькоток трёхфазного КЗ.
Сверхпереходной ток трёхфазного КЗ в точке К1 равен:
I'' =4,764 кА.
Эквиваленные сопротивления системы для точки К1:
хΣк1= 15,3 Ом; rΣк1 = 4,5 Ом.
Ударный ток КЗ определяется по следующей формуле:
/>iу= 2 · ку ·I'', (2.2)
где кy– ударный коэффициент, определяется по следующей формуле:
ку = 1 + е -0,01/Ta, (2.3)
где Ta– постоянная времени затуханияапериодического тока, определяется по следующей формуле:
Ta= хΣк1 / ( 314 · rΣк1 ) (2.4)
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τопределяется по следующей формуле:
/>iаτ= λτ 2 · I'', (2.5)
где λτ — коэффициент затуханияапериодической составляющей тока КЗ, определяется по следующей формуле:
λτ= e— τ/ Ta, (2.6)
τ — момент времени расхожденияконтактов выключателя, определяемый по следующей формуле:
τ= tрз min+ tсв, (2-7)
где tрз min— минимальное время действияРЗ, принятое равным 0,01 с. [4];
tce— собственное время отключениявыключателя.
Действующее значение периодической составляющей тока КЗопределяется по формуле:
Int= γt· I'', (2.8)
где γt— коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ,определяемый по типовым кривым [4].
Для определения γtнеобходимо знать расчётное сопротивление, которое определяется поформуле:
xрасч=хΣк1· SнΣ/ U2ср.н, (2.9)
где SнΣ — сумма номинальныхмощностей всех генераторов, питающих точку КЗ;
Uср.н– среднее номинальноенапряжение ступени КЗ.
Максимальное время существования КЗ определяется по формуле:
tоткл= tрз max+ tов , (2.10)
где tрз max– максимальное время действия РЗ, принятое равным 0,1 с. [4];
tов – полное время отключениявыключателя.
Определим ударный ток КЗ по (2.2)
Ta= 15,2969/ (314 · 4,53241 ) = 0,01075,
ку = 1 + е -0,01/0,01075= 1,39446,
/>iу= 2 · 1,39446 · 4,764 = 9,3949 .
Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени τпо (2.5):
τ = 0,01+ 0,05 = 0,06с,
λτ= e– 0,06 / 0,01075 = 0,003767 ,
/>iаτ= 0,003767 2 · 4,764 = 25,3815,
Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗв момент времени τ по (2.8):
xрасч=15,2969· 1 250 / 1152= 4,09 ,
Int= 1 · 4,764 = 4,764 кА.
Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗв момент времени tотклпо (2.8):
tоткл= 0,1 + 0,07 = 0,17c,
Int= 1 · 4,764 = 4,764 кА.
2.2.3 Расчет токов КЗ на шинах низкого напряжения подстанции П25
Для расчета токов короткого замыкания использовалась программарасчета нормальных и аварийных режимов с множественной продольно-поперечнойнесимметрией в электрической сети энергосистем с учетом нагрузки «RTKZ 2.03». В имеющийсярасчётный файл всей энергосистемы рассматриваемого энергорайона были добавленыновые проектируемые элементы, параметры которых были определены в предыдущемразделе.
Распечатка результатов расчётов токов КЗ в точке К2, находящейсяна шине 10 кВ, в узле 2501 приведена в приложении Д2.
Как видно из результатов расчётов, ток трёхфазного КЗ больше токаоднофазного КЗ, следовательно, в дальнейших расчётах будем использовать толькоток трёхфазного КЗ.
Сверхпереходной ток трёхфазного КЗ в точке К2 равен:
I'' =8,162 кА.
Эквивалентные сопротивления системы для точки К2:
хΣк1= 0,78 Ом; rΣк1 = 0,08 Ом.
Определим ударный ток КЗ по (2.2):
Ta= 0,783963/ ( 314 · 0,0811 ) = 0,0308,
ку = 1 + е -0,01/0,0308= 1,7228,
/>iу= 2 · 1,7228 · 8,162 = 19,8855.
Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени τпо (2.5):
τ = 0,01 + 0,09 = 0,1с,
λτ= e– 0,1 / 0,0308 = 0,039 ,
/>iаτ= 0,039 2 · 8,162= 0,449.
Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗв момент времени τ по (2.8):
xрасч=0,783963· 3538,25 / 10,52= 25
Int= 1 · 8,162 = 8,162.
Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗв момент времени tотклпо (2.8):
tоткл= 0,1 + 0,11 = 0,21c,
Int= 1 · 8,162 = 8,162.
2.3 Выбор электрических аппаратов на ОРУ 110 кВ
2.3.1 Выборвыключателей
Выбор выключателя производят:
— по номинальному напряжению:
UномQ≥UhРУ= 110кВ; (2.10)
— по номинальному току:
Iр.ф.= 100А ≤ Iном , (2.11)
где Iр.ф. — максимальное значение тока, протекающего через подстанцию в послеаварийномрежиме (см. приложение А1).
Примем к установке воздушный выключатель типа ВВБМ-110Б-31,5/2000У1со следующими параметрами:
Номинальное напряжение UнQ 110 кВ
Наибольшее рабочее напряжение Umax 126 кВ
Номинальный ток IhQ 2000 A
Номинальный ток отключения Iно 31,5кА
Нормированное содержание апериодической составляющей
тока кз βн 32%
Допустимая скорость восстанавливающегося 1,2
напряжения СВНдоп кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока inc 102 кА
Действующее значение сквозного тока Inc 40 кА
Наибольший пик номинального тока включения iнв 90 кА
Действующее значение номинального тока включения 1нв 35кА
Ток термической стойкости Imc 40 кА
Время термической стойкости tmc 3 с
Время отключения tвo 0,07 с
Собственное время отключения tсв 0,05 с
Проверка выключателя по режиму КЗ.
Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчётного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ,т.к. он самый большой. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Inτиапериодическую iaτсоставляющие тока КЗ вмомент τ расхождения контактов выключателя:
τ= tрз min+ tсв0,01 + 0,05 = 0,06 c;
Inτ= 4,764; iaτ= 0,02538.
Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:
/>/>/>/>2 · Iно· (1 + βн% /100) > 2 · Inτ+ iaτ ; (2.12)
2 · 31,5 · (1 + 32 /100) > 2 · 4,764+ 0,02538;
58,8 кА > 6,7627,
т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимопроверить выполнение следующего условия:
Вк доп ≥ Вкрасч. (2.13)
Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрамвыключателя, Вк доп = 402 · 3 = 4800 кА2 ·с.
Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ:
Bкп=[( I'' + Inτ)/2]2 · τ+ [( Inτ+ In.отк)/2]2 · ( tотк– τ ), (2.14)
Вкп=[(4,764+4,764)/2]2·0,06+[(4,764+4,764)/2]2·(0,17-0,06) = 3,858 кА2·с.
tотк=tРЗ тах+ teo= 0,1 + 0,07 = 0,17 с,
где tРЗ max= 0,1 с – время действия резервных релейных защит.
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ равен:
Вка= (I'')2·Tаэ (2.15)
Вка = 4,7642 0,01075 = 0,244кА2 с,
где Tаэ – эквивалентнаяапериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.
/>(2.16)
Учитывая, что Вкрасч=Вкп+ Вкавыполним проверку на термическую стойкость:
Вк доп=4800> Вк расч = 3,858 +0,244 =4,102кА2 · с,
то условие проверки на термическую стойкость выполнено.
Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ:
inc= 102кА > iy = 9,3949 кА;
Iпс =40 кА > I''= 4,764 кА,
т.е.условия проверки выполнены.
Проверкана включающую способность. Расчет производится по трёхфазномуКЗ, т.к. ток при нем больше:
iнв =90 кА > iy = 9,3949 кА.
Iнв= 35 кА > I''= 4,764 кА;
Проверкавыключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН):
СВНдоп≥ СВНрасч;
СВНрасч= к · Inτ2/(nocm· Iно) = к · Inτ2/[(nл — 1) · Iно] (2.17)
СВНрасч= 0,2 · 4,7642 / (1 · 31,5) = 0,144кВ/мкс;
где пост= пл — 1, если пл ≤ 3 ,
пост — пл — 2 , еслипл ≥ 4 ,
пл– число линий, подключенных к сборным шинам данного напряжения;
СВНдоп= 1,2 кВ/мкс > СВНрасч = 0,144 кВ/мкс.
Параметрывыключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.2.1.
Таблица2.1 — Параметры и расчетные величины выключателя.Параметры выключателя Соотношение Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 110 кВ
=
UнРУ = 110 кВ
Iн = 2000 А
>
Iраб. форс= 501 А
Iно = 31,5 кА
>
Inτ = 4,764 кА
/>2 Iно (1 + βн) = 58,8 кА
>
/>2 Inτ + iaτ = 6,7627 кА
Imc2 · tmc = 4800 кА2·с
>
Bк расч= 4,102 кА2·с
Inc = 40 кА
>
I'' = 4,764 кА
inc = 12 кА
>
iу = 9,3949 кА
Iнв = 35кА
>
I'' = 4,764 кА
iнв = 90 кА
>
iу = 9,3949 кА
СВНдоп = 1,2 кВ/мкс
>
СВНрасч = 0,144 кВ/мкс
2.3.2 Выборразъединителей
Разъединительвыбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции, по родуустановки, а проверяют на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ. Таккак разъединитель в цепи генератора стоит в одной цепи с выключателем, торасчетные величины для него такие же, как и для выключателя.
Выбираемразъединитель наружной установки типа РНДЗ-1-110/630 Т1. Его номинальныепараметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены втаблице 2.2,
Таблица2.2 — Параметры и расчетные величины разъединителя.Параметры разъединителя Соотношение Расчетные величины для выбора разъединителя
Uном = 110 кВ
≥
UнРУ= 110 кВ
Iном = 630 А
>
Iраб.форс = 501 А
Imc2·tmc=31,52·4 = 3969 кА2·с
>
Bк расч= 4,102 кА2·с
inc = 80 кА
>
iу = 9,3949 кА
Соотношениятабличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединительудовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.
2.3.3 Выбортрансформаторов тока
Трансформаторытока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗони проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так кактрансформатор устанавливается в одной цепи с Q, то соответствующие расчетныевеличины для него такие же, как и для Q. Примем к установке трансформатор тока(ТТ) типа ТФЗМ110Б-1У1 с первичным номинальным током I1н = 600 А,вторичным номинальным током I2н = 5 А, с классом точностивторичных обмоток 05/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z2н= 1,2 Ом.
Номинальныепараметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения междуними сведем в табл.2.3.
Таблица2.3 — Параметры и расчетные величины трансформатора токаПараметры ТТ Соотношение Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 110 кB =
UнРУ = 110 кВ
Iн = 600А >
Iраб.форс = 501 A
z2н =1,2 Ом >
z2pacч = 1,08 Ом
iдин = 100 кА >
iy = 9,3949 кА
Вк доп =252·3=1875кА2·с >
Вк расч =4,102 кА2·с
Такимобразом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки вданной цепи.
Рассмотримподробнее выбор трансформатора по классу точности: z2н≥z2pacч.Выполнениеэтого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющеготрансформатор с подключенными к нему приборами.
Допустимоесечение кабеля определим по следующей формуле:
qк доп≥ ρ· lpacч/ ( z2н+ rnp– rк) , (2.18)
где z2н — номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);
rnp= Snp/ I2н2–сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;
Snp – мощность всехприборов в наиболее нагруженной фазе;
rк– сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех rк= 0,1 Ом);
lpacч –расчетная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной его длины,но и от схемы соединения трансформаторов тока [4, с.374-375];
ρ – удельноесопротивление жил контрольного кабеля (для алюминия ρ=0,0283 Ом·мм2/м).
Результатысведем в табл.2.4, а на ее основе определим
rnp=5 / 52 = 0,2Ом,
qк доп=0,0283 100 / ( 1,2 – 0,2 – 0,1 ) = 3,14 мм2 .
Еслисечение qкдопполучается очень большими не позволяет выбрать приемлемое сечение контрольного кабеля, то необходимовыбрать трансформатор тока с номинальным вторичным током I2н = 1А.
Таблица2.4 — Вторичная нагрузка трансформатора тока№ Прибор Тип прибора Нагрузка фазы, В·А А В С 1 Амперметр Э-335 0,5 – – 2 Ваттметр Д-335 0,5 – 0,5 3 Варметр Д-335 0,5 – 0,5 4 Счетчик активной энергии САЗ-4681 2,5 2,5 – 5 Счетчик реактивной энергии СР4–4676 – 2,5 2,5
Snp ,В·А 4 5 3,5
Примемк установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2.Определим сопротивление выбранного кабеля:
rкаб= ρ·lpacч/ q=.0283·100 / 4= 0,708 Oм, (2.19)
Определимвторичное расчетное сопротивление:
z2pacч= 0,421 + 0,6 + 0,1 =1,121 Ом.
Изсравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
2.3.4 Выбортрансформаторов напряжения
Трансформаторнапряжения выбирают:
- понапряжению Uн≥ Uн уст
- поконструкции и схеме соединения обмоток.
Проверкуработы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, котораяопределяется подключаемыми приборами. ТН в ОРУ 110кВ питает обмотки напряженияприборов, сборных шин, линий, колонок синхронизации, обходного выключателя.
Подсчётмощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этомучтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. Усчетчиков активной и реактивной энергии cosφ = 0,38, asinφ= 0,925.
Используяучебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим таблицу 2.5. для подсчетамощности.
Полнаясуммарная потребляемая мощность
/>
S2Σ= P2Σ2 + Q2Σ2 = 98,842+16,652 = 100,23В·А. (2.20)
Примемк установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-83У1[2, с.336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н = 400 В·А,соединенные в группу
3·S2н= 1200 В·А > S2Σ = 100,23 В·А,
т.е.условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица2.5 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения№ Место установки и перечень приборов Число присоединений Тип прибора
Sном обм, В·А Число обмоток
cosφ
sinφ Ощее число приборов
Р, Вт
Q , Вар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1
ЛЭП связи с
системой:
— ваттметр
— варметр
— счетчик
активной энергии
— ФИП 2
Д-335
Д-335
СА3-И681
1,5
1,5
2
3
2
2
2
1
1
1
0,38
1
0,92
2
2
2
2
6
6
3,04
6
–
–
4,7
– 2
Сборные шины:
— вольтметр
— вольтметр
регистрирующий
— ваттметр
регистрирующий
— частотомер
регистрирующий
— осциллограф 1
Э-335
Н-393
Н-395
Н-397
2
10
10
7
10
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
10
10
7
10
–
–
–
–
– 3
Приборы колонки
синхронизации:
— вольтметр
— частотомер
— синхроноскоп 1
Э-335
Э-326
Э-327
2
1
10
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4
2
20
–
–
– 4
Обходной
выключатель:
— ваттметр
— варметр
— счетчик
активной энергии
— счетчик
реактивной энергии
— ФИП 1
Д-335
Д-335
СА4-И681
СР4-И676
1,5
1,5
2
3
3
2
2
2
2
1
1
1
0,38
0,38
1
0,92
0,92
1
1
1
1
1
3
3
1,52
2,28
–
–
3,7
5,55
– 5 Итого: 98,84 16,65
Выборсечения контрольного кабеля во вторичных цепях трансформаторов напряженияопределяется по допустимой потере напряжения, установленной ПУЭ, а именно:
— до расчетных счетчиков межсистемных линий электропередачи -0,25%;
— до расчетных счетчиков и датчиков мощности, используемых для ввода информации ввычислительные устройства — 0,5 %;
— до щитовых приборов и датчиков мощности, используемых для всех видов измерений — 1,5 %;
— до панелей защиты и автоматики — 3 %.
Вцелях упрощения расчетов потеря напряжения принимается равной падениюнапряжения. Тогда потеря линейного напряжения будет
/>
ΔU= 3 · I· rnp (2.20)
где rnp — сопротивление контрольного кабеля.
Т.к.номинальное вторичное напряжение во вторичных цепях ТН составляет 100 В, тодопустимая потеря напряжения в процентах равна допустимой потере в вольтах.
Учитывая,что цепи напряжения для защиты и измерительных приборов выполняются общими,сечения жил кабелей выбирают по условию обеспечения потери напряжения не более-1,5 В.
Еслиот этих же цепей питаются расчетные счетчики, то потеря линейного напряжения недолжна превышать 0,5 В.
Призначительном удалении щита релейной защиты и измерительных приборов от ТН воизбежание чрезмерного завышения сечения жил кабелей целесообразно от шкафа ТНдо счетчиков прокладывать отдельный кабель.
Дляопределения требуемого сечения жил кабеля при ΔUдоп вычисляетсядопустимое наибольшее сопротивление фазного провода:
/>rnpmax= ΔUдоп / ( 3 ·Iн), (2.21)
илив цепи:
3Urnpmax=ΔUдоп/ (2·Iн). (2.22)
Токнагрузки для вторичных цепей основных обмоток ТН:
/>
Iн= 3 · S'2Σ/ Uном, (2.23)
где S'2Σ — суммарное потребление нагрузки цепи, приведенное к напряжению 100 В
S'2Σ=(Uрасч /U)2· S2Σ (2.24)
Нагрузкаосновных обмоток ТН, подключенных к сборным шинам 35 кВ и выше, принимаетсяравной мощности ТН в классе точности 1, на линии 330-750 кВ определяется попотреблению устанавливаемых устройств защиты, автоматики и измерений.
Выбираемконтрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и отввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов,установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).
/>Iн = 3· 100,23/ 100 = 1,736 А;
/>rnpmax= 0,5 / ( 3 · 1,736 ) = 0,166 Ом.
Принимаясопротивление одной жилы кабеля в фазе rnp≤0,083 Ом и для Alγ= 34,5 м/(Ом·мм2) определяем сечение жилы кабеля:
q= l/ ( γ·r) = 150 / ( 34,5·0,166 ) = 26,19 мм2 (2.25)
Выбираемкабель 3х30 + 1х25 мм2.
Действительноесопротивление его жил:
rnp= 150 / (34,5·30 ) = 0,145 Ом,
/>/>rо.np= 150 / ( 34,5·25 ) = 0,185 Ом.
ΔU= 3·I·rnp= 3·1,736·0,145 = 0,436 BΔUдоп= 0,5 В,
значитсечение выбрано верно.
2.4 Выбор электрическихаппаратов на ЗРУ 10 кВ
2.4.1 Выбор выключателей
Выборвыключателя производим по (2.10) и (2.11):
— по номинальному напряжению:
UномQ≥UhРУ= 10кВ;
— по номинальному току:
/>Iр.ф.≤ Iном ,
/>где Iр.ф.= 1,4·Sнт/ ( 3·UнРУ) = 1,4·10 / ( 3·10 ) = 0,808 кА. (2.26)
здесьSнт — номинальная мощность трансформатора.
1,4- коэффициент запаса [4].
Примемк установке маломасляный выключатель типа ВПМ-10-20/1000УЗ со следующимипараметрами:
Номинальноенапряжение UнQ 10кВ
Наибольшеерабочее напряжение Uмах 12кВ
Номинальныйток IнQ 1000А
Номинальныйток отключения Iно 20кА
Наибольшийпик предельного сквозного тока inc 52 кА
Действующеезначение сквозного тока Inc 20 кА
Наибольшийпик номинального тока включения iнв 52 кА
Действующеезначение номинального тока включения Iнв 20кА
Токтермической стойкости Imc 20кА
Времятермической стойкости tmc 4с
Времяотключения tвo 0,11 с
Собственноевремя отключения tсв 0,09с
Проверкавыключателя на отключающую способность. В качестве расчётногодля этой проверки примем ток трехфазного КЗ, т.к. он самый большой. Для этоговида КЗ необходимо знать периодическую Inτи апериодическую iaτсоставляющие тока КЗ в момент τ расхожденияконтактов выключателя:
τ= tрз min+ tсв0,01 + 0,09 = 0,1 c,
Inτ= 8,162 , iaτ= 0,449.
Сравнимэти токи с соответствующими параметрами выключателя по (2.12):
/>/>2 ·20 · (1 + 20 /100) ≥ 2 · 8,162+ 0,449;
34кА>11,99,
т.е.выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Проверкавыключателя на термическую стойкость. В качестве расчетногодля этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнениеусловия:
Вк доп ≥ Вкрасч.
Допустимыйтепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя Вк доп = 202 · 4 = 1600 кА2· с.
Тепловойимпульс периодической составляющей тока КЗ по (2.14)
Вкп=[(8,162+8,162)]2·0,06+[(8,162 +8,162)]=3,858кА2·с.
tотк=tРЗ тах+ teo= 0,1 + 0,07 = 0,17 с,
Тепловойимпульс апериодической составляющей тока КЗ по (2.15)
Вка= 8,1622 · 0,0308 = 2,052 кА2·с
Учитывая,что Вкрасч= Вкп+ Вка. выполним проверку натермическую стойкость:
Вк доп= 1600 > Вкрасч = 13,33 +2,052 = 15,382 кА2·с,
т.е.условие проверки на термическую стойкость выполнено.
Проверкавыключателя на динамическую стойкость. Расчёт производитсяпри трехфазном КЗ:
inc= 52кА > iy = 19,8855 кА;
Iпс =20 кА > I''= 8,162 кА,
т.е.условия проверки выполнены.
Проверкана включающую способность. Расчёт производится потрехфазному КЗ, т.к. ток при нем больше:
iнв =52 кА > iy = 19,886 кА.
Iнв= 20 кА > I''= 8,162 кА;
т.е.условия проверки выполнены.
Условиепроверки на включающую способность выключателя выполняется.
Параметрывыключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.2.6.
Таблица2.6 — Параметры и расчетные величины выключателя.Параметры выключател Соотношение Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 10 кВ
=
UнРУ = 10 кВ
Iн = 1000 А
>
Iраб. форс= 808 А
Iно = 20 кА
>
Inτ = 8,162 кА
/>2 Iно (1 + βн) = 34 кА
>
/>2 Inτ + iaτ = 11,99 кА
Imc2 · tmc = 1600 кА2·с
>
Bк расч= 15,382 кА2·с
Inc = 20 кА
>
I'' = 8,162 кА
inc = 52 кА
>
iу = 19,886 кА
Iнв = 20 кА
>
I'' = 8,162 кА
iнв = 52 кА
>
iу = 19,886 кА
СВНдоп = 1,2 кВ/мкс
>
СВНрасч = 0,144 кВ/мкс
2.4.2 Выборразъединителей
Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальномунапряжению, конструкции, по роду установки, а проверяют на термическую идинамическую стойкость в режиме КЗ. Так как разъединитель в цепи генераторастоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него такие же, каки для выключателя.
Выбираем разъединитель наружной установки типа РВ-10/1000УЗ. Егономинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между нимиприведены в таблице 2.7.
Таблица 2.7 — Параметры и расчетные величины разъединителяПараметры разъединителя Соотношение Расчетные величины для выбора разъединителя
Uhom=10 kB ≥
UнРУ= 10 кВ
Iном= 1000 А >
Iраб.форс=808 А
Imc2 · tmc= 402 · 4 = 6400кА2·с >
Вкрасч = 5,382 кА2 с
inc= 100 кА >
iy= 19,886 кА
Соотношениятабличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединительудовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.
2.4.3 Выбортрансформаторов тока
Трансформаторытока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗони проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так кактрансформатор устанавливается в одной цепи с Q,то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для Q.Примем к установке трансформатор тока (ТТ) типа ТШЛП-10-УЗ с первичнымноминальным током I1н=1000 А, вторичным номинальным током I2н= 5 А, с классом точности вторичных обмоток 05/10Р, сноминальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z2n= 1,2 Ом.
Номинальныепараметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения междуними сведем в табл.2.8.
Таблица2.8 — Параметры и расчетные величины трансформатора токаПараметры ТТ Соотношение Расчетные величины для выбора ТТ
Uh=10 kB
=
UнРУ= 10 кВ
Iн= 1000 А
>
Iраб.форс=808 А
z2н=1,2 Ом
>
Z2расч= 1,121 Ом
Iдин = 100 кА
>
iy = 19,886 кА.
Вк доп = 352·3 = 3675 кА2·с
>
Вкрасч = 15,382 кА2·с
Такимобразом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки вданной цепи.
Рассмотримподробнее выбор трансформатора по классу точности: z2н≥z2pacч.Выполнениеэтого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющеготрансформатор с подключенными к нему приборами.
Допустимоесечение кабеля определим по (2.18):
rnp= 15 / 52= 0,6Ом,
qк доп=0,0283 50 / ( 1,2 + 0,6 – 0,1 ) = 1,3 мм2 .
Таблица2.9 — Вторичная нагрузка трансформатора тока№ Прибор Тип прибора Нагрузка фазы, В·А А В С 1 Амперметр Э-335 0,5 – – 2 Ваттметр Д-335 0,5 – 0,5 3 Варметр Д-335 0,5 – 0,5 4 Счетчик активной энергии САЗ-И681 2,5 2,5 – 5 Счетчик реактивной энергии СР4-И676 – 2,5 2,5 6 Регистрирующий ваттметр Н-395 10 – 10 7 Регистрирующий амперметр Н-395 – 10 – 8
Snp ,В·А 14 15 13,5
Примемк установке кабель КВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2.Определим сопротивление выбранного кабеля по (2.19):
rкаб= 0283·50 / 2,5 = 0,421 Oм,
Определимвторичное расчетное сопротивление:
z2pacч= 0,421 + 0,6 + 0,1 =1,121 Ом.
Изсравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
2.4.4 Выбортрансформаторов напряжения
Трансформаторнапряжения выбирают:
- понапряжению Uн≥ Uн уст
- поконструкции и схеме соединения обмоток.
Проверкуработы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, котораяопределяется подключаемыми приборами. ТН в ЗРУ 10 кВ питает обмотки напряженияприборов, сборных шин, линий, колонок синхронизации, обходного выключателя.
Подсчетмощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этомучтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. Усчетчиков активной и реактивной энергии cosφ = 0,38, asinφ= 0,925.
Используяучебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим табл.2.10. для подсчетамощности.
/>/>Полная суммарнаяпотребляемая мощность по (2.20):
S2Σ= P2Σ2 + Q2Σ2 = 98,842+16,652 = 127,12 В·А.
Примемк установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типаЗНОМ-10-83У2 [2, с.336] с номинальной мощностью в классе 0,5 S2н =75 В·А, соединенные в группу
3S2н= 225В·А > S2Σ = 127,12 В·А,
т.е.условие проверки по классу точности выполняется.
Выбираемконтрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и отввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов,установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).
Токнагрузки для вторичных цепей основных обмоток ТН по (2.23):
/>Iн = 3· 127,12/ 100 = 2,19 А;
Таблица2.10 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения№ Место установки и перечень приборов Число присоединений Тип прибора
Sном обм, В·А Число обмоток
cosφ
sinφ Ощее число приборов
Р, Вт
Q , Вар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1
Тупиковые ЛЭП:
— ваттметр
— варметр
— ФИП
— счетчик
активной энергии
— счетчик
реактивной энергии 6
Д-335
Д-335
СА4-И681
СР4-И676
1,5
1,5
3
2
3
2
2
1
2
2
1
1
1
0,38
0,38
0,92
0,92
6
6
6
6
6
21
21
21
10,64
15,96
–
–
–
25,76
38,64 2
— вольтметр
регистрирующий
— ваттметр
регистрирующий 1
Н-393
Н-395
10
10
1
1
1
1
1
1
10
10
–
– 3 Итого: 109,6 64,4
Допустимоенаибольшее сопротивление фазного провода по (2.21):
/>rnpmax= 0,5 / ( 3 · 2,19 ) = 0,132 Ом.
Принимаясопротивление одной жилы кабеля в фазе rnp≤0,083 Ом идля Alγ= 34,5 м/(Ом·мм2) определяем сечение жилы кабеля по(2.25):
q= 150 / ( 34,5·0,083 )= 17,46 мм2
Выбираемкабель 3 х60 + 1 х 20 мм2.
Действительноесопротивление его жил:
rnp= 50 / (34,5·60 ) = 0,024 Ом,
rо.np= 50 / ( 34,5·20 ) = 0,072 Ом.
/>/>ΔU= 3·I·rnp= 3·2,19·0,024 = 0,091 BΔUдоп= 0,5 В,
значитсечение выбрано верно.
2.5 Выбор токоведущихчастей
2.5.1 Выбор гибких шиндля ОРУ 110 кВ
Выборсечения гибких шин производят по экономической плотности тока:
qэк= Iраб/ jэк, (2.27)
где Iраб — длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок),A;
jэк — нормированная экономическая плотность тока, А/мм2(табл.4.1 [4]).
Каквидно из результатов расчёта максимального режима, через шины ОРУ 110 кВ будетпротекать ток Iраб= 390 А (см. приложение В).
qэк= 362 / 1 = 362 мм2.
Учитывая,что гибкие шины будут расположены в РУ открытого типа выберем по справочнику[2, с.428-430. табл.7.35] для каждой фазы шин сталеалюминиевые провода АС-400с номинальным сечением 400 мм2, наружным диаметром d=27,8мм,допустимым током Iдоп=835А.
Осуществимпроверку проводов.
Проверкапровода по длительно допустимому току. Осуществляется изусловия нагрева:
Iраб. макс≤ Iдл.доп , (2.28)
где Iрабмаксберем из результатов послеаварийного расчёта (см. приложение В).
Iраб.макс= 501 A ≤ Iдл.доп= 835 A.
Проверкана термическую стойкость при КЗ. Проверка производитсяпри трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в моментотключения КЗ θок и допустимой температурой θодоп[2, с. 17] (для сталеалюминиевых проводов это 200° С).
Длявычисления θок предварительно определим начальнуютемпературу проводов:
θон= θоср + ( θодл.доп –θоср.н )·(Iнаиб/ Iдоп)2, (2.29)
θон= 30° + ( 70° — 25°)·(501 / 835)2 =46,2°С
где θоср — температура воздуха (зададим θ0ср= 30°С);
θоср.н — нормированная температура воздуха (25°);
θодл.доп — допустимая температура проводов в длительном режиме (70°).
Знаяθон и материал провода по кривым дляопределения температуры нагрева проводников (кривая 4 на рис.1.1 справочника[2, с.19]) определим начальное значение удельного теплового импульса Ан= 0,4·104 А2/мм4 .
Конечноезначение удельного теплового импульса определим по выражению:
Ак= Ак + Вк расч / q2 (2.30)
Ак= 0,4·104 + 4,102·106 / 3942 = 0,41·104A·c/мм4
Здесьq = 394 мм2 — сечение провода АС-400 по алюминию;
Вкрасч = 4,102 кА2·с — расчетный тепловойимпульс от протекания
полноготока трехфазного КЗ на шинах (рассчитывался при проверке Q).
ЗнаяАк, по той же кривой определим конечнуютемпературу
Qк= 48° .Таким образом, провода шин ОРУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки потермической стойкости.
Проверкапроводов фаз шин ОРУ 110 кВ на схлестывание. T. к. в нашемпримере ток трехфазного КЗ на шинах менее 20 кА [4, с.233-235], I''= 4,764 кА, то проверка на схлестывание не производится.
Проверкапроводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию.Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщеплен на несколькопроводов, а ударный ток трехфазного КЗ i(3)у≥50кА.Проверка сводится к определению расстояния между дистанционными распорками,которые закрепляют провода в фазе. В нашем случае эта проверка не нужна, т.к.фазные провода сборных шин не Расщеплены.
Проверкапо условиям коронного разряда. В нашем случае этапроверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов шин ОРУ 110 кВ большеминимально допустимого по условию коронирования [2, табл.1.18, с.20]. Впротивном случае проверку можно произвести, используя методику, описанную вучебнике [4, с.236-238].
2.5.2 Выбор ошиновкилинии
Выборсечения производится по экономической плотности qэк,по формуле (2.27):
qэк= 362 / 1 = 362 мм2.
Выбираемдля ошиновки сталеалюминиевый провод АС-400 с номинальным сечением 400 мм2,наружным диаметром d=27,8 мм, допустимым током Iдл.доп =835 А.
Осуществимпроверку проводов.
Проверкапровода по длительно допустимому току. Осуществляется по(2.28):
Iраб. макс= 501 A≤Iдл.доп= 835 A.
гдеIраб. максберем из результатов послеаварийного расчёта (см. приложение Д).
Таккак при проверке ошиновки линии и гибких шин ОРУ 110 кВ Iраб.макс одинаковы, и выбранные провода тоже одинаковые, товыбранный Для ошиновки провод заведомо проходит проверку на термическуюстойкость, схлестывание и коронирование.
2.5.3 Выбор жёстких шиндля ЗРУ 10 кВ
Выборсечения жёстких шин производят по допустимому току по (2.28).
Принимаемалюминиевые однополосные шины 60x6 мм, с шириной полосы h=60мм,и толщиной шины b=6мм,сечением 360 мм2.
Iраб.макс= 808 A ≤ Iдл.доп= 870 A.
гдеIраб. макс= Iр.ф.= 0,808 A.
Осуществимпроверку шин.
Проверкана термическую стойкость при КЗ. Проверка производитсяпо сравнению выбранного сечения, с минимально допустимым сечением длятермической стойкости.
/>qмин= Вк / С , (2.31)
где С — коэффициент, принимаемый по табл. 3.12 [4];
Вк= 15,382 кA2·с — расчетный тепловой импульс отпротекания полного тока трехфазного КЗ на шинах (рассчитывался при проверке Q).
/>qмин= 15,382·106 / 88 ≤ 360 мм2
Такимобразом, выбранные шины термически устойчивы.
Проверкапроводов фаз шин ОРУ 110 кВ на схлестывание. Т.к. в нашемпримере ток трехфазного КЗ на шинах менее 20 кА [4, с.233-235], I'' = 4,764кА, то проверка на схлестывание не производится.
Проверкашин на механическую прочность. Наибольшее удельное Усилие при трёхфазном к.з.шин, Н/м, определяется по формуле:
/>
f= 3·10-7· кф· iу2/ а (2.32)
где кф — коэффициент формы,кф =1;
а — расстояние между фазами, а=1,5м.
/>f= 3·10-7· 1· 19,8862 / 1,5 = 45,66 Н/м.
Изгибающиймомент определяется по формуле:
M= f· l2/ 10, (2.33)
где l — длина пролёта, т.е. расстояние между опорными изоляторами, l=2м.
Напряжениев материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:
σрасч= М / W, (2.34)
где W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярнойдействию усилия, определяемый по формуле:
W= b·h2/ 6, (2.35)
W= 6·602 / 6 = 0,6 см ,
σрасч= 18,26 / 0,6 = 30,4 МПа.
Дляалюминиевых шин допустимое механическое напряжение σдоп =70МПа.
Каквидно из сравнения, σрасч σдоп ,значит шины механически прочны.
2.5.4 Выбор изоляторов
Жёсткиешины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующимусловиям:
— по номинальному напряжению установки:
Uном≥ Uуст = 10 кВ; (2.36)
— по номинальному току:
Fрасч≤ Fдоп (2.37)
где Fрасч — сила, действующая на изолятор;
Fдоп — допустимая нагрузка на головку изолятора,
Fдоп= 0,6·Fразр
где Fразр — разрушающая нагрузка при действии на изгиб (табл.ГО-4 [4]).
/>Fрасч= 3 · ( iу2/ а )·l·kh·10-7= flkh, (2.37)
где kh — поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена «на ребро».
kh= ( Hиз+ b/2 ) / Низ, (2.38)
kh= ( 120 + 6/2 )/ 120 = 1,025,
Fрасч= 45,66·2·1,025 = 93,6 Н.
Такимобразом, принимаем к установке изоляторы типа ИО-10-3,75 УЗ со следующими параметрами:
Номинальноенапряжение Uн 10кВ
Наибольшеерабочее напряжение Uмах 12кВ
Напряжениеиспытательное грозового импульса 80 кВ
Минимальнаяразрушающая сила на изгиб Fразр 3,75кН
Высотаизолятора Низ 120мм
3. ЭКОНОМИЧЕСКОЕОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА НОВОЙ ПОДСТАНЦИИ 110/10 КВ
3.1Капитальные вложения
Капитальные вложения в строительство ПС
КПС =82,254 млн. руб.
Капитальные вложенияна отвод земли для ПС и ВЛ, на устройства РЗ ВЛ, связь, телемеханику, ПА иАСКУЭ приняты в расчете ориентировочно в размере 10 % от приведенных вышезатрат.
С учетом этого, общиекапитальные вложения:
КS= 1,1×82,254=90,4794 млн. руб.
3.2 Годовые эксплуатационные расходы
Годовыеэксплуатационные расходыИвключаютамортизационные отчисления Иа и затраты на обслуживание иремонт Иобс
Амортизационныеотчисления определены по нормам амортизации для подстанций (4,4 %):
Иа = 0,044 · 90,4794 =3,981 млн. руб.
Затраты наобслуживание и ремонт определены укрупненно (4,9 % от капитальныхвложений):
Иобс =0,049 · 90,4794 = 4,4334 млн. руб.
Таким образом, годовые эксплуатационные расходы:
И = 3,981 +4,4334 =8,4144 млн. руб.
3.3 Результаты строительства новой подстанции110/10 кВ
Стоимостнаяоценка результатов строительства новой подстанции выражается в увеличениидохода от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии:
Ор = Т(j×W- DW)+DП, (3.1)
где Т –средневзвешенный тариф на электроэнергию, 1,93 руб./ кВт·.;
j– долястоимости реализации электроэнергии, относимая на электрические сети (j=0,3);
W–дополнительныйотпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, тыс. кВт·ч;
DW– изменение потерь, тыс. кВт·ч ( коэффициент потерь kпринятв расчете 5 % );
DП –увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов.
Дополнительный отпускэлектроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется взависимости от числа часов использования максимумаТmax:
W= Р× Тmax (3.2)
В расчете приняты дваварианта:
Тmax =5587 ч –средняя величина по всем потребителям за 2003 г.
Тmax=7000 ч – дляперспективных потребителей, присоединяемых к ПС.
Балансовая прибыль отреализации дополнительной электроэнергии
П =Ор – И. (3.3)
Чистая прибыль определяетсяисходя из ставки налога на прибыль aн= 24 %:
Пч = П (1 — aн). (3.4)
В более детальномрасчете учитывается рост присоединяемой нагрузки по годам. Для этого рассмотреныдва сценария роста нагрузки, расчет произведен с использованием интегральныхкритериев экономической эффективности (табл. 3.2 и 3.3)
3.3.1 Расчет статическихпоказателей эффективности.строительства подстанции 110/10 кВ
В расчете использованыкак простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). Поформулам (3.1)−(3.4) определены показатели, характеризующие результатыстроительства новой ПС.
Статические показатели определяются по формулам :
Rп= Пчt/ K; (3.5)
Токп= К / (Пч+ Иа). (3.6)
3.3.2 Расчет динамических показателей эффективности строительства подстанции110/10 кВДинамические показателиопределяются исходя из предположения равенства денежных потоков по годамрасчетного периода.
Чистый дисконтированныйдоход ЧДД за расчетный период 25 лет рассчитываем по формуле /> черезсумму коэффициентов дисконтирования Ds.
Сумма коэффициентовдисконтирования определяется по прил. 3[7]:
ЧДД=(Пч+Иа)·Ds–K.
Динамический срококупаемости Ток.д – такой период, при котором дисконтированныерезультаты равны дисконтированным затратам.
Ds= K/ (Пч+Иа)
Расчет статическихпоказателей оценки эффективности при различных вариантах использованияустановленной мощности приведен в табл. 3.1.
Динамические показателиэффективности строительства ПС для варианта роста нагрузок рассчитаны в табл. 3.2,на рис. 3.1
Выводы. Проведенныерасчеты показали, что инвестиции в строительство ПС 110/10 кВ экономическицелесообразны. Инвестиции окупаются за приемлемый срок 4 года.для присоединяемых нагрузок 10 МВт(табл. 3.2). Срок окупаемости по данным табл. 3.2 ниже нормативного и принятогов энергетике. При этом не учитывалось повышение надежности.