Проектирование воздушных линий электропередач (ВЛ) должно выполняться в соответствии с ПУЭ, строительными нормами и правилами (СниП), а также указаниями и рекомендациями инструкций, руководящих указаний, действующих директивных документов, относящихся к проектированию, сооружению и эксплуатации ВЛ. При проектировании ВЛ следует ориентироваться на утвержденную схему развития энергосистемы или электросетей данного промышленного района на ближайшие 5 лет с учетом перспективы на 10 лет.
Трасса ВЛ должна быть по возможности кратчайшей, соответствовать схеме развития электросетей данного района и учитывать материалы районной планировки. Выбор трассы следует производить на основе технико-экономических сравнений возможных вариантов, намечаемых при предварительных изысканиях на стадии проекта или при разработке утверждаемых материалов рабочего проекта.
При проектировании ВЛ необходимо ориентироваться на стандартные материалы, унифицированные и типовые конструкции. Применение нестандартных конструкций допускается как исключение при соответствующем технико-экономическом обосновании.
Данный курсовой проект содержит расчет линии 110 кВ, выбор соответствующего оборудования и защиты, обеспечивающих надежную работу всей ЛЭП.
1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ При выборе конфигурации сети следует учитывать следующие принципы оптимальности сети:
1. Сеть должна быть как можно короче.
2. Электрический путь от источников к потребителям целесообразно делать короче.
3. Электрическая сеть должна удовлетворять условиям надежности электроснабжения потребителей.
Основным критерием при разработке вариантов развития электрической сети экономичность при одновременном выполнении требований надежности электроснабжения. Экономический критерий — это минимум приведенных затрат, включающих как капитальные вложения, так и эксплуатационные расходы.
При выполнении данного курсового проекта были взяты на рассмотрение 3 варианта схемы электроснабжения представленные на рис.1−3. На рис.1−3 приняты следующие обозначения:
- А — потребитель 1й категории;
- В — потребитель 3й категории;
- C — потребитель 2й категории;
- D — потребитель 1й категории.
Варианты схем эл. снабжения представлены на рисунке 1.1
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
2.1 Полные мощности потребителей
МВА;
- МВА;
- МВА;
- МВА.
2.2.1 Расчет для схемы № 1
Проект системы электроснабжения завода «Уральская кузница»
... Категория основных потребителей по надежности электроснабжения: Потребители 2 категории: ... ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ 4.1 Выбор величины напряжения 4.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения 4.3 Конструктивное выполнение электрической сети ... общество «Уральская кузница» (далее предприятие) ... работ 10.2.2 Расчет сметной стоимости работ ...
Пренебрегая потерями мощности в линиях и трансформаторах, определим токи на участках:
где Ii — ток на i-ом участке,
Si — нагрузка на i-ый участок.
А;
А;
А;
А.
Сечение проводов на участках:
где ji — экономическая плотность тока, зависящая от времени использования максимума нагрузки. Определятся из таблицы 2.1
Таблица 2.1.
|
j, А/мм2 |
Tmax, ч |
|||
|
1000−3000 |
3000−5000 |
5000−8760 |
||
|
1,3 |
1,1 |
|||
мм2;
- мм2;
- мм2;
- мм2.
Выбираем сталеалюминевые провода марки АС -240 (=0,121 Ом/км, =0,435 Ом/км, Iдоп=605 А).
- Проверка сечения провода по допустимому току на участке линии потребителя 1, 2 категории:
где — максимальная токовая нагрузки для выбранного типа провода, А.
Максимальный ток в линии № 1 (см. рис.1) на участке EС, следовательно проверку по допустимому току достаточно провести на данном направлении.
- условие выполнено.
2.2.2 Расчет для схемы 2 (кольцевая магистраль) Рисунок 2.1.
Исходя из рис. с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП:
км;
км;
км;
Мощность, передаваемая от источника Е1:
МВА Мощность, передаваемая от источника Е2:
МВА МВА Граница мощностей S21 на потребителе С (рисунок 2.2).
Токи на участках кольца:
A;
A;
А;
Токи вне кольца:
А;
А;
- Определим токи в линиях в аварийном режиме работы
1) При обрыве линии от источника 1:
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/po-teme-vozdushnyie-linii/
А;
2) При обрыве линии от источника 2 :
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/po-teme-vozdushnyie-linii/
A;
A;
Сечение проводов на участках:
- мм2;
- мм2;
- мм2;
- мм2.
мм2.
Выбираем сталеалюминевые провода марки АС -300 (=0,087 Ом/км, =0,429 Ом/км, Iдоп=710 А).
- Проверка сечения провода по допустимому току на участке линии
- условие выполнено.
2.2.3 Расчет для схемы 3
Токи на участках:
А;
А;
А;
А;
Сечение проводов на участках:
- мм2;
- мм2;
- мм2;
- мм2.
Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-330 (Ом/км; Ом/км; А.).
- Проверка сечения провода по допустимому току на участке линии
- условие выполнено.
3.РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛЭП И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
3.1 Расчет потерь напряжения в ЛЭП Определим потери напряжения на участках:
%
где — удельное активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;
- длина участка ЛЭП, км;
- активная и реактивная мощности на участках ЛЭП, соответственно, МВА, МВАр.
3.1.1 Расчет для схемы 1
Исходя из рис. 1 с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП.
км;
км;
км;
км.
Реактивные мощности потребителей:
- МВАр;
- МВАр;
- МВАр;
- MBAp.
Потери напряжения на участках ЛЭП:
;
;
;
При повреждении одной линии:
;
;
3.1.2 Расчет для схемы 2
Исходя из рис. 2 с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП.
км;
км;
км;
км.
км.
Реактивные мощности потребителей:
- МВАр;
- МВАр;
- МВАр;
- MBAp.
МВАр;
Активные мощности:
;
;
;
;
Потери напряжения на участках ЛЭП:
;
;
;
;
При повреждении линии:
;
При обрыве линии:
;
;
3.1.3 Расчет для схемы 3
Исходя из рис. 3 с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП.
км;
км;
км;
км.
Реактивные мощности потребителей:
- МВАр;
- МВАр;
- МВАр;
- MBAp.
Потери напряжения на участках ЛЭП:
;
;
;
При повреждении одной линии:
;
Суммарные потери на участке ЕС:
Результаты, полученные при расчете линий № 1−3 сведены в табл.3.1
Таблица 3.1
|
Схема |
Участок |
U |
Iл |
Tmax |
F |
Марка провода |
r0 |
x0 |
l |
R |
X |
?U |
|
|
кВ |
А |
ч/год |
мм2 |
Ом/км |
Ом/км |
км |
Ом |
Ом |
% |
||||
|
EA |
76,628 |
76,628 |
АС-240 |
0,121 |
0,435 |
1,21 |
4,35 |
0,579 |
|||||
|
EB |
132,894 |
132,894 |
5,203 |
18,705 |
3,453 |
||||||||
|
EC |
31,695 |
28,813 |
36,5 |
4,417 |
15,878 |
0,631 |
|||||||
|
ЕD |
101,766 |
101,766 |
4,84 |
17,4 |
4,686 |
||||||||
|
ED |
165,306 |
266,921 |
АС-300 |
0,087 |
0,429 |
39,051 |
3,397 |
16,753 |
3,431 |
||||
|
ЕC |
101,615 |
266,921 |
36,401 |
3,167 |
15,616 |
0,817 |
|||||||
|
DC |
— 38,226 |
63,389 |
72,111 |
6,274 |
30,936 |
— 1,465 |
|||||||
|
EA |
76,628 |
76,628 |
0,87 |
4,29 |
0,5 |
||||||||
|
EB |
132,894 |
120,813 |
3,741 |
18,447 |
3,216 |
||||||||
|
EA |
76,628 |
76,628 |
АС-330 |
0,087 |
0,429 |
0,87 |
4,29 |
0,5 |
|||||
|
ED |
336,425 |
305,841 |
39,051 |
3,397 |
16,753 |
2,921 |
|||||||
|
DB |
132,894 |
132,894 |
60,208 |
5,238 |
25,829 |
0,843 |
|||||||
|
EC |
31,695 |
31,695 |
36,401 |
3,167 |
15,616 |
6,661 |
|||||||
3.2 Технико-экономический расчет Приближенное технико-экономическое сопоставление вариантов ЛЭП заключается в сравнении вариантов схем по приведенным затратам и капитальным вложениям.
3.2.1 Выбор трансформаторов Фактическая мощность трансформатора
где — количество трансформаторов в i-ой точке схемы;
- коэффициент загрузки трансформатора.
Величины, определяются в зависимости от категории потребителя электроэнергии:
- Потребитель 1-ой категории:;
- ;
- Потребитель 2-ой категории:;
- ;
- Потребитель 3-ей категории:; .
Выбор трансформаторов для схемы электроснабжения № 1.
Фактическая мощность трансформатора:
- на потребителе А: ВА.
- на потребителе В: ВА.
- на потребителе С: ВА.
- на потребителе D: ВА.
Выбираем следующие трансформаторы:
- Повышающий трансформатор марки ТДЦ-125 000/110 возле источника питания;
- для потребителя, А — трансформатор ТРДН 25 000/110;
- для потребителя В — трансформатор ТД-40 000/110;
- для потребителя С — трансформатор ТДН -10 000/110;
- для потребителя Dтрансформатор ТД -40 000/110.
Все выбранные трансформаторы являются трехфазными, двухобмоточными.
Результаты, полученные при расчете трансформаторов и их параметры для участков линии № 1 сведены в табл.3.2.
Выбор трансформаторов для схемы электроснабжения № 2.
- Повышающий трансформатор марки ТДЦ-125 000/110 возле источника питания;
- для потребителя, А — трансформатор ТРДН 25 000/110;
- для потребителя В — трансформатор ТД-40 000/110;
- для потребителя С — трансформатор ТДН -10 000/110;
- для потребителя Dтрансформатор ТД -40 000/110.
Все выбранные трансформаторы являются трехфазными, двухобмоточными.
Результаты, полученные при расчете трансформаторов и их параметры для участков линии № 2 сведены в табл.3.2.
Выбор трансформаторов для схемы электроснабжения № 3.
- Повышающий трансформатор марки ТДЦ-125 000/110 возле источника питания;
- для потребителя, А — трансформатор ТРДН 25 000/110;
- для потребителя В — трансформатор ТД-40 000/110;
- для потребителя С — трансформатор ТДН -10 000/110;
- для потребителя Dтрансформатор ТД -40 000/110.
Все выбранные трансформаторы являются трехфазными, двухобмоточными.
Результаты, полученные при расчете трансформаторов и их параметры для участков линии № 3 сведены в табл.3.2.
Таблица 3.2.
|
Схема |
Точка расположения |
Категория |
Количество |
Коэф.загрузки |
Тип трансформатора |
Паспортные данные |
Стоимость |
||||
|
Sн, МВА |
Uв, кВ |
Uк,% |
Uн |
тыс.руб. |
|||||||
|
радиальная |
A |
0,65 |
ТРДН2500/110 |
10,5 |
; |
||||||
|
B |
0,95 |
ТД40 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
C |
0,7 |
ТДН10 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
D |
0,65 |
ТД40 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
E |
0,65 |
ТДЦ125 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
кольцевая |
A |
0,65 |
ТРДН2500/110 |
10,5 |
; |
||||||
|
B |
0,95 |
ТД40 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
C |
0,7 |
ТДН10 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
D |
0,65 |
ТД40 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
E |
0,65 |
ТДЦ125 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
магистральная |
A |
0,65 |
ТРДН2500/110 |
10,5 |
; |
||||||
|
B |
0,95 |
ТД40 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
C |
0,7 |
ТДН10 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
D |
0,65 |
ТД40 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
|
E |
0,65 |
ТДЦ125 000/110 |
10,5 |
; |
|||||||
3.2.2 Выбор турбогенераторов
- Мощность турбогенератора Вт.
Выбираем турбогенератор ТВФ-100−2 со следующими номинальными данными:
- номинальная мощность генератора, МВт;
- номинальное напряжение, кВ;
- реактивное сопротивление генератора, о.е.;
- ?= 0,984 — КПД.
3.2.3 Расчет капиталовложений в ЛЭП Расчет для схемы № 1
Анализ схемы № 1 позволяет получить следующие данные:
- Протяженность двухцепной линии в сумме — 86,5 км;
- Протяженность одноцепной линии — 43 км.
Определяем стоимость проводов с железобетонными опорами:
Одноцепная линия с железобетонными опорами (АС-240, Uном=110 кВ):
- тыс. руб./км;
- Двухцепная линия с железобетонными опорами (АС-240, Uном=110 кВ) ;
- тыс.
руб./км.
Производя вычисления можно получить стоимость ЛЭП по схеме № 1 равную:
тыс. руб.
Стоимость всех трансформаторов:
тыс. руб.
тыс. руб.
Суммируя стоимость проводов и трансформаторов можно получить полные капиталовложения для создания линии электроснабжения по схеме № 1
тыс. руб.
Расчет для схемы № 2
Анализ схемы № 2 позволяет получить следующие данные:
Протяженность одноцепной линии — 190,563 км.
Одноцепная линия с железобетонными опорами (АС-300, Uном=110 кВ):
тыс. руб./км.
Протяженность двухцепной линии — 10 км Двухцепная линия с железобетонными опорами (АС-300, Uном=110 кВ):
тыс. руб./км.
Производя вычисления можно получить стоимость ЛЭП по схеме № 1 равную:
тыс.руб.
тыс. руб.
Суммируя стоимость проводов и трансформаторов можно получить полные капиталовложения для создания линии электроснабжения по схеме № 2
тыс.руб.
Расчет для схемы № 3
Анализ схемы № 3 позволяет получить следующие данные:
- Протяженность двухцепной линии в сумме — 85,45 км;
- Протяженность одноцепной линии — 60.201 км.
Определяем стоимость проводов с железобетонными опорами:
Одноцепная линия с железобетонными опорами (АС-330, Uном=110 кВ):
- тыс. руб./км;
- Двухцепная линия с железобетонными опорами (АС-330, Uном=110 кВ) ;
- тыс.
руб./км.
Производя вычисления можно получить стоимость ЛЭП по схеме № 1 равную:
тыс. руб.
Стоимость всех трансформаторов:
тыс. руб.
Суммируя стоимость проводов и трансформаторов можно получить полные капиталовложения для создания линии электроснабжения по схеме № 3
тыс. руб.
Результаты, полученные при расчете капиталовложений в схемы линий № 1−3 сведены в табл.3.3.
Таблица 3.3.
|
Схема |
Тип линии |
Длина линии |
Стоимость линии |
Стоимость трансформаторов |
Капиталовложения |
|
|
км |
тыс. руб. |
тыс. руб. |
тыс. руб. |
|||
|
одноцепная |
2997,7 |
385,9 |
3383,6 |
|||
|
двухцепная |
86,5 |
|||||
|
одноцепная |
190,6 |
4309,9356 |
385,9 |
4695,8356 |
||
|
двухцепная |
||||||
|
одноцепная |
60,21 |
3234,4013 |
385,9 |
3620,3013 |
||
|
двухцепная |
85,45 |
|||||
3.2.4 Расчет приведенных затрат
- Приведенные затраты
где — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, о.е./год;
- отчисления на амортизацию, ремонт, обслуживание, о.е./год.
- стоимость потерь энергии, руб./год;
- время максимальных потерь, ч/год.
Определяется по рис. 6.1. 2].
- стоимость 1кВт*час потерь энергии, руб./кВт*час. Определяется по рис. 6.2. 2].
При ч.: ч/год, руб./кВт*час;
- При ч.: ч/год, руб./кВт*час;
- При ч.: ч/год, руб./кВт*час;
- При ч.: ч/год, руб./кВт*час;
- Величины и определяются по в зависимости от времени максимальной нагрузки. Величина ущерба для всех рассматриваемых схем одинакова, поэтому в расчете ее можно не учитывать.
Для схемы № 1 величина приведенных затрат будет иметь вид Для схемы № 2 величина приведенных затрат будет иметь вид Для схемы № 3 величина приведенных затрат будет иметь вид Результаты, полученные при расчете затрат для линий № 1−3 ведены в табл.3.4.
Таблица 3.4
|
Схема |
Капиталовложения |
Приведенные затраты |
|
|
тыс. руб. |
тыс. руб./год |
||
|
3383,6 |
3 103 274,548 |
||
|
4695,8356 |
3 664 808,937 |
||
|
3620,30 132 |
7 873 205,587 |
||
Анализ данных, представленных в табл.3.4, позволяет сделать вывод, что схема № 1 является оптимальной, по отношению к схемам № 2,3 Дальнейший расчет будет производиться только для схемы электроснабжения № 1.
4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
4.1 Общие сведения Схема электроснабжения № 1 представлена на рис. 4.1.
Рисунок 4.1. Схема электроснабжения № 1
Расчет будет проводиться в относительных единицах, поэтому необходимо выбрать величины базисных мощности и напряжения:
- базисная мощность, МВА;
- базисное напряжение в линии 10,0кВ, кВ.
- базисное напряжение в линии 110кВ, кВ.
4.1.1 Базисный ток
А А;
А.
4.1.2 Сопротивление турбогенератора
4.1.3 ЭДС турбогенератора
4.1.4 Сопротивление повышающего трансформатора (возле источника)
4.1.5 Сопротивление понижающего трансформатора (возле потребителя)
4.2 Трехфазное короткое замыкание Для расчета трехфазного короткого замыкания составляется схема прямой (обратной) последовательности. Данная схема представлена на рис. 4.2.
Рисунок 4.2. Схема прямой (обратной) последовательности
4.2.1 Полное сопротивление линии с учетом активного сопротивления
4.2.2 Сопротивление линии до точки короткого замыкания
;
;
;
4.2.3 Ток трехфазного короткого замыкания
А
А;
А;
А;
А;
А;
А;
А;
А.
- для других потребителей трехфазное короткое сопротивление на линии рассчитываем аналогично:
- сопротивление линии до точки короткого замыкания:
- ток трехфазного короткого замыкания:
А;
А;
А.
4.2.4 Ударный ток
где — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени апериодической составляющей тока, определяется по табл. 5−4 [3]
А;
А.
4.3 Однофазное короткое замыкание Расчет токов однофазного короткого замыкания производится по схеме нулевой последовательности, представленной на рис. 4.3.
Рисунок 4.3. Схема нулевой последовательности
4.3.1 Сопротивление линии нулевой последовательности
где — коэффициент, зависящий от наличия грозозащитного троса. Для одноцепной линии со стальным грозозащитным тросом .
4.3.2 Сопротивление линии до точки однофазного короткого замыкания
;
;
;
;
;
4.3.3 Ток однофазного короткого замыкания
А где — сопротивление линии прямой и обратной последовательности до точки К.З.
А;
А;
А;
А;
А;
А.
4.3.4 Ударный ток
А А;
А.
Все данные, полученные при расчетах токов короткого замыкания сведены в табл.4.
Таблица 4
|
Точка К.З. |
Потребитель |
||||||||
|
А |
В |
С |
D |
||||||
|
Iki, A |
Iудi, A |
Iki, A |
Iудi, A |
Iki, A |
Iудi, A |
Iki, A |
Iудi, A |
||
|
К1 |
80 218,7 |
204 203,5 |
80 218,7 |
80 218,7 |
80 218,7 |
||||
|
К2 |
3488,64 |
8880,629 |
3488,64 |
8880,63 |
3488,64 |
8880,63 |
3488,64 |
8880,63 |
|
|
К3 |
9317,754 |
||||||||
|
К4 |
3105,79 |
8513,05 |
|||||||
|
К5 |
2798,64 |
7588,728 |
|||||||
|
К6 |
2472,69 |
6655,963 |
|||||||
|
К7 |
2158,55 |
5784,879 |
1838,36 |
4326,46 |
1981,21 |
4729,61 |
1916,42 |
5315,84 |
|
|
К8 |
9024,24 |
24 995,76 |
|||||||
График распределения токов короткого замыкания по длине линии представлен ниже.
5. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ В данном курсовом проекте для защиты линий от токов короткого замыкания было принято решение использовать трехступенчатую релейную защиту:
1.Токовая отсечка без выдержки времени;
2.Токовая отсечка с выдержкой времени;
3.Максимально-токовая защита.
Определим токи срабатывания реле для каждого вида защиты.
5.1 Токовая отсечка без выдержки времени
А где — коэффициент надежности;
- минимальный ток короткого замыкания в конце линии, А.
А.
электрический сеть замыкание подстанция
5.2 Токовая отсечка с выдержкой времени
А А.
5.3 Максимально-токовая защита
где — коэффициент самозапуска;
- коэффициент возврата;
- максимальный ток нагрузки, А.
А.
При разработке электрической схемы также были предусмотрены: автоматическое повторное включение и автоматическое включение резерва [14, https:// ].
Для силовых трансформаторов должны предусматриваться следующие виды защит:
- от многофазных и однофазных к.з. в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухо-заземленной нейтралью;
- от межвитковых замыканий;
- от тока в обмотках, обусловленного внешними к.з.;
- от тока в обмотках, обусловленного нагрузкой;
- от понижения уровня масла;
- от однофазных к.з.
в сети с изолированной нейтралью, если эти замыкания создают ситуацию, требующую отключение в целях безопасности.
Для защиты от всех внутренних повреждений в трансформаторе используется газовая защита. Она основана на использовании газообразования, которое является следствием разложения масла и других материалов под действием электрической дуги межвитковых замыканий. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Поэтому газовая защита выполняется двухступенчатой, в зависимости от степени повреждения, и действует на сигнал или отключение.
Дифференциальные токовые защиты трансформаторов выполняются в виде:
- дифференциальной токовой защиты с насыщающимися трансформаторами тока;
- дифференциальной токовой защиты с реле, имеющими торможение.
Отсечка имеет наиболее простой из токовых дифференциальных защит трансформатора, однако она недостаточно чувствительна из-за большого тока срабатывания, поэтому она применяется в трансформаторах относительно небольшой мощности.
В соответствии с ПУЭ на понижающих трансформаторах мощностью более 1МВА предусматривается максимальная токовая защита (МТЗ), действующая, а отключение от токов в обмотках, обусловленными внешними к.з. Схема трехступенчатой защиты (МТЗТО с выдержкой времени, ТО без выдержки времени) на постоянном оперативном токе показана на рисунке 5.1.
Защита осуществляется с помощью токовых реле РТ-40, реле времени типа РВН, промежуточного реле РП-210 и указательного реле типа РУ-21.
Рисунок 5.1
Согласно ПУЭ для потребителей 1 категории должны предусматриваться устройства АВР с высокой и низкой стороны подстанции.
В нашем случае УАВР является устройством двустороннего действия, так как обе секции шин являются рабочими. При исчезновении напряжения на одной из секций, включается секционный выключатель, и питание потребителей при этом переводятся на одну линию или трансформатор.
Пуск в действие УАВР осуществляется с помощью реле минимального напряжения Контролирующего наличие минимального напряжения в линии. Действие УАВР имеет смысл при наличии напряжения на резервном источнике питания, поэтому в пусковой орган УАВР включается реле максимального напряжения.
Для определения токов срабатывания отсечек и МТЗ необходимо воспользоваться графиком распределения токов вдоль линии, который представлен на рисунке 4.4.
6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
6.1 Выбор выключателей Электрическая схема подстанции потребителя, А представлена на листе № 2 (графическое приложение).
- Ток в линии со стороны высокого напряжения:
А А.
- Ток в линии со стороны низкого напряжения:
А.
По можно произвести выбор следующего оборудования:
Выключатель на стороне ВН:
ММО-110Б — масляный выключатель (Q1-Q3) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
250 — номинальный ток, А;
- максимальный ток отключения, кА;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с;
- ударный ток, кА;
- время отключения выключателя, с.
Буквы, указанные в скобках, соответствуют обозначению элемента на электрической схеме подстанции.
Выключатель вводной и секционный на стороне НН:
ВБЭ-10−31,5 — вакуумный выключатель (Q4, Q5, Q6) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток, кА;
- максимальный ток отключения, кА;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с;
- ударный ток, кА;
- время отключения выключателя, мс.
Выключатель на отходящих линиях:
ВБЭМ-10−12,5/800УХЛ2 — вакуумный выключатель (Q7, Q8, Q9, Q10) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток, кА;
- максимальный ток отключения, кА;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с;
- ударный ток, кА;
- время отключения выключателя, мс.
6.2 Проверка выключателей Проверка выключателей осуществляется по 3 условиям:
1) Динамической стойкости ;
2) Термической стойкости ;
3) Отключающей способности .
Проверяем выключатель ММО-110Б.
- Динамическая стойкость выключателя
где — ударный ток в точке расположения выключателя, А.
- условие выполнено.
- Термическая стойкость выключателя
где — интеграл Джоуля тока КЗ, характеризующий количество теплоты, кА2*с;
- максимальный ток к.з. в точке расположения выключателя, А;
- время протекания тока КЗ, с.
минимальное время действия защиты, с
- собственное время отключения выключателя, с
698,87 кА2*сМА2*с — условие выполнено.
- Отключающая способность выключателя
где — ток выключателя, учитывающий периодическую и апериодическую составляющие, А;
- апериодическая составляющая тока отключения выключателя, А;
- время, учитывающее собственное время отключения выключателя и время срабатывания релейной защиты, с;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К.З., с.
А.
- условие выполнено.
Выключатель ввода и секционный ВБЭ-10−31,5:
- Динамическая стойкость выключателя
- условие выполнено.
- Термическая стойкость выключателя
кА2*сМА2
- с — условие выполнено.
- Отключающая способность выключателя
с.
А.
- условие выполнено.
Выключатель на отходящих линиях ВБЭМ-10−12,5/800УХЛ2 :
- условие выполнено.
- По току:
ААусловие выполнено.
- Динамическая стойкость выключателя
- выполнено!
- Термическая стойкость выключателя
кА2*сМА2*с — условие выполнено.
- Отключающая способность выключателя
с.
А.
- условие выполнено.
6.2.1 Выбор трансформаторов тока По производим выбор следующего оборудования:
ТВ110−1У2 — трансформатор тока (TA1-TA3) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток первичной обмотки, А;
- номинальный ток вторичной обмотки, А;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с;
- ток динамической стойкости, кА;
- кратность электродинамической стойкости.
ТЛК-10−3 — трансформатор тока (TA4- TA9) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток первичной обмотки, кА;
- номинальный ток вторичной обмотки, А;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с;
- ток динамической стойкости, кА;
- кратность электродинамической стойкости.
6.2.2 Проверка трансформаторов тока Проверка трансформаторов тока осуществляется по 5 условиям:
- Напряжению
- Максимальному току
- Динамической стойкости ;
- Термической стойкости
- По нагрузке вторичных цепей
ТВ110−1У2:
- Динамическая стойкость трансформатора тока
- условие выполнено.
- Термическая стойкость трансформатора тока
где — интеграл Джоуля. Его значение берется из расчета выключателей.
кА2*сМА2*с — условие выполнено.
ТЛК-10−3.
- Динамическая стойкость трансформатора тока
- условие выполнено.
- Термическая стойкость трансформатора тока
где — интеграл Джоуля. Его значение берется из расчета выключателей.
МА2
- сМА2·сусловие выполнено.
6.3 Выбор трансформаторов напряжения По производим выбор следующего оборудования:
НКФ-110−57У1 — измерительный трансформатор напряжения (TV1, TV2) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальное напряжение первичной обмотки, кВ;
- номинальное напряжение вторичной обмотки, В;
- максимальная мощность трансформатора, кВА.
НТМИ-10−66У3 — измерительный трансформатор напряжения (TV3, TV4) с паспортными данными:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальное напряжение первичной обмотки, кВ;
- номинальное напряжение вторичной обмотки, В;
- максимальная мощность трансформатора, ВА.
6.3.1 Выбор разъединителей По производим выбор следующего оборудования:
РНДЗ-2−110/630 — разъединитель (QS1, QS2) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток, кА;
- максимальный сквозной ток через разъединитель, кА;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с.
РНДЗ-1−110/630 — разъединитель (QS3-QS10) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток, кА;
- максимальный сквозной ток через разъединитель, кА;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с.
РЛН-10/400 — разъединитель (QS11, QS12) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток, кА;
- максимальный сквозной ток через разъединитель, кА;
- ток термической стойкости, кА;
- время термической стойкости, с.
6.3.2 Проверка разъединителей Проверка разъединителей осуществляется по 2 условиям:
- Динамической стойкости ;
- Термической стойкости .
РНДЗ-2−110/630, РНДЗ-1−110/630.
- Динамическая стойкость разъединителя
- условие выполнено.
- Термическая стойкость разъединителя
где — интеграл Джоуля. Его значение берется из расчета выключателей.
кА2
- сМА2·с — условие выполнено.
РЛН-10/400.
- Динамическая стойкость разъединителя
- условие выполнено.
- Термическая стойкость разъединителя
где — интеграл Джоуля. Его значение берется из расчета выключателей.
МА2*сМА2*сусловие выполнено.
6.4 Выбор разрядников По производим выбор следующего оборудования:
РВС-110 — разрядник (FV1, FV2) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ;
- напряжение пробоя, кВ.
РВО-10-У1 — разрядник (FV3-FV6) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ;
- напряжение пробоя, кВ.
6.5 Выбор предохранителей По производим выбор следующего оборудования:
ПКТ101−10−12,5У3 — предохранитель (FU1, FU2) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ;
- номинальный ток плавкой вставки, А;
- максимальный отключаемый ток, кА.
ПКН001−10У3 — предохранитель (FU3, FU4) с параметрами:
- номинальное напряжение, кВ.
- номинальный ток плавкой вставки, А;
- максимальный отключаемый ток, кА.
6.6 Выбор трансформатора собственных нужд По производим выбор следующего оборудования:
ТМ-160/10 — трансформатор (T3, T4) с номинальными параметрами:
- напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;
- напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ;
- полная мощность трансформатора, кВА;
- напряжение короткого замыкания, %.
6.7 Силовой трансформатор По производим выбор следующего оборудования:
ТДН-16 000/110:
- напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;
- напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ;
- полная мощность трансформатора, кВА;
6.8 Выбор шин на стороне 110 кВ Экономическую плотность тока принимаем при Tmax jэк=1 А/мм2.
Сечение провода:
Выбираем провод марки АС-95, Iдл.доп.=330 А.
Imax=108,2 А
Дср=4 м, d=13,5 мм.
Проверка по условию коронирования:
Начальная критическая напряженность:
Где mкоэффициент, учитывающий шероховатость провода, m=0,82;
rорадиус провода, r=13,5/2=6,75 мм;
Напряжение электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:
где Dср — среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.
Условие короны:
0,9E0?1,07E
0,9.33,9=30,5>1,07.21,5=23,
условие выполняется.
6.9 Выбор шин на стороне 10 кВ
Imax=1190,7 А, выбираем двухполюсные алюминиевые шины прямоугольного сечения с размерами: bxh=60×6 мм, Iдоп.=1350 А, S=3,57 см².
Механическая система: две полосы — изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц, чтобы не происходило разрозненного усилия в результате механического резонанса.
Первое условие выбора пролета:
(6.10)
где Jn — момент инерции полосы,
Е=7.1010 Па — модуль упругости;
mn= 0,964 кг/м — масса 1 м.
Второе условие выбора — чтобы электродинамические силы, возникающие при к.з., не вызывали соприкосновение полос:
Где аn- 0,6.2=1,2 см — расстояние между осями полос, кср=0,47
По первому условию:
По второму условию:
Принимаем ln=0,4 м, число прокладок в пролете:
где l=1,2 м;
принимаем n=2 шт.
Сила взаимодействия между полосами:
Напряжение в материале полос:
(6.12)
Где Wn-момент сопротивления полосы, Wn=(0,62.6)/6=0,36 см³.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
(6.13)
где
Шина сжимается механически продольно, если:
Gрасч=Gh+Gcp?Gдоп, Gдоп=75 МПа,
Gрасч=46,1+25,4=71,5 Мпа,
71,5<75,
условие выполняется.
7. ЗАЗЕМЛЕНИЕ Заземление установок осуществляется преднамеренным соединением с заземляющим устройством, которое представляет собой совокупность — заземлителя и заземляющих проводников.
Расчет сопротивления заземления проводим по. В соответствии с ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства равно 0,5 м.
Предварительно, с учетом площади занимаемой ГПП, намечаем расположение заземлителей — по периметру за территорией подстанции с расстояниями между вертикальными электродами 6 м.
Сопротивление искусственного заземлителя при отсутствии естественных заземлителей принимаем равным допустимому сопротивлению заземляющего устройства.
Используем для горизонтальных заземлителей полосовую сталь с шириной полосы мм, толщиной 4 мм, а для вертикальных заземлителей угловую сталь с шириной полки мм, толщиной 4 мм и длиной 6 м.
Определим сопротивление растекания одного вертикального электрода.
, Ом где =- удельное сопротивление грунта, Ом*м
длина электрода, м;
— глубина заложения для 2 климатической зоны;
м.
Ом.
Соединение элементов представлено на рисунке 7.1
Длина продольного электрода м, число продольных электродов при расстоянии между ними порядка 6 м:, длина поперечного электрода м, их число. Число вертикальных электродов равно .
Суммарное сопротивление части заземлителя состоящего из вертикальных электродов без учета сопротивления соединяющей полосы:
, Ом где? В=0,48 — коэффициент экранирования, при =1,определяется по табл.11.1.
Ом Рисунок 7.1 Заземляющее устройство Сопротивление растекания горизонтальных электродов:
1. контурного электрода
Ом где м;
- коэффициент экранирования при =1 по табл.11.2.
Ом;
2. поперечных электродов
=Ом;
- коэффициент экранирования при =1 по табл.11.2.
3. продольных электродов
=Ом;
- коэффициент экранирования при =1 по табл.11.2.
Суммарное сопротивление растекания горизонтальных электродов (соединение считаем параллельным):
Ом.
Уточненное сопротивление растекания вертикальных электродов:
Ом Что соответствует норме.
Проверка полосы по термической стойкости:
мм2,
где с — приведенное время прохождения тока на землю;
- постоянная для стали.
Так как, >, то полоса стали размерами удовлетворяет условию термической стойкости.
8. ВЫБОР И РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ Принимаем двойной стержневой молниеотвод одинаковой высоты.
1) Так как расстояние между двумя молниеотводами, расположенными на порталах по диагонали м, а высота молниеотвода (вместе с порталом) м.
По табл.6.1[4] определяем тип зоны защиты? Б, категория молниезащиты ?3.
Тип зоны защиты — Б, условие по табл.6.9.
Вершина защиты конуса:
м.
Радиус основания защиты конуса:
м.
Радиус защиты:
м, где — Высота защищаемого сооружения, м.
Высота защиты в месте снижения зоны:
м.
Радиус защиты в месте снижения зоны:
м.
2) Расстояние между двумя молниеотводами, расположенными на портале и на смотровой вышке м, а высота: м,
м.
м.
м.
м.
м.
3) м, а высота: м,
м.
м.
м.
м.
м.
4) м, высота: м,
м.
м.
м.
м.
м.
5) м, а высота: м,
м.
м.
м.
м.
м.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования ГПП 110/10. Исходя из соображений надежности электроснабжение потребителей к установке на ГПП приняты два трансформатора ТДН-16 000/110.
Для питания потребителей собственных нужд выбраны трансформаторы ТМ-160/10, силовые трансформаторы, линии 10 кВ, ввода 110 кВ, а также секционные выключатели 10 кВ имеют устройства РЗА, что обеспечивает быстрое отключение поврежденного участка сети и снижает время перерыва электроснабжения до минимума, все коммутационное оборудование выбрано на основе расчетов токов к.з. и устойчиво к ним.
Для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановок и за ее пределами в соответствии с ПУЭ выполнен расчет заземляющего устройства. Для защиты подстанции от прямых ударов молнии предусматривается молниезащита на основе молниеотводов. От набегающих волн перенапряжений по ВЛ защита оборудования подстанции осуществляется уставкой вентильных разрядников.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/po-teme-vozdushnyie-linii/
Ю. Г. Барыбина
Блок В. М.
3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию, т.2.
