СКАЧАТЬ:  1361083326_kursovoy_proekt_k.zip [1,15 Mb] (cкачиваний: 376)  

Районная понизительная подстанция

Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту

Реферат

Данный курсовой проект содержит пояснительную записку, объемом 58 лист, 14 рисунков, 31 таблицу, 12 источников, чертежи - два формата А1

ПОДСТАНЦИЯ, ГРАФИКИ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР , ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, АВТОМАТИКА, ИЗМЕРЕНИЕ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ, МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ.

Он направлен на проектирование районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической энергией были рассмотрены различные схемы электрических соединений подстанции, а также был произведен технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов.

Были рассчитаны токи короткого замыкания, по которым был произведен выбор основного электрооборудования, токоведущих частей, релейной защиты, автоматики, выбор оперативного тока, источников питания, регулирование напряжения на подстанции.

Затем был произведен выбор конструкции распределительных устройств различных напряжений и компоновка сооружений на площадке подстанции.

В результате расчетов выбрана схема подстанции и оборудование, позволяющее

снабжать потребителей электрической энергией, удовлетворяющей требованием ГОСТ.

Содержание

Введение ………………………………………………………………………….……4

1.Характеристика объекта проектирования ………………………… ….……5

2.Обработка графиков нагрузок ……………………….…………… …………..8

3.Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ………………..…9

4.Технико – экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов…………………………………………………..…………………......11

5.Выбор главной схемы электрических соединений ……………………….…16

6.Расчет токов короткого замыкания …………………………………...……19

7.Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей …….…..…24

7. 1 Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей……....24

7.2 Выбор изоляторов …………………………………………………....…38

7.3 Выбор высоковольтных выключателей …………………………….….30

7.4 Выбор разъединителей ………………………………………………..…33

7.5 Выбор кабелей ………………………………………………………….…34

7.6 Выбор измерительных трансформаторов тока ..…………………….… 34

7.7 Выбор измерительных трансформаторов напряжения……………….…39

7.8 Выбор предохранителей ……………………………………………….…40

7.9 Выбор ограничителей перенапряжения ……………….……………..…40

8 Выбор релейной защиты и автоматики …………………….………….…43

8.1 Выбор релейной защиты подстанции……………………………………43

8.2 Выбор автоматики подстанции …………………………………………44

9 Измерение и учет электроэнергии …………………………..…………………47

10 Выбор оперативного тока и источников питания ……………………………48

11 Собственные нужды подстанции …………………………………………….…49

12 Регулирование напряжения на подстанции …………………………………..50

13 Выбор конструкции распредустройств ………………………………………….52

14 Заземление подстанции ……………………………………………………….…53

15 Молниезащита подстанции …………………..…………………………………55

Заключение ……………………………………………………………………….………57

Список используемых источников …………………….………………………………58

Введение

В настоящее время Россия является одним из регионов мира, где сосредоточены крупнейшие энергетические ресурсы. Этот фактор сыграл важную роль в развитии энергетической промышленности России, в создании крупнейших энергосистем (Единая Энергетическая Система).

Техническую основу ЕЭС России составляют: 440 электростанций суммарной установленной мощностью около 200 ГВт; ЛЭП общей протяженностью 3018 тыс. км; 74 энергосистемы; 34 крупные электрические станции в качестве самостоятельных субъектов Федерального оптового рынка электрической энергии; более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развития ЕЭС России.

На балансе РАО <<ЕЭС России>> находится 121 подстанция напряжением 330 кВ и выше, в том числе по классам напряжения: 750кВ - 7шт., 500 кВ - 79шт., 400кВ – 1шт., 330кВ – 34 шт., с установленной мощностью трансформаторов 130 тыс. МВА, шунтирующих реакторов 17,3 тыс. МВА и синхронных компенсаторов 1,3 тыс. МВА

В связи со строительством новых предприятий, жилых массивов и т.д. существует не только необходимость реконструкции устаревших узлов энергосистем, электростанций, подстанций, но и введение в эксплуатацию новых мощностей.

1. Характеристика объекта проектирования

Схема сетевого района

Рисунок 1.1

Исходные данные:

Исходные данные генераторов

Таблица 1.1

Исходные данные системы

Таблица 1.2

Исходные данные трансформаторов

Таблица 1.3

Длина линий в схеме электроснабжения

Таблица 1.4

Исходные данные нагрузок с схеме электроснабжения

Таблица 1.5

Исходные данные для проектируемой подстанции

Таблица 1.6

Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Таблица 1.7

Исходные данные для проектирования заземляющего устройства подстанции

Таблица 1.8

2. Обработка графиков нагрузок

По заданным суточным графикам нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки построим зимний и летний суточные графики на всех напряжениях двухобмоточных трансформаторов подстанции ПС5.

Суточные графики летнего периода будем обозначать пунктирной линией, а зимнего периода – сплошной.

Рисунок 2.1 Суточный график нагрузки обмотки НН.

Рис 2.2 Годовой график нагрузки обмотки НН

Вычисляем количество энергии потребляемой за один год:

W_год = ∑P_i∙T_i

W_год = 15*1098 +13,5*1098+12*1092+10,5*2190+6*2190+4,5*1092 = 85446 МВт ∙ ч/год

Определяем среднегодовую нагрузку подстанции:

Р_ср = W_год/8760=85446/8760=9,75МВт

Находим коэффициент заполнения:

К_н = Р_ср/Р_max = 9,75/15 = 0,65

Определим продолжительность использования максимальной нагрузки:

Т_max = К_н *8760 = 5694 час. год

Найдем время максимальных потерь:

τ_{нб =} (0,124+ T_max /10000)² *8760 = 4212ч

3.Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

Выбор числа устанавливаемых трансформаторов:

Так как проектируемая подстанция имеет потребителей I и IIкатегорий, то необходимое число устанавливаемых трансформаторов не менее двух.

Номинальная мощность силового трансформатора обеспечивающего бесперебойное питание потребителей, , МВА, вычисляют по формуле

Sт1=Smax*K_I-II/Kав

По заданию: Т3,Т4 имеют мощностьS= 25 МВА;

Т7, T8 – 63 МВА;

У генераторов G8,G9 U_ном= 10,5 кВ;

У системы С2 U=220 кВ;

Поэтому были выбраны:

Т3,Т4: ТДТН – 25000/220;

Т7,Т8: АТДЦТН-63000/220;

Из чего следует, что ВН ПС5 - 110 кВ.

Для первого варианта мощность тр-ра: Sт1=Smax*K_I-II/Kав, МВА, где Smax-максимальная нагрузка подстанции;

K_I-II-коэффициент участия потребителей I и II категорий (по заданию 0,8);

Kав-принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки. Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (К_ав=1,4) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30 % (К_ав=1,3) в течение 120 минут.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять К_ав = 1,4;

Smax= Р_MAX/cosφ=15/0,8= 18,75 МВА.

Sт1=18,75*0,8/1,4= 10,71 МВА

Ближайшее ном. значение: 16 МВА;

Вариант для сравнения: 25 МВА (данные из Блок В. М.).

Основные параметры силовых трансформаторов

Таблица3

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из 2 трансформаторов, определяется из выражения: , где n-число включённых тр-ров.

= 8018 кВА;

= 12462 кВА.

4.Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов

В двухобмоточных трансформаторах годовые потери вычисляют при условии отключения одного из трансформаторов при малых нагрузках:

, кВт·ч, (3-4)

где S₁, S₂ – нагрузки годового графика;

t₁, t₂ – соответственно, продолжительность этих нагрузок;

n – число включенных трансформаторов одинаковой мощности на данной ступени графика;

S_ном – номинальная мощность трансформатора.

∆W_1год=(19+0,08*112)(2*1098+2*1098+2*1092+2*2190+2*2190+2*1092)+(85+0,08*1680)((15000/2*16000)­­*2*1098+(13500/2*16000)*2*1098+(12000/2*16000)*2*1092+(10500/2*16000)*2*2190+(6000/2*16000)*2*2190+(4500/2*16000)*2*1092)=489858+391563=881421кВт·ч

В трехфазных трехобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

, кВт · ч,

При этом принимают S_НН,1 = S_НН,2 = 0,5S_Н и Р_кз,НН,1= Р_кз,НН,2 = 0,5Р_{кз,ВН-НН}двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой. При этом формула принимает вид:

.

Т1: .

ΔW_р2=1582821 кВт·ч

S_maxHH1=S_maxHH2=S_maxBH/2=18750/2=9375 кВА.

.

.

.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности.

Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проекти­руемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся :

- интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годо­вых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интеграль­ными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Э_инт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

(5-3)

где R_t- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета; 3_t- затраты
(без капитальных), осуществляемые наt-м шаге расчета; Т- продолжи­тельность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по со­гласованию с руководителем проекта); α_t- коэффициент дисконтирова­ния:

(5-4)

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта); t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений

(5-5)

где К_Д - сумма дисконтированных капиталовложений; K_t-капиталовло­жения на t-м шаге.

Индекс доходности (ИД)представляет собой отношение суммы при­веденных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

(5-6)

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Е_ВН, при которой величина приведенных эффектов равна приве­денным капиталовложениям. Иными словами, Е_ВН (ВНД) является решением уравнения.

(5-7)

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на во­прос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с тре­буемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на ка­питал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (изме­ряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определе­ния интегральных эффектов.

После определения интегральных показателей экономической эф­фективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предла­гаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность про­дукции.

Рентабельность производства определяется по формуле:

, (5-8)

где П_Bt- валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год; - стоимость производственных фондов, тыс.руб.; T'- период ввода объекта в эксплуатацию.

Рентабельность продукции вычисляется по формуле:

(5-9)

где П_Чt - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельно­сти t-гo года, тыс.руб./год_:; R_t - выручка от реализации t-гo года, тыс.руб./год.

Данные необходимые для технико-экономического сравнения вариантов:

1.Стоимость трансформаторов:

ТДН 16000/110 79*2*45=7110тыс.руб.(цены взяты в справочнике Блока и умножены на k=45)

ТРДН 25000/110 84*2*45=7560тыс.руб соответственно

2.Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднему проценту по банковским кредитам (Е=18%).

3.В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2009 по 2021 год .

4.При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р₀=6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

5.Горизонт расчёта (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

6.Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год – 40%

2 год – 30%

3 год – 30%

7.Капиталовложения в первый вариант экономичной мощности трансформаторов на подстанции составляют К₁=К₂=7110 т. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах соответственно по вариантам:

Объём электроэнергии, трансформируемой через подстанцию:

Сравним полученные результаты

Таблица 4

Трансформатор ТДН 16000/110

Трансформатор ТРДН 25000/110

Рисунок 4. Графическое определение сроков окупаемости проектов

Из технико-экономического расчёта делаем вывод, что оба варианта являются экономическими целесообразными. Трансформатор ТРДН 25000/110 является более мощным, в тоже время экономические затраты в этом варианте незначительно превышаются затраты при использовании трансформаторов ТДН 16000/110. Считаю целесообразным выбор трансформатора ТРДН 25000/110 с перспективой на подключение новых потребителей электроэнергии.

Выбранные трансформаторы необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки.

Такая проверка производится с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов, приведенных в ГОСТ 14209-69, представляющих собой кривые К₂ = f(К₁), для различных систем охлаждения, мощности трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающей среды, или с помощью таблиц норм максимально допустимых систематических нагрузок трансформаторов, приведенных в ГОСТ 14209-85 .

Для того, чтобы пользоваться указанными графиками, заданный суточный график должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.

Построим суточный график нагрузки для S(t).

На графике проводим линию номинальной мощности трансформатора и линию номинальной мощности двух трансформаторов, поскольку проектируемая подстанция двухтрансформаторная.

Как видно из графика, зоны перегрузки для 2-х трансформаторов нет вообще, следовательно трансформаторы в данном режиме могут работать неограниченное количество времени.

5. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции.

Определим величину тока в цепи трансформатора:

, А

,где К_ав- коэффициент допустимой аварийной перегрузки;

S_ном,т - номинальная мощность устанавливаемого трансформатора, кВА;

Для трансформатора ТДН-16000/110:

Так как рабочий максимальный ток достаточно велик, то выбираю схемы распределительных устройств с выключателями.

На стороне РУ ВН выбираем схему с уменьшенным количеством выключателей – мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

Выбор схемы с выключателями базируется на том, что доля потребителей I и IIкатегории, из подключённых к сборным шинам РУ НН подстанции, составляет 80%.

На стороне НН применяются две одиночные, секционированные выключателями системы шин.

Упрощённая схема позволяет уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость РУ, ускорить его монтаж.

В нормальном режиме выключатели QВ1 и QВ2 отключены, т.к. если они будут включены, то при коротком замыкании на любой секции шин, отключится вся повреждённая система шин.

Для отключения Т1 достаточно отключить выключатели Q2 и Q4. Затем разъединителями QS5 и QS7 создаётся видимый разрыв цепи, а Т2 питается от ВЛ W1 иW2 благодаря перемычке с выключателем Q1.

Схема достаточно надёжна для данных условий проектирования.

Рис. 5. Упрощенная схема электрических соединений подстанции

6.Расчет токов короткого замыкания. Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания.

Расчет токов КЗ производится для выбора электри­ческих аппаратов, шин, кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ (ректоров), а также проекти­рования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

Расчетное время КЗ t _расч, согласно ПУЭ, оценивают в зависимости от цели расчета. При проверке электрооборудования на термическую стойкость t _расч принимается равным сумме времени действия основной защиты ближайшего выключателя и полного времени отключения этого выключателя:

,

где

С учетом действительных характеристик современных выключателей, получим расчетное время КЗ 0,1 с.

Для заданной схемы сетевого района составляется однолинейная схема замещения, в которую вводятся все источники питания, участвующие в питании места КЗ, и все элементы электроснабжения (трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы), расположенные между ними и местом КЗ. При этом элементы связей заменяют соответствующими сопротивлениями в относительных единицах с указанием порядковых номеров индуктивных сопротивлений и их величин, приведенных к базисной мощности.

Рисунок 6.1 – Однолинейная схема замещения

Считаем расчетный ток трехфазного сверхпереходного короткого замыкания на стороне высшего напряжения трансформатора методом расчетных кривых. Принимаем базисные условия: S_б=1000 МВА, U_б=115 кВ, I_б= S_б/(Ö3 * U_б)=5,02 кА.

Выбираем генераторы G1-G4 ТВФ-60-2.(1) Сверхпереходное сопротивление генератора в о.е. равно 0,195. Выбираем трансформаторы связи Т7, Т8: АТДЦТН – 63000/220, U_{k вн-сн} = 11%, U_{k вн-нн} = 35,7%, U_kсн-нн = 21,9%; трансформаторы в цепи генераторов Т3-Т4: ТДТН – 25000/220,U_{к вн-сн} = 12,5%, U_kвн-нн = 20%, U_kсн-нн = 6,5%; трансформаторы на подстанции ПС-5 ТРДН – 25000/110, U_k = 10,5%, Х_ТВ=1,31%, X_ТН1,2=18,375%

Для трансформаторов связи Т7, Т8 рассчитаем U_{k вн} и U_{k сн}

U_{k вн}=0,5*(U_kвн-сн + U_kвн-нн - U_kсн-нн)=0,5*(11%+35,7%-21,9%)= 12,4%

U_{k сн}=0,5*(U_kвн-сн + U_kсн-нн - U_kвн-нн)=0,5*(11%+21,9%-35,7%)= -1,4%

Для трансформаторов в цепи генераторов Т3 и Т4 рассчитаем U_{k вн} и U_{k сн}

U_{k вн}=0,5*(U_kвн-сн + U_kвн-нн - U_kсн-нн)=0,5*(12,5%+20%-6,5%)= 13%

U_{k сн}=0,5*(U_kвн-сн + U_kсн-нн - U_kвн-нн)=0,5*(12,5%+20%-6,5%)= -0,5%

Рассчитываем сопротивления схемы замещения

X₁=S_б/S_в=1000/4000=0,25

X₂=0,5*x₀*l* S_б/U_ср²=0,5*0,4*150*1000/115²=2,268

X₃=X₅= U_{k вн} *S_б /(100*S_н.т.)=14*1000/(100*63)=1,97

X₄=X₆= U_{k сн} *S_б /(100*S_н.т.)= -1,4*1000/(100*63)= -0,22

X₇= 0,5*x₀*l* S_б/U_ср²=0,5*0,4*50*1000/115²= 0,756

X₁₆= 0,5*x₀*l* S_б/U_ср²=0,5*0,4*75*1000/115²= 1,134

X₈=X₁₀= U_{k вн} *S_б /(100*S_н.т.)=13*1000/(100*25)=5,2

X₉=X₁₁= U_{k сн} *S_б /(100*S_н.т.)=-0,5*1000/(100*25)=-0,2

X₁₂=X₁₃=X_14-15= X_d^”* S_б /S_н.г.=0,195*100/60=3,25

X_17’= 0,125*U_{К В-Н%}/100*(S_б/S_ном)= 0,125*10,5/100*(1000/25)=0,525

Х_17’’=1,75*U_{К В-Н%}/100*(S_б/S_ном)=7,35

Х₁₇=X_17’+X_17’’=7,875

X₁₈=X₁+X₂=2,598

X₁₉= (X₃+ X₄)*(X₅+X₆)/(X₃+X₄+X₅+X₆)=0,875

X₂₀=( X₈+ X₉)*(X₁₀+X₁₁)/(X₈+X₉+X₁₀+X₁₁)=2,5

X₂₁=1/(1/X₁₂+1/X₁₃+1/X₁₄+1/X₁₅)=0,81

X₂₂= X₇+ X₂₀+X₂₁ =4,07

X₂₃=X₁₉+X₁₆=2,01

X₂₄=1/(1/X₁₈+1/Х₂₂)=1,59

X_∑=3,6

c₁=1

c₂= X₂₄/ X₂₂=0,4

c₃= X₂₄/ X₁₈=0,612

X_{расч. г}= X_å*S_{å г}/(c₂* S_б)=1,62

X_{расч. с}= X_å/c₃=5,88

Упрощенная схема замещения для точки К1 представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 – Упрощенная схема замещения для точки К1

Так как расчетные кривые построены для расчетных сопротивлений меньше или равных трем, считаем, что ток I_пкС* КЗ для любого момента времени одинаков и равен

I_{пк с*} = 1/ X_{расч. с}=1/5,88=0,17

Ток I_пкг* можно определить по расчетным кривым.

I_{пк г* при t=0}=0,61

I_{пк г* при t=0,1}=0,58

I_н.г.= S_{å н.г.­}/(Ö3 * U_б)=3*60//(Ö3 * 115)=0,9 кА

I_{пк с} = I_{пк с*} *I_б=0,17*5,02=0,85 кА

I_{пк г t=0} = I_{пк г*} * I_н.г.= 0,61*0,9 =0,55 кА

I_{пк г t=0,1} = I_{пк г*} * I_н.г.= 0,58*0,9 =0,52 кА

I_{пк t=0}= I_{пк с}+ I_{пк г} = 0,85 + 0,55=1,4 кА

I_{пк t=0,1}= I_{пк с}+ I_{пк г} = 0,85 + 0,52=1,37 кА

Определяем значение апериодической составляющей тока КЗ.

Принимаем Т_а=0,05 с; k_у=1,7. Расчетное время КЗ t принимаем 0,065 с.

i_{a t}=Ö2 *I_п,0*e ^-t/Ta=Ö2 * 1,4* e ^{–0,065/0,05}=0,535кА.

Определяем значение ударного тока

i_у=Ö2 *I_п,0* k_у=Ö2 *1,4*1,7=3,37 кА.

Проведем расчет токов КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора.

Метод расчета и сопротивления всех элементов схемы замещения такие же как и в предыдущем расчете. Принимаем базисные условия: S_б=1000 МВА, U_б=10,5 кВ,

I_б= S_б/(Ö3 * U_б)=55 кА.

Суммарное сопротивление отличается от предыдущего случая на сопротивлениеX₁₆ трансформатора подстанции

X_å=3,6+7,875=11,48

c₁=1

c₂= X₂₂/ X₂₀=0,881

c₃= X₂₂/ X₂₁=0,118

X_{расч. г}= X_å*S_{å г}/(c₃* S_б)=17,5

X_{расч. с}= X_å/c₂=16,6.

Так как расчетные кривые построены для расчетных сопротивлений меньше или равных трем, считаем, что ток КЗ для любого момента времени одинаков и равен

I_{пк с*} = 1/ X_{расч. с}=1/16,6=0,06

I_{пк г*} = 1/ X_{расч. г}=1/17,5=0,05

I_н.г.= S_{å н.г.­}/(Ö3 * U_б)=3*60//(Ö3 * 10,5)=10 кА

I_{пк с} = I_{пк с*} *I_б=0,06*55=3,3 кА

I_{пк г} = I_{пк г*} * I_н.г.= 0,05*10 =0,5 кА

I_пк= I_{пк с}+ I_{пк г} = 3,3 + 0,5=3,8 кА.

Упрощенная схема замещения для точки К2 представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 – Упрощенная схема замещения для точки К2

Определяем значение апериодической составляющей тока КЗ. Принимаем Т_а=0,05 с; k_у=1,7. Расчетное время короткого замыкания t принимаем 0,065 с.

i_{a t}=Ö2 *I_п,0*e ^-t/Ta=Ö2 * 3,8* e ^{–0,065/0,05}=1,45кА

Определяем значение ударного тока

i_у=Ö2 *I_п,0* k_у=Ö2 *3,8*1,7=9,14 кА

Можно сделать вывод, что ограничение токов КЗ не требуется, так как выключатели способны отключать такие ударные токи (до 80 кА).

7.Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей.

ВЫБОР ШИН, АППАРАТОВ И ИЗОЛЯТОРОВ

7.1 Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей

7.1.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении

Выбираем жёсткие медные шины вертикального расположения.

А

Однополосные медные шины прямоугольного сечения. [Л 2, стр.625, (метод, стр.220)]

мм.; мм². А.

А

Термическая стойкость

[Л 2,табл. 3.14, стр. 192]

[Л 2,(3.85), стр.190], с.; с.

< мм².

Электродинамическая стойкость

Н/м [Л 2, стр.221]

м. [15]

Н/м

Определяем пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц

,

, где

l - длинна пролета между изоляторами, м;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴;

q - поперечное сечение шины, см²;

Если шины расположены на ребро:

, см⁴, где

h - высота шины, см;

b - ширина шины, см

Таким образом, принимаем l = 0,12м

Если шины расположены плашмя:

, см⁴;

см⁴,

.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l=1,16м.

см³

МПа

МПа [Л 2, марка АДО, табл.4.2]

Таблица 7.1 - Выбор сборных шин на низшем напряжении

7.1.2 Выбор гибких шин между трансформатором и КРУН

Принимаем токопровод

1) А.

А

2) Термическая стойкость

[Л 2, табл. 3.12, стр. 192]

[Л 2,(3.85), стр.190], с.; с.

< мм².

Таблица 7.2 - Выбор гибких шин между трансформатором и КРУН

7.1.3 Выбор гибких шин на высшем напряжении

провод АС 150/24. А

1) А.

2) Термическая стойкость

[Л 2, табл. 3.12, стр. 192]

[Л 2,(3.85), стр.190], с.; с.

< мм²

3)Проверка на корону

кВ/см

кВ/см

м.

Таблица 7.3 - Выбор гибких шин на высшем напряжении

7.1.4 Выбор шин на высшем напряжении

мм².

U_ном=110 кВ.

А. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения [Л 2, стр.625, (метод, стр.220)]

мм.; мм². А.

А

Термическая стойкость

[Л 2,табл. 3.14, стр. 192]

[Л 2,(3.85), стр.190], с.; с.

< мм².

Электродинамическая стойкость

Н/м [Л 2, стр.221]

м. [15]

Н/м

Определяем пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц

,

, где

l - длинна пролета между изоляторами, м;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴;

q - поперечное сечение шины, см²;

Если шины расположены на ребро:

, см⁴, где

h - высота шины, см;

b - ширина шины, см

Таким образом, принимаем l = 0,062м

Если шины расположены плашмя:

, см⁴;

см⁴,

.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l=0,63м.

см³

МПа

МПа [Л 2, марка АДО, табл.4.2]

Таблица 7.4 - Выбор шин на высшем напряжении

7.2 Выбор изоляторов

7.2.1 Выбор изоляторов сборных шин на низшем напряжении

7.2.1.1 Выбор опорных изоляторов

Выбираем изоляторы стержневые, наружной установки С4-80 I УХЛ, Т1 с Fразр.=4 кН.

U_ном=10 кВ.

кН

Н.

Н

7.2.1.2 Выбор проходных изоляторов

Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/5000-4250УХЛ1 с Fразр.= 4250 Н.; U_ном=10 кВ. 5000 А.

А

А

[3, стр.228]

= Н.

Н.

Н

7.2.2 Выбор изоляторов гибких шин между трансформатором и КРУН

7.2.2.2 Выбор проходных изоляторов

Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/5000-4250УХЛ1 с Fразр.= 4250 Н.; U_ном=10 кВ. 5000 А.

А

А

[3, стр.228]

= Н.

Н.

Н

7.2.2.3 Выбор подвесных изоляторов