Проектирование электропитающей сети

Определение токов короткого замыканияВ рассматриваемом варианте участки сети ИП – А – Б – ИП и ИП – В – Г – Д – ИП относительно автономны и поэтому при расчетах токов К.З. могут рассматриваться раздельно.Расчетная схема системы для участка ИП – А – Б – ИП представлена на рисунке 8.1.Рисунок 8.1 – Исходная расчетная схема системыВ связи с отсутствием заземленных нейтралей в сети 35 кВ рассчитываются только токи трехфазного К.З. В данном курсовом проекте токи К.З. определяются только для выбора оборудования на подстанциях: выключателей, разъединителей и т.п.Расчет токов К.З. проводится в о.е. от принятой системы базисныхвеличин. В качестве базисных величин принимаем (базисная мощность) и (базисное напряжение).Базисный ток при этом будет равенСхема замещения исходной расчетной схемы, изображенной на рисунке 8.1 представлена на рисунке 8.2.Рисунок 8.2 – Схема замещения участка ИП – А – Б – ИП для расчетов токов КЗРасчет токов К.З. в точке К-1.Схема замещения данного случая представлена на рисунке 8.3.Рисунок 8.3 – Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-1Сопротивление системы при , На опорной подстанции ИП установлены два трехобмоточных трансформатора ТДТН-40000/110 мощностью 40 МВА и номинальным напряжением обмоток 115, 38,5 и 11кВ.Сопротивление трансформатораТогда Все параметры схемы замещения приводятся к базисным условиям:Относительные базисные сопротивления:Начальный сверхпереходный ток К.З. равенСверхпереходная мощность К.З.Далее требуется вычислить постоянную времени затухания апериодического токаУдарный коэффициентУдарный токДействующее значение тока К.З. первый периодДействующее значение апериодического тока (принимаем время отключения t = 0,2 c)Действующее значение периодического тока К.З. по расчетным кривым для времени t = 0,2 с, и Z=Z*рез1,б=0,489Действующее значение полного тока К.З.Условная мощность К.З.Действующее значение установившегося тока К.З.находят по кривым для известного значения Z*рез1,б=0,489 и t = ∞:Расчет токов К.З. в точке К-2.Схема замещения представлена на рисунке 8.4.Рисунок 8.4 – Схема замещения для расчетов тока К.З. в точке К-2Из предыдущего расчёта:Из таблицы 6.2:Откуда Далее по аналогии определяем токи и мощности К.З.:0,53 кАРасчет токов К.З. в точке К-3.Схема замещения представлена на рисунке 8.5.Рисунок 8.5 – Схема замещения для расчета тока К.З. в точке К-3Из таблицы 4.2 (для одного трансформатора). Низкая сторона 0,4 кВ.Определение токов и мощностей К.З.0,15 кАПолученные значения токов приведены к напряжению 35кВ; на стороне 0,4 кВ значение токов будет в 35/0,4=87,5 раза больше.Расчет токов К.З. в точке К-4Схема замещения представлена на рисунке 8.6.Рисунок 8.6 – Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-4Определение токов и мощностей К.З.0,53 кАРасчет токов К.З. в точке К-5Схема замещения представлена на рисунке 8.7.Рисунок 8.7 –Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-5Из таблицы 4.2(для одного трансформатора).Низкая сторона 10 кВ.Определение токов и мощностей К.З.0,19 кАПолученные значения токов приведены к напряжению 35кВ; на стороне 10 кВ значение токов будет в 35/10=3,5 раза больше.Расчетная схема системы для участка ИП – В – Г – Д – ИП представлена на рисунке 8.8.Рисунок 8.8 – Исходная расчетная схема системыСхема замещения расчетной схемы, изображенной на рисунке 8.8, представлена на рисунке 8.9.Рисунок 8.9 – Схема замещения участка ИП – В – Г – Д – ИП для расчета токов К.З.Расчет токов К.З. в точке К-6Схема замещения для этого случая представлена на рисунке 8.10.Рисунок 8.10 –Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-6Из таблицы 6.4Определение токов и мощностей К.З.Расчет токов К.З. в точке К-7Схема замещения для этого случая представлена на рисунке 8.11.Рисунок 8.11 – Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-7Из таблиц 4.1 и 4.2 (для одного трансформатора).Низкая сторона 10 кВ.Определение токов и мощностей К.З.Полученные значения токов приведены к напряжению 35кВ; на стороне 10 кВ значение токов будет в 35/10=3,5 раза больше.Расчет токов К.З. в точке К-8Схема замещения для этого случая представлена на рисунке 8.12.Рисунок 8.12 – Схема замещения для расчетов токов К.З. в точке К-8Определение токов и мощностей К.З.Расчет токов К.З. в точке К-9Схема замещения для этого случая представлена на рисунке 8.13.Рисунок 8.13 – Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-9Из таблиц 4.1 и 4.2 2 (для одного трансформатора).Низкая сторона 0,4кВ.Определение токов и мощностей К.З.Полученные значения токов приведены к напряжению 35кВ; на стороне 0,4кВ значение токов будет в 35/0,4=87,5 раза больше.Расчет токов К.З. в точке К-10Схема замещения для этого случая представлена на рисунке 8.14.Рисунок 8.14 – Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К-10Определение токов и мощностей К.З.Расчет токов K.З. в точке К-11Схема замещения для случая представлена на рисунке 8.15.Рисунок 8.15 – Схема замещения для расчетов токов К.З. в точке К-11Из таблиц 4.1 и 4.2 (для одного трансформатора).Низкая сторона 10 кВ.Определение токов и мощностей К.З.Полученные значения токов приведены к напряжению 35кВ; на стороне 10 кВ значение токов будет в 35/10=3,5 раза больше.Результаты расчетов токов и мощностей К.З. сводим в таблицу 8.1.Таблица 8.1 – Результаты расчетов токов и мощностей К.З.Расчетныетоки К.З.Токи(кА)имощности(МВА)К.З.I"ίуIуIktIS"SntК-13,377,14,13,374204,5204,5К-20,971,450,970,530,6358,632,2К-339,9070,7742,4012,7713,9727,68,8К-40,971,480,970,530,6358,732,3К-51,983,442,080,650,7134,311,3К-61,452,051,451,291,5287,778,0К-72,724,232,741,221,3847,021,2К-80,841,290,850,420,4951,025,5К-936,8064,0138,7011,7812,5125,58,2К-100,961,490,970,530,6258,031,9К-111,963,442,070,650,7133,911,2Выбор основного оборудования распределительных устройств подстанцийПроектируемая сеть выполняется на напряжении 35 кВ. На понижающих подстанциях А – Д осуществляется трансформация напряжения до уровня 10 или 0,4 кВ в зависимости от размера расчетных нагрузок потребителей.Выбор оборудования ПС АПринципиальная схема подстанции представлена на рисунке 4.6. Как следует из этой схемы, на стороне 35 кВ требуется выбрать ошиновку РУ- 35 кВ, выключатель (1 шт.), разъединители (6 шт.), отделители (2 шт.),короткозамыкатели (2 шт.), разрядники (2 шт.), трансформаторы тока (3 шт.) и трансформаторы напряжения (2 шт.).Расчетные параметры для этой подстанции:длительно протекающий по ошиновке РУ наибольший ток равен току, текущему по линиям ИП – А и ИП – Б: 106,75 А (таблица 3.3);расчетный ударный ток короткого замыканияПоскольку через РУ-35 кВ ПС А протекает ток линий ИП – А и ИП – Б, то целесообразно для гибкой ошиновки выбрать провод, применяемый на этих ЛЭП, т. е. АС-50 (ниже 50 мм2 не допускается по механической прочности). Спуски к трансформаторам для унификации также имеет смысл выполнить проводом АС-50.В соответствии с расчетными параметрами для этой подстанции и рекомендациями [1] выбирается выключатель научно-производственного предприятия «КОНТАКТ»: вакуумный типа ВБЭС-35-25/630УХЛ2 с электромагнитным приводом, с пригодностью работы с АПВ. Номинальное напряжение 35 кВ, наибольшее рабочее напряжение 40,5 кВ, номинальный ток 630 А, номинальный ток отключения 25 кА. Выключатель изготовлен в климатическом исполнении УХЛ категории размещения 2 и предназначен для эксплуатации при условиях: высота над уровнем моря до 1000 м, допустимый диапазон температур окружающей среды при эксплуатации от –60 до +50оС. Механический ресурс и ресурс по коммутационной стойкости 50000 циклов «включение-отключение» (ВО) при номинальном рабочем токе и 100 циклов ВО при токе к.з. до 25 кА.Выбор разъединителей для конкретной подстанции зависит от принятого её исполнения: открытого, закрытого, комплектного. В случае комплектного исполнения (КРУН) выбор разъединителей не требуется, так как их роль исполняют так называемые«втычные» контакты в ячейке выключателя соответствующего КРУ.В данной учебной работе условно принимаем открытое исполнение РУ 35 кВ, поэтому выбирается 6 разъединителей наружной установки.Ассортимент разъединителей чрезвычайно велик, их выпускают множество заводов (отечественных и зарубежных). В этих условиях целесообразно выбирать разъединители, характеризуемые достаточной надежностью, простотой конструкции, долговечностью и минимальной ценой. Для унификации имеет смысл выбрать все разъединители однотипными, которые различаются только количеством заземляющих ножей: 2 разъединителя с двумя заземляющими ножами каждый и 4 – с одним заземляющим ножом на каждом (рисунок 9.1).Рисунок 9.1 – Схема размещения заземляющих ножей на разъединителях РУ 35 кВ.По условиям работы подстанции выбираются разъединители РНДЗ- 35/600 (разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющим ножом, 35 кВ, Iном = 600 А).Выбираем два отделителя марки ОДЗ-35 с параметрами Uном = 35 кВ; Iном = 630 А; iуд = 80 кА; предельный ток Iпред = 12,5 кА (t = 10 с); предельное время отключения (включения) 0,15 сек без гололеда; 0,45 сек при гололеде.В соответствии со схемой подстанции вы- бираются два короткозамыкателя марки КРН-35 с параметрами Uном = 35 кВ; iуд = 80 кА; предельный ток Iпред = 12,5 кА (t = 3 сек); предельное время отключения (включения) 0,1 сек без гололеда; 0,15 сек при гололеде.В соответствии со схемой подстанции выбираем два короткозамыкателя марки КРН-35 с параметрами Uном = 35 кВ; iуд = 80 кА; предельный ток Iпред = 12,5 кА (t = 3 с); предельное время отключения (включения) 0,1 с без гололеда; 0,15 с при гололеде.В аварийном режиме используем батареи статических конденсаторов типа БСК-2,5 МВАр - 35 кВ.Разрядники выбираем марки ОПНп-35/40,5/10/1-III УХЛ1 (два комплекта в соответствии со схемой подстанции).Трансформаторы тока. Выбираются ТФН-35 с параметрами Uном = 35 кВ; Iном1 = 800 А; Iном2 = 5 А; Iдин = 150 кА; Iтерм = 32 кА. Из-за малого количества датчиков тока для измерительных приборов и релейных защит данный ТТ вполне достаточен. Требуемое количество – 3 (два на трансформаторах, один – на выключателе).Трансформаторы напряжения. Выбирается тип 3НОМ-35 спараметрами на высоком напряжении кВ; на низком напряжении 100 В; максимальная мощность Sмакс = 1200 ВА; uк = 6%. Из-за малой нагрузки вторичных цепей напряжения (вольтметры, счетчики, защиты) данный ТН вполне приемлем. Требуемое количество – 2 (по одному на каждую секцию).Аналогично выбирается оборудование и для остальных подстанций. Результаты выбора оборудования подстанций на стороне 35 кВ сведены в таблицу 9.1.Таблица 9.1 – Сводная таблица выбора электрооборудования подстанцийПСАБВГДПринципи-альнаясхе-маРисунок 4.6Рисунок 4.6Рисунок 4.6Рисунок 4.6Рисунок 4.6Расчетныепараметры(изтабл.3п.3и 8п.1)Uном=35 кВIрасч= 107Аiуд=1,45 кА(К.З.вт. К2)Uном= 35 кВIрасч= 107Аiуд= 1,48 кА(К.З. вт.К4)Uном= 35 кВIрасч= 179Аiуд=2,05кА(К.З.вт. К6)Uном= 35 кВIрасч= 116Аiуд=1,29 кА(К.З.вт. К8)Uном= 35 кВIрасч= 179 Аiуд=1,49 кА(К.З.вт. К10)ОшиновкаАС-50АС-50АС-50АС-50АС-50Вык-люча-телиТипВБЭС-35-25/630 УХЛ 2ВБЭС-35-25630 УХЛ 2ВБЭС-35-25630 УХЛ 2ВБЭС-35-25/630 УХЛ 2ВБЭС-35-25/630 УХЛ 2Шт.11113Разъе-дини-телиТипРНДЗ-35/600РНДЗ-35/600РНДЗ-35/600РНДЗ-35/600РНДЗ-35/600Шт.22+4122+4122+4122+4122+41Отде-лите-лиТипОДЗ-35ОДЗ-35ОДЗ-35ОДЗ-35ОДЗ-35Шт.22222Корот-коза-мыка-телиТипКРН-35КРН-35КРН-35КРН-35КРН-35Шт.22222Токоогранич.реакторы_____БСКБСК-2,5 МВАр - 35 кВБСК-2,5 МВАр - 35 кВБСК-5 МВАр - 35 кВБСК-5 МВАр - 35 кВБСК-5 МВАр - 35 кВРазряд-никиТипОПН-35ОПН-35ОПН-35ОПН-35ОПН-35Шт.22222ТТТипТФН-35ТФН-35ТФН-35ТФН-35ТФН-35Шт.33333ТНТип3НОМ-353НОМ-353НОМ-353НОМ-353НОМ-35Шт.22222Выбор заземления и молниезащиты подстанцииРасчет заземляющего устройстваДля выбранного варианта проектируемые подстанции А–Д выбраны однотипными, поэтому расчет выполняемого заземляющего устройства будет приемлем для любой из этих подстанций.Согласно ПУЭ [1], для подстанций, имеющих распредустройства разных напряжений с различными режимами нейтралей, в качестве расчетного сопротивления общего заземляющегоустройства Rз принимается наименьшее из допустимых сопротивлений для разных распредустройств. Поскольку на большинстве подстанций имеются РУ-0,4 кВ с большими токами замыкания на землю, то, в соответствии с[1], принимается расчетное Rз = 4,0 Ом.При отсутствии естественных заземлителей сооружается искусственный заземлитель с сопротивлением Rз ≤ 4,0 Ом.Грунт в месте сооружения заземления в соответствие с заданием для варианта 13 – песок, для которого удельное сопротивление равно ρгр = 7·104 Ом·см.Коэффициент, учитывающий высыхание грунта летом и промерзание его зимой .В качестве заземлителей выбираются стальные трубы длиной l = 250 см и диаметром диаметром d = 10cм. Стальные трубы погружаются вертикально в грунт так, что верхний конец оказывается на глубине 0,7 м. Принимается контурный заземлитель, опоясывающий подстанцию по периметру на расстоянии не ближе 2 м от подстанционной ограды с внешней стороны и с решеткой по территории подстанции (рисунок 10.1).Длина горизонтальных заземлителей с учетом выравнивающей решетки составляет Lгз = 32·4 + 24·5 = 248 м.В качестве горизонтальных заземлителей выбирается полосовая сталь размером 4×40 мм. Соединение труб с полосами осуществляется сваркой.Определяется сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода выбранного размера, профиля и сечения по формуле(10.1)Размерыподстанции28×20м.Число труб – 14.а/l=8/2,5=3,2. Kив=0,75.ЗаборПС2м8м8м2м8м8м8м8м8мРисунок10.1 –Планразмещениязаземлителейподстанции(М=1:200)Для определения расчетного сопротивления RЗГ растеканию соединительных горизонтальных полос вычисляется RП – сопротивление растеканию горизонтальных заземлителей, определяемое после подсчета их общей длины lГЗ = 24800 см и выбора профиля электрода (полоса 4×40 мм):Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов RЗВ с учетом сопротивления горизонтальных соединительных электродовОпределяется число вертикальных электродов с учетом RЗВ и коэффициента kИВ:Расчет молниезащитыУстанавливаемые на подстанции молниеотводы должны защищать пространство подстанции, размерами 28 х 20 м с объектами, высотой до hx=8м. При установке двух молниеотводов в соответствии с рисунком 10.2 максимальное значение rx равно 10 м.Рисунок 10.2 – Зоны защиты пространства подстанции установленными молниеотводами.Радиус зон защиты стержневых молниеотводов и высоту расположенияминимальной зоны определяют по следующим формулам:(10.2)Зная высоту защищаемых объектов и их расположение в пространстве, определяют высоту h молниеотводов и их размещение на площади подстанции.Из формулы (10.2) получаем h = 19 м.Таким образом, для защиты от прямых ударов молнии подстанция защищается двумя стержневыми молниеотводами одинаковой высоты h = 19 м. Места их установки показаны на рисунке 10.2.Определение количества обслуживающего персонала, его квалификацииДля определения количества обслуживающего персонала и его необходимой квалификации требуется определить состав оборудования сетевого района, его количество и число условных единиц. Указанные данные приводятся в таблице 11.1.Таблица 11.1 – Результаты расчета данных по оборудованию№п/пВидоборудованияКоличество,шт(км)У.е./шт(км)Суммарноечислоу.е.1Трансформаторысиловые35/10(0,4)1012,31232Выключатели1116,1177,13Разъединители4183284Отделителиикороткозамыкатели(одноприсоединение)1019,31935ВЛ35 кВ219,22,6569,86ПрисоединенияТН,разрядников,фидеров и т. д.702,2154Итого,z∑--1544,9Ч = Z∑/γ = 1544,9/70 = 22 чел.Учитываянормативныйштатныйкоэффициентkшт,равный1,4, определяется полный состав обслуживающего персоналаЧс = kшт·Ч = 1,4·22 = 30,8 = 31 чел.В таблице 11.2 приводится штатное расписание персонала сетевого района.Таблица 11.2. – Штатное расписание персонала сетевого района№п/пЗанимаемаядолжностьКоличествоОбразованиеГруппапоТБ123451.Директорсетевогорайона1ВысшеетехническоеV2.Зам. директора по общимвопросам1ВысшеетехническоеV3.Главныйинженер(техническийдиректор)1ВысшеетехническоеV123454.Зам.главногоинженера1ВысшеетехническоеV5.Начальникотделакадров1ВысшееюридическоеIII6.Электромонтеры21Ненижесреднетехни-ческогоНенижеIV7.Младшийобслуживаю-щийперсонал5СреднееIIIИТОГО31--Определение себестоимости передачи электроэнергии в данном сетевом районеСебестоимость транспорта электроэнергии определяется усреднено для всего района по выражению(13.1)где З – суммарные приведенные затраты;Эпотр – общее количество электроэнергии, передаваемой по сети.З = 726,477 тыс.руб. (раздел 5).Рекомендуемая рентабельность (прибыль) П должна бытьП = рС = 0,15·1 = 0,15 коп/кВт·час,где р – норма рентабельности, принимаемая в диапазоне от 7 до 15 % (0,07–0,15).Итого, тариф на передачу электроэнергии от питающей подстанции до фидеров конкретных потребителей подстанций А – Д составитТпер = С + П = 1 + 0,15 = 1,15 коп/кВт·час.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫПравилаустройства электроустановок (ПУЭ).Изд-е7, перер.идоп.–М.:Энергоиздат,2006.– 648с.Справочникпопроектированиюэлектроэнергетическихсистем./Подред. С.С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352с.Пособиепокурсовомуидипломномупроектированиюдляэлектроэнергетическихспециальностей/БлокВ.М.,ОшуевГ.К.Идр.– М.: ВШ, 1981.Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. –М.:Энергоатомиздат,1985.Методическиерекомендациипооценкеэффективностиинвестиционныхпроектовиихотборудляфинансирования.Официальноеиздание.– М.,1994.– 80с.Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.–М.:Энергоатомиздат,1989.– 592с.Блок В. М. Электрические сети и системы: Учебное пособие. – М.: ВШ,1986.– 430с.Справочникпопроектированиюэлектрическихсетейиэлектрооборудования./Подред.Ю.Г.Барибинаидр.–М.:Энергоатомиздат,1991.–464с.Алиев И. И. Электротехнический справочник. – 3-е из., исп. и доп. – М.:ИПРадиоСофт,2000. – 384с.Алиев И. И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию.Учебноепособиедлявузов.–3-еизд.,испр.–М.:Высшаяшкола,2002.– 252 с.УльяновС.А.Электромагнитныепереходныепроцессы.М.:Энергия,1970.БудзкоИ.А.,ЛещинскаяТ.Б.,СукмановВ.И.Электроснабжениесельского хозяйства. – М.: Колос,2000.– 535с.Лыкин А. В. Электрические системы и сети: Учебн. пособие. – М.:Университетскаякнига;Логос,2006.– 254с.Электротехнический справочник. В 4-х томах. Том 3. Производство,передача и распределение электрической энергии. / Под общей ред. В.Г.Герасимова. –М.: Изд-во МЭИ,2004. –964с.Пояснительная записка на тему «Проектирование электропитающейсети» по курсу «Электропитающие системы и электрические сети»(образец) / Составитель Г. Ф. Ковалев. – Иркутск: Изд-во ИрГСХА,2007.–60с.