Материал: Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 35/6кВ разных мощностей

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий принимается, как правило, не более двух. При установке двух трансформаторов и отсутствия резервирования по сетям низшего напряжения мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанции в номинальном режиме [1].

Мощность трансформатора на подстанции должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории. В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на подстанции рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 40% на время максимума по условию [1,3]:

н.тр. ≥ Smax / 1,4,

где Smax - максимальная расчетная мощность подстанции по расчету раздела 1.5н.тр. ≥ 41,5 / 1,4 = 29,6 МВА,

Принимаем трансформатор ТРДНС-40000/35/10 [9,11].

Таблица 2.1

Каталожные данные трансформаторов

При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток, и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора.

Нагрузочная способность трансформатора - это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.

Допустимая нагрузка - это длительная нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Перегрузка трансформатора - режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы. Такой режим возникает, если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора или температура окружающей среды больше принятой расчетной.

На графике полной мощности подстанции (рисунок 1.7) откладывается прямая линия, соответствующая номинальной мощности принятого трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая данной прямой, является зоной перегрузки трансформатора.

2.1 Выбор трансформатора собственных нужд

Для повышения надежности электроснабжения цепей собственных нужд трансформатор присоединяется к выводу низкого напряжения силового трансформатора на участке между трансформатором и выключателем ввода. На двухтрансформаторных подстанциях рекомендуется устанавливать два трансформатора собственных нужд напряжением 10/0,4 кВ. Для питания собственных нужд подстанции используется трансформатор собственных нужд. Так как подстанция двухтрансформаторная, то берется два ТСН. Мощность ТСН определяется нагрузкой. При проектировании подстанций, когда точный состав нагрузки неизвестен, допускается

 (67)

S_тсн = 0,005 ∙ 40000 = 200 кВА.

Принимаем трансформатор ТМ-200/10.

Место подключения ТСН зависит от вида оперативного тока на подстанции. Для подстанции напряжением 35 кВ с числом выключателей два и более рекомендуется применять постоянный оперативный ток с установкой аккумуляторных батарей и обслуживающим персоналом для обслуживания сборных шин ВН и НН.

Для защиты трансформатора СН в его цепи устанавливаются предохранители, так как мощность трансформатора 200 кВА. Выберем для установки предохранитель: ПКТ103-10-12,5/31,5У3.

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

При выборе схемы электрических соединений, прежде всего, учитывается тип подстанции. Основным фактором в выборе схемы соединений является число присоединений на стороне ВН:

,(1.2)

Где  - число присоединений;

 - число питающих линий;

 - число трансформаторов.

Определяющую роль в выборе схемы играет напряжение на шинах.

Напряжение на шинах ВН U_ВН = 35 кВ.

Исходя из вышеуказанных величин, на ВН целесообразно применить схему: «мостик».

Рисунок 3.1 - Схема РУ ВН

Достоинства:

1) простота исполнения;

2)      наглядность;

)        экономичность;

Недостатки:

)   увеличение тока к.з. в линии, большая длительность к.з.;

Число присоединений на стороне НН:

, (1.2)

Где  - число присоединений;

 - число питающих линий;

 - число трансформаторов.

n_пр = 13 + 2 = 15

Напряжение на шинах НН U_НН = 10,5 кВ.

На шинах НН выбираем две секционированные системы сборных шин.

Достоинства:

) простота исполнения;

) не требует больших капитальных затрат;

) авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и лишь части потребителей.

Недостатки:

) при ремонте одной половины установки вторая половина остаётся без резерва;

) при ремонте одного из трансформаторов и отказе секционного выключателя половина установки остаётся без питания.

Согласно рисунку 3.2 при отказе или выходе из строя одного из трансформаторов автоматика включит секционный выключатель QB, который в нормальном состоянии разомкнут.

Рисунок 3.2 - Распределительное устройство НН подстанции

4. ВЫБОР МАРКИ И СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ВЫСОКОГО И НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

В линиях электропередачи напряжением 10-110 кВ как правило используется провод марки АС [1].

Сечения проводов линий высокого и низкого напряжения в нормальном режиме определяются по экономической плотности тока [1,10].

Экономическое сечение проводника линии вычисляется по формуле [10]

,

где Imax - максимальный ток нормального рабочего режимаэк. - экономическая плотность тока, зависящая от материала проводника и Tmax [1,9]. Для неизолированных проводов при Tmax > 5000 jэк. = 1,0 А/мм².

Максимальный ток нормального рабочего режима определяется по выражению:

где Smax - максимальная расчетная мощность подстанции, МВА_НОМ - напряжение питающей линии, кВ.количество цепей питающей линии.

По значению экономического сечения принимается ближайшее стандартное сечение проводника [7,9,11].

Выбранное сечение должно удовлетворять условию нагрева [1]:≤ Iдоп,

где Iдоп - длительно допустимый ток провода по [7,9,11].

Результаты выбора сечений проводов сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты выбора ВЛ-35 кВ и ВЛ-10 кВ

Проверка сечения проводника по условию короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и выше [1,4,7].

Правильный выбор сечения проводника обеспечивает уменьшение действия короны до допустимых значений. Провода не будут коронировать если максимальная напряженность поля у поверхности любого провода будет не более 0,9 Ео [4,7] т.е.

Еmax ≤ 0,9 Ео кВ/см - при расположении проводов в треугольник

Максимальная напряженность поля у поверхности нерасщепленного провода:

,

где U - линейное напряжение, кВ,о - радиус провода, см,ср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

кВ/см.

Начальное значение критической напряженности электрического поля:

,

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, в расчете принять m=0,82

 кВ/см.

,9 ∙ Ео = 0,9 ∙ 27,0 = 24,3 кВ/см ≥ Еmax = 2,8 кВ/см.

Провод проходит по условию короны.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ

.1 Расчет сопротивлений схем замещения системы, линии высокого напряжения, трансформаторов

Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляется расчетная схема замещения, намечаются расчетные точки короткого замыкания и определяются токи короткого замыкания.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратуры и проводников одной цепи выбирается режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания.

За расчетную точку короткого замыкания принимается точка, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

Секционный выключатель на шинах НН принят нормально отключенным. Расчетная схема для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН принимает вид (рисунок 5.1):

Рисунок 5.1 - Схема замещения для расчета токов КЗ

Сопротивление системы:

;

Ом.

Активное сопротивление линии электропередачи высокого напряжения [2,3,4,5]:

л = r₀·L

Реактивное сопротивление линии высокого напряжения [2,3,4,5]:

л = x₀·L

где L - длина линии электропередачи по заданию, км;, x0 -удельные активные и индуктивные сопротивления провода, Ом/км [9,11].л = 0,098 · 30 = 2,94 Ом;л = 0,362 · 30 = 10,86 Ом.

Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К1:

;

 Ом

При коротком замыкании на шинах низкого напряжения трансформаторной подстанции (точка К2), индуктивное сопротивление системы определяется по выражению:

; Ом

Активное сопротивление линии электропередачи высокого напряжения [2,3,4,5]:

;  Ом

Реактивное сопротивление линии высокого напряжения [2,3,4,5]:

; Ом.

Расчетные сопротивления обмоток трансформатора:

;

Ом;

;

Ом;

,

 Ом,

,

Ом.

Где  - напряжение короткого замыкания трансформатора;

U_НН - средне-номинальное напряжение обмотки НН;

 - номинальная мощность трансформатора.

Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К2:

;

 Ом

5.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Расчет трехфазного КЗ на шинах 35 кВ в точке К-1:

,

А = 1,6 кА.

Расчет трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в точке К-2:

,

кА.

5.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания

Ударный ток на ВН:

,

Где - ударный коэффициент, =1,717;

кА

Ударный ток на НН:

,

Где  - ударный коэффициент, =1,9;