Дипломная работа: Реконструкция электрической части подстанции 3510 кВ 48П "Петрозаводская птицефабрика"

                                                                                  (2.14)

2.4.3.1 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 35 кВ

Пользуясь таблицей 2.12 пояснительной записки и полной нагрузкой на трансформатор напряжения рассчитанной в пункте 2.4.3, по каталогу выбирается трансформатор напряжения типа 3НОМ-35-65 У1.

Выбор трансформатора напряжения для цепи 35 кВ приведен в таблице 2.13.

Таблица 2.13 – Выбор трансформатора напряжения в цепи 35 кВ.

2.4.3.2 Выбор трансформаторов напряжения для цепи 10 кВ

Пользуясь таблицей 2.12 пояснительной записки и полной нагрузкой на трансформатор напряжения рассчитанной в пункте 2.4.3, по каталогу выбирается По каталогу выбирается трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66У3.

Выбор трансформатора напряжения приведен в таблице 2.14.

Таблица 2.14 – Выбор трансформатора напряжения в цепи 10 кВ.

2.4.3.3 Выбор предохранителей в цепи трансформаторов напряжения 10 кВ

Условия выбора предохранителей в цепи трансформатора напряжения 10 кВ:

Ø  по напряжению установки - UУСТ ≤ UН;

Ø  по мощности короткого замыкания – SКЗ ≤ Sотк.пр. ,

где SКЗ – мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ, кВА;

Sотк.пр. – предельная мощность отключения предохранителей, кВА.

Мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ определяется по формуле:

                                                                              (2.15)

Для защиты трансформаторов напряжения от короткого замыкания со стороны высокого напряжения устанавливаются плавкие предохранители типа ПКТН-10, этот предохранитель обладает предельной мощностью отключения (Sотк.пр.) 1000 кВА.

SКЗ = 124,6 кВА < Sотк.пр.= 1000 кВА

Вывод: Выбранный тип предохранителя выдерживает мощность короткого замыкания, т.к. мощность короткого замыкания меньше мощности отключения предохранителя.

2.4.4 Выбор трансформаторов тока для цепи 35 и 10 кВ

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

Ø  по напряжению установки – UУСТ ≤ UН;

Ø  по длительному току – IМАХ ≤ IН;

Ø  на термическую стойкость - ВК ≤ IТ2 · tТ.

2.4.4.1 Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 35 кВ

По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-35М-У1, номинальный ток (IН) которого равен 300 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.15:

Таблица 2.15 – Выбор трансформатора тока в цепи выключателя трансформатора 35 кВ.

2.4.4.2 Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 35 кВ

По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-35М-У1, номинальный ток (IН) которого равен 300 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.16:

Таблица 2.16 – Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 35 кВ.

2.4.4.3 Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 10 кВ

По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (IН) которого равен 300 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.17:

Таблица 2.17 – Выбор трансформатора тока в цепи выключателя трансформатора 10 кВ.

2.4.4.4 Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 10 кВ

По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (IН) которого равен 600 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.18:

Таблица 2.18 – Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 10 кВ.

2.4.4.5 Выбор трансформаторов тока в цепи выключателей линии 10 кВ

Определение длительно допустимого тока производится по формуле (2.13):

По каталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (IН) которого равен 200 А.

Расчетные данные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.19:

Таблица 2.19 – Выбор трансформатора тока в цепи выключателей линии 10 кВ.

3.4.5 Выбор шин на сторонах 35 и 10 кВ

3.4.5.1 Выбор шин на стороне 35 кВ

Выбор гибких шин производится по следующим параметрам:

Ø  проверка по экономической плотности тока;

Ø  проверка по длительно допустимому току;

Ø  проверка гибких шин на схлестывание;

Ø  проверка на термическое действие тока короткого замыкания;

Ø  проверка по условиям коронирования.

Согласно Правил устройства электроустановок, проверка шин по экономической плотности тока в пределах распределительного устройства не производится.

Расчет длительно допустимого тока на стороне 35 кВ производился в пункте 2.4.1.1 пояснительной записки, и он равен Imax = 231,2 А.

Принимается провод марки АС-70, допустимый ток которого Iдоп= 265 А, расчетный диаметр d= 11,4 мм.

Проверка шин на схлестывание не производится т.к. I″ = 2,9 кА < I″ = 50 кА (по условию Правил устройства электроустановок, п. 1.4).

Согласно Правил устройства электроустановок (п. 1.4) проверка шин на термическое действие тока короткого замыкания не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин по условиям коронирования производится по условию:

                                                                              (2.16)

где Е – рабочая напряженность электрического поля, кВ/см;

Е0 – начальная напряженность электрического поля, кВ/см.

Рабочая напряженность электрического поля определяется по формуле:

                                                                              (2.17)

где UЛ – линейное напряжение, кВ;

DСР – среднегеометрическое расстояние между проводами, см, принимается равным 100 см;

r0 – радиус провода, см.

Определение линейного напряжения производится по формуле:

                                                                              (2.18)

где Uф – фазное напряжение, кВ.

Определение радиуса провода производится по формуле:

                                                                                            (2.19)

где r0 – радиус провода, см;

d – диаметр провода, см.

Полученные значения подставляются в формулу (2.17):

Начальная напряженность электрического поля определяется по формуле:

                                                                    (2.20)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается для многопроволочных проводов равным 0,82[3].

Полученные результаты Е и Е0 подставляются в неравенство (2.16):

Вывод: выбранная марка провода по условиям короны подходит.

2.4.5.2 Выбор шин в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

Согласно Правил устройства электроустановок, п. 1.3.28 сборные шины и ошиновки в пределах распределительного устройства по экономической плотности тока не проверяются, поэтому выбор производится по допустимому току, рассчитанному в пункте 2.4.1.3 пояснительной записки и равен 809,2 А.

По каталогу принимаются шины прямоугольного сечения (60×6) мм, допустимый ток (IДОП) которых равен 870 А, сечение 360 мм2.

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости определяется по формуле:

                                                                                      (2.21)

где qmin – минимальное сечение шин, мм2;

С – коэффициент для алюминия, равный 91.

что меньше принятого сечения 360 мм2, следовательно шины термически стойки.

Проверка шин на механическую прочность:

Наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании определяется по формуле:

                                                                           (2.22)

где f(3) – наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании, Н/м;

а – наименьшее расстояние между фазами, м, принимается для напряжения 10 кВ равным 0,22 м.

Определение напряжения в материале при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле:

                                                                                       (2.23)

где σрасч – напряжение в материале при воздействии на него изгибающего момента, МПА;

М – изгибающий момент, Н×м;

W – момент сопротивления шины, см3.

Определение изгибающего момента производится по формуле:

                                                                                   (2.24)

где ℓ - пролет между изоляторами, м.

Пролет между изоляторами определяется при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц и рассчитывается по формуле:

                                                                                   (2.25)

где τ – момент инерции, см4;

S – площадь поперечного сечения шины, см2.

Момент инерции определяется по формуле:

                                                                                        (2.26)

где τ – момент инерции, см4;

b – высота шины, мм;

h – ширина шины, мм.

Полученное значение момента инерции подставляется в формулу (2.25):

Полученное значение пролета между изоляторами подставляется в формулу (2.24):

Момент сопротивления шины определяется по формуле:

                                                                                        (2.27)

Значения пролета между изоляторами и момент инерции шины подставляются в формулу (2.23):

Для алюминия марки АДО допустимое напряжение в материале σдоп = 40 МПа.

Вывод: т.к. расчетное напряжение в материале меньше допустимого значит, шины механически прочны.

2.4.6 Выбор опорных изоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

Условия выбора опорных изоляторов:

Ø  по напряжению установки – UУСТ ≤ UН;

Ø  по разрушающему усилию – FРАСЧ < FДОП.

Расчетная разрушающая сила определяется по формуле:

                                                                      (2.28)

где Fрасч – расчетная разрушающая сила, Н.

Допустимая разрушающая сила определяется по формуле:

                                                                               (2.29)

где Fдоп – допустимая разрушающая сила, Н.

Fразр – разрушающая сила, Н

По каталогу выбирается опорный изолятор типа ОНС-10-2000 У3, Fразр = 2000 Н.

Вывод: опорный изолятор выбранного типа механически прочен.

2.4.7 Выбор проходных изоляторов на стороне 10 кВ

Условия выбора опорных изоляторов:

Ø  по напряжению установки – UУСТ ≤ UН;

Ø  по длительному току - IМАХ ≤ IН;

Ø  по разрушающему усилию – FРАСЧ < FДОП.

Расчетная разрушающая сила проходного изолятора определяется по формуле:

                                                                                      (2.30)

По каталогу выбирается проходной изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ, FРАЗР = 750 Н

Определение допустимой разрушающей силы производится по формуле (2.29):

Вывод: выбранный тип проходного изолятора механически прочен, т.к. расчетная разрушающая сила меньше допустимой.

2.5 Выбор рода оперативного тока

При выборе рода оперативного тока необходимо учитывать два фактора:

Ø  схему подстанции;

Ø  релейную защиту и автоматику подстанции.

В настоящее время применяются следующие виды оперативного тока:

Ø  постоянный;

Ø  выпрямленный;

Ø  переменный.

Применение постоянного оперативного тока, требующее установки дорогостоящих аккумуляторных батарей, увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные расходы, вызывает необходимость сооружения разветвленной сети. Но в связи с тем, что на стороне 10 кВ имеется потребитель I категории (Петрозаводская птицефабрика), применение постоянного оперативного тока является необходимым для обеспечения надежного и бесперебойного питания схем релейной защиты и автоматики.

Принимается аккумуляторная батарея типа СК-2, состоящая из 108 элементов.

2.6 Расчет заземляющего устройства

Заземляющее устройство подстанции имеет площадь 30×30 м2 при удельном сопротивлении 40 Ом. Естественные заземлители отсутствуют. В качестве искусственного заземлителя применяют вертикальные и горизонтальные заземлители.

Вертикальные заземлители – сталь круглая диаметром 22 мм, длиной 5 метров.

Заземлитель горизонтальный выполнен из стальной полосы 30×4.

Расстояние между уголками 5 м, глубина заложения проводника от поверхности земли 0,7 м.

Климатическая зона II, нормируемое сопротивление заземляющего устройства: RЗ.Н. = 0,5 Ом.

Согласно Правил устройства электроустановок, допустимое сопротивление заземляющего устройства с учетом удельного сопротивления грунта ρгр равно:

                                                                                 (2.31)

где Rз – допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

ρгр – удельное сопротивление грунта;

Rзн – нормируемое сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Определение сопротивления растекания вертикального заземлителя производится по формуле:

                                             (2.32)

где RВ – сопротивления растекания вертикального заземлителя, Ом;

L – длина заземлителя, м;

d – диаметр поперечного сечения, м;

ρрасч в – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м;

t′ – расчетная (условная) глубина заложения проводника, м.

Определение расчетной (условной) глубины заложения проводника:

                                                                                        (2.33)

Определение удельного сопротивления вертикального заземлителя:

                                                                              (2.34)

где КС – коэффициент сезонности для вертикальных электродов принимается равным 1,7.

Полученное значение подставляется в формулу (2.32):

Определение количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

                                                                                     (2.35)

где n – количество вертикальных заземлителей, шт.;

ηв – коэффициент использования вертикальных заземлителей с учетом интерполяции, принимается равным 0,6.

Принимается nВ = 118 шт.

Определение длины горизонтальных заземлителей производится по формуле:

                                                                                 (2.36)

где Lг – длина горизонтальных заземлителей, м;

а – расстояние между вертикальными заземлителями, м.

Определение сопротивления растекания горизонтального заземлителя производится по формуле:

                                                                (2.37)

где RГ – сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

ρрасч г – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м;

d – диаметр поперечного сечения, м;

                                                                           (2.38)

где КС – коэффициент сезонности для горизонтальной полосы принимается равным 4 для II климатической зоны.

                                                                                         (2.39)

где b – ширина полосы проводника, м.

Определение действительного сопротивления растекания горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования производится по формуле:

                                                                                   (2.40)

где RГ – сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

ηг – коэффициент использования горизонтальных заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя, принимается равным 0,2.

Определение сопротивления растекания заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя производится по формуле:

                                                                           (2.41)

Определение уточненного количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

                                                                             (2.42)

Принимается nВ = 107 шт.

3 Основные показатели использования подстанции

3.1 Определение основных показателей использования производственной мощности подстанции

Основными показателями являются:

Ø  установленная мощность подстанции (NУп/ст);

Ø  рабочая мощность подстанции (Nрабп/ст);

Ø  длительность времени эксплуатационной готовности подстанции (Тготп/ст);

Ø  предполагаемое фактическое время работы подстанции (ТФп/ст);

Ø  фактическая передача электроэнергии подстанцией за год (WФп/ст);

Ø  коэффициент экстенсивного использования мощности подстанции (КЭп/ст);

Ø  коэффициент интенсивного использования мощности подстанции (КИп/ст).

3.1.1 Определение установленной мощности подстанции

Она определяется по формуле:

                                                                                  (3.1)

где Nуп/ст – установленная мощность подстанции, МВА;

NН –номинальная мощность трансформатора, МВА;

i – количество трансформаторов (по условию 2 шт.).

3.1.2 Определение рабочей мощности подстанции

Она определяется по формуле:

                                                                             (3.2)

где Nуп/ст – рабочая мощность подстанции, МВА;

К – коэффициент мощности, которую подстанция может развивать в фактических условиях, принимается равным 0,88.

3.1.3 Определение длительности времени эксплуатационной готовности подстанции

Она определяется по формуле:

                                                                              (3.3)

где Тгот п/ст–длительность времени эксплуатационной готовности подстанции, час;

ТК – календарное годовое время равное 8760 часов;

ТРЕМ – время ремонта, час, принимается равным 7 дней, т.е. 168 часов.

3.1.4 Расчет предполагаемого фактического времени работы подстанции

Оно определяется по формуле:

                                                                                     (3.4)

где Тгот п/ст– предполагаемое фактическое время работы подстанции, час;

КФ – коэффициент предполагаемого фактического времени работы подстанции, принимается равным 0,68.

3.1.5 Определение фактической передачи электроэнергии подстанцией за год

Она определяется по формуле:

                                                                        (3.5)

3.1.6 Определение коэффициента экстенсивного использования мощности подстанции

Он определяется по формуле:

                                                                                 (3.6)

3.1.7 Определение коэффициента интенсивного использования мощности подстанции

Он определяется по формуле:

                                                                      (3.7)

Результаты расчетов показателей использования производственной мощности подстанции приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Показатели использования мощностей подстанции.

4 анализ организации ремонта оборудования

Страницы: 1, 2, 3, 4