Электрические станции и подстанции

2009

 

Содержание:

 

1.	Анализ работы схемы	3
2.	Расчет токов	4
2.1.	Расчет токов  нормального и послеаварийного  режимов	4
2.2.	Расчет токов  короткого замыкания	5
3.	Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции	8
4.	Выбор выключателей	8
5.	Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей	10
6.	Выбор гибких шин и токопроводов	11
7.	Выбор жестких  шин	13
8.	Выбор изоляторов	14
9.	Выбор измерительных  трансформаторов	14
9.1.	Выбор трансформаторов  тока	14
9.2.	Выбор трансформаторов напряжения	20
9.3.	Система измерений  на подстанциях	22
10	Выбор трансформаторов и схемы собственных  нужд подстанции	23
11.	Выбор КРУ	25
	Литература	26

 

 

 

 

1. Анализ работы схемы

 

Из сложного комплекса предъявляемых  условий, влияющих на выбор главной  схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

надежность электроснабжения потребителей;

приспособленность к проведению ремонтных  работ;

оперативная гибкость электрической  схемы;

экономическая целесообразность.

Надежность – свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки.

Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения  электроснабжения потребителей и относительным аварийным резервом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и её отдельных узлов.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя  нужно отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в-третьих, ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и источников питания для ремонтов оборудования.

Оперативная гибкость электрической  схемы определяется её приспособленность для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные  переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными  аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а ещё лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется. Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки - капиталовложения, её эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.

Анализ работы схемы должен содержать  анализ соответствия этим требованиям  главной схемы подстанции.

 

Таблица 1. Исходные данные

Sпс, МВА	Sкз, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Нагрузка РУНН, %
35	230	110	6	30	30	20	10	10

 

Рис. 1 – Схема электроснабжения

 

2. Расчет токов

 

2.1. Расчет токов нормального  и послеаварийного режимов

 

Выбор оборудования производится по условиям работы в  наиболее неблагоприятном эксплуатационном режиме (ремонтном, послеаварийном).

Обычно  ток, проходящий по сборным шинам, секционному  и шиносоединительному выключателям, не превышает  самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.

Ток, протекающий  в цепи двухобмоточного трансформатора на подстанции при нормальном режиме работы:

 
где – мощность трансформатора с учетом перспективы развития, следующая по шкале ГОСТ номинальных мощностей, кВА;

 – номинальное напряжение, кВ.

Ток, протекающий  через оборудование подстанции при  наиболее тяжелом режиме работы:

 
Токи, проходящие через потребительские  линии подстанции (линии W₁ – W₅), определяются с учётом процентной нагрузки по линиям при нормальном и послеаварийном режимах работы.

;        
где n – число параллельных линий, – наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям,

Для линий W₁ и W₂:

;      

Для линии W₃:

;      

Для линий W₄ и W₅:

;      

 

2.2. Расчет токов короткого  замыкания

 

Принимаем и рассчитываем базисные значения. За базисную мощность S_Б принимаем мощность, равную 100 МВА, а за базисные напряжения принимаем напряжения равные следующим значениям (таблица 2.1).Схема замещения для расчета токов к.з. приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Схема замещения для расчета токов к.з.

 

Определим базисный ток для ВН: I_Б1, кА

Определяем базисный ток для  НН: I_Б2, кА

Таблица 2.1 Базисные условия

100	115	6,3	502	9165

 

Определяем  сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

 

Сопротивление системы:

Эквивалентное сопротивление для воздушной линии (двухцепной):

где – длина ВЛ; , удельное индуктивное сопротивление ВЛ.

Эквивалентное сопротивление для двух трансформаторов (Т₁, Т₂):

Определяем результирующие сопротивления в точках К₁ и К₂:

Начальное значение периодической  составляющей тока КЗ:

 среднее значение сверхпереходной  ЭДС системы в относительных единицах при номинальных условиях (табличные данные).

Ударный ток в точке КЗ:

где - ударный коэффициент (табличные данные).

Наибольшее действующее значение тока КЗ:

 

Определение токов для  любого момента времени переходного  процесса КЗ

 

Значения  периодической и апериодической составляющих тока КЗ для времени t > 0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры.

Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, вычисляется как

где – собственное время выключателя, (табличные данные).

Апериодическая составляющая тока КЗ при условии максимального значения

, где  , значит

Для ускорения  расчетов значение целесообразно определять по кривым, изображенным на рисунке 2, при известных величинах и .

Рисунок 2 – Кривые определения  затухания

апериодической составляющей тока КЗ

 

Если источник (энергосистема) связан с точкой КЗ непосредственно, т.е. независимо от генераторов, расположенных вблизи места КЗ, то действующее значение периодической составляющей тока от энергосистемы при трехфазном коротком замыкании для любого момента времени можно считать равным

Мощность КЗ для точки:

Результаты расчета токов короткого  замыкания для точек КЗ сведены  в таблицу 2.2.

 

Таблица 2.2 Результат расчета параметров для точек КЗ

номер точки к.з.		, кА	, кА	, кА	, МВА
1 (110 кВ)	0,45	1,12	2,7	1,57	313
2 (6 кВ)	0,66	13,89	33,4	19,54	213

 

3. Выбор числа  и мощности трансформаторов на  подстанции

 

Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них.

Мощность  трансформаторов выбирается по условию:

 
где – наибольшая нагрузка подстанции на расчетный период 5 лет;

n – число устанавливаемых трансформаторов.

Трансформаторы, выбранные по данному условию, обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке трансформаторов 0,6–0,7 , а в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор обеспечивает питание потребителей с учетом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформаторов.

, по шкале (ГОСТ 9680-77) номинальных мощностей выбираем два двухобмоточных трансформатора ТРДН – 25000/110

Таблица 3.1. Технические  характеристики трансформатора

Тип трансформатора	, кВА	Сочетание напряжений, кВ		Потери, кВт
		ВН	НН
ТРДН – 25000/110	25000	110	6	30	120	10,5	0,7

 

4. Выбор выключателей

 

Выбираем  выключатели типа ВМТ-110Б-20, ВЭ-10-20.

При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных  параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определённая зависимость параметров, например

;       , допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки ;

по длительному  току ;       .

Проверка  по отключающей способности:

на симметричный ток отключения ;      

на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ: , где – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени τ;

β_н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключающем токе, % (по каталогу);

Если условие  соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

По включающей способности проверка производится по условию:

;       , где – ударный ток КЗ в цепи выключателя;

– начальное значение периодической  составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

 – номинальный ток включения  (действующее значение периодической  составляющей);

 – наибольший пик тока  включения (по каталогу).

Заводами-изготовителями соблюдается условие  

;      

где – ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы может быть более 1,8.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

;       ,

где – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

 – действующее значение  периодической составляющей предельного сквозного тока.

На термическую стойкость выключатель  проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

, где – тепловой импульс тока КЗ по расчету.

      

      

Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые  указаны выше.

 – среднеквадратичное значение  тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

 – длительность протекания  тока термической стойкости по  каталогу, с.

Если  , то условие проверки .

Результаты выбора выключателей сведены в таблицу 4.1.

 

Таблица 4.1. Выбор выключателей ВМТ-110Б-20, ВЭ-10-20

Условия выбора	Расчетные данные		Каталожные данные
	ВН	НН	ВН	НН
, кВ	110	6	110	10
, А	118	506	1000	1250-3600
, А	235	1012	1000	1250-3600
, кА	1,12	13,89	20	20
, кА	0,396	4,91	7,07	0,28
, кА	2,7	33,4	4	49,74
, кА	1,12	13,89	1,57	19,54
, кА	1,12	13,89	20	20
, кА	2,7	33,4	52	51
	0,14	150,5	1200	1600