1.3 Разработка принципиальной однолинейной схемы коммутации и конструктивного исполнения гпп

Схемы трансформаторной подстанции промышленных предприятий всех напряжений строятся на следующих основных положениях: преимущественное применение одной системы шин и резкое ограничение применения двух систем; широкое применение «блочных схем» и «бесшинных» подстанций; широкое применение автоматики и телемеханики на всех напряжениях; применение вакуумных силовых выключателей.

В проекте предусматривается раздельная работа линий и раздельная работа трансформаторов, так как при этом существенно снижаются токи короткого замыкания и упрощается коммутация и релейная защита на вводах, где устанавливается только разъединитель и выключатель нагрузки.

Со стороны высшего напряжения не следует использовать двойные системы шин. Достаточно предусмотреть по двум вводам 110кВ блоки ЛЭП-Трансформатор с выключателями на высшем напряжении и ремонтной перемычкой с двумя разъединителями

Параллельная работа ЛЭП, трансформатором и секций шин на общую нагрузку в нормальном режиме исключается, т.е. секционные выключатели 10 кВ и разъединители в перемычке 110 кВ разомкнуты.

На принципиальной однолинейной схеме подстанции представлены параметры и типы выбранного оборудования (выключателей, разъединителей, разрядников, трансформаторов тока и напряжения).

1.4 Определение центра электрических нагрузок и места сооружения гпп

Распределительное устройство – это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии, содержащая электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

Распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки, что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования, при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ. 

Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах.

Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) сооружаются обычно при напряжении 3…20 кВ. При больших напряжениях, как правило, сооружаются открытые РУ. Расстояния от отдельно стоящих зданий ЗРУ до производственных зданий и сооружений промышленных предприятий, а также до жилых и общественных зданий следует принимать по СНиП II-89-80.

Для стесненных условий приведенные в СНиП расстояния по согласованию с местными органами пожарной охраны могут быть уменьшены при условии, что стена ЗРУ, обращенная в сторону здания, предусмотрена глухой.

Расстояние между расположенными по периметру промышленных зданий пристроенными или встроенными подстанциями не нормируется.

Открытым распределительным устройством (ОРУ) называется РУ, все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе.

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

• вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

• при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

• при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

• была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Выбираем РУ открытого типа, что обеспечивает лучшее охлаждение токоведущих частей и является более экономичнее при выполнении строительной части.

Определить место расположения подстанции – это значит найти координаты центра электрических нагрузок предприятия. По исходным данным на генплане строятся оси X и Y и наносят ЦЭН каждого цеха (рис.1.1). Центры нагрузок цехов принимаются как центры тяжести конфигураций цехов.

На картограмме нагрузок (рис.1.1) изображаем радиусы кругов активных нагрузок всех цехов

(1.12)

m – масштаб для определения площади круга;

r_i – радиус круга.

Координаты ЦЭН всего предприятия опредляем по следующим выражениям и указываем на картограмме нагрузок место расположения ГПП (точка А)

(1.13)

здесь x_i, y_i– координаты ЦЭН активных нагрузок i-ых цехов, км;

А(X₀; Y₀) – координаты ГПП.

Результаты расчета сводим в таблицу 1.3

Таблица 1.3 Определение ЦЭН

№ цеха	Р, кВт	Х, м	Y, м	Р·х, кВт·м	Р·Y, кВт·м
1	4305	255	205	1097775	882525
2	2645	440	115	1163800	304175
3	3120	440	25	1375800	78000
5	168	510	192,5	85680	32340
6	1230	592,5	50	728775	61500
8	660	245	115	161700	75900
9	280	215	25	60200	7000
10	1515	592,5	130	897637,5	196950
11	224	87,5	182,5	19600	40880
Σ	14147			4780094	1679270

здесь m=1:100 – масштаб для определения площади круга.

А(371,5м; 108,8м) – координаты ГПП.

ЦЭН совпадает с местом расположения второго цеха, поэтому ГПП смещаем в сторону источника питания на свободное место.

Расчет питающих и распределительных кабельных (воздушных) сетей выполняют для определения их сечения. Сечение выбираем по экономическим и техническим условиям. К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным (максимально возможным) длительным током I_р.max; по нагреву от кратковременно протекающих токов короткого замыкания (для кабельных линий); по потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линий, приведенные затраты на сооружение которых будут минимальными.

Сечение воздушных и кабельных линий выбираем по экономической плотности тока j_э по табл. П1.2 [1, с.509] и числу часов использования максимума нагрузки предприятия T_макс (по заданию).

F_э= І_р/j_э, мм², (1.14)

где І_р – ток нормального режима, А

j_э – экономическая плотность тока, А/мм²;

Выбираем медный провод АБ сечением 70 мм² с I_дл.доп=215А.

Выбранное сечение проверяется по нагреву расчетным током:

I_дл.доп ≥ І_р.max, (1.15)

где I_дл.доп – длительно допустимая токовая нагрузка на провод или кабель стандартного сечения находится по табл.П2.1, П2.2 [1, с.] ), А;

І_р.max - длительный расчетный ток нагрузки, А.

Для проверки кабельных линий на нагрев максимальным током нагрузки водится ряд коэффициентов, учитывающих условия прокладки кабеля:

I'_дл.доп= I_дл.допК₁К₂ (1.16)

здесь К₁ – коэффициент, учитывающий температуру среды, отличную от

расчетной;

К₂ - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей;

< 306,3А,

_{поэтому увеличим сечение кабеля до 150мм}² с I_дл.доп=355А, тогда

_{Выбор кабеля отходящих присоединений представлен в таблице 1.3.}

Таблица 1.3 Выбор кабельных линий

Наименование	Sp,кВА		Fэ, мм2	Fпр., мм2	Iдл.доп.,А	I’дл.доп.	Тип кабеля
РП1(ТП1)	5298,2	306,3	61,25	150	355	319,5	АБ
РП2(ТП4)	3427	198,1	39,62	95	265	238,5	АБ
ТП2	2588	149,6	29,92	70	215	193,5	АБ
ТП3	4644	268,4	53,7	120	310	279	АБ

2 Специальная часть

2.1 Расчет мощности и количества трансформаторов ГПП

Количество трансформаторов на подстанции зависит от категорийности потребителей по надежности электроснабжения. При наличии на предприятии потребителей I и II категорий, на подстанции предусматриваем два силовых трансформатора, работающих раздельно на секции шин низшего напряжения.

В послеаварийном режиме, когда один из трансформаторов выводится из работы, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить всю нагрузку подстанции с допустимой перегрузкой 1,3÷1,4 S_н.т..

Экономичным режимом работы трансформаторов является его работа с нагрузкой равной 0,55÷0,65 S_н.т..

Для выбора мощности трансформаторов используют выражение

_(2.1)

_{где Sp – расчетная полная мощность нагрузки, кВА;}

_{Smp – расчетная мощность трансформатора, кВА;}

_{Кз =0,7 – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;}

п – количество трансформаторов.

По полученному значению S_тр принимаем ближайшие стандартные (номинальные) мощности силовых трансформаторов S_н.т..

Далее намечаем два возможных варианта, определяем потери энергии в трансформаторах, и, учитывая стоимости трансформаторов, находим по приведенным затратам целесообразную мощность силовых трансформаторов.

Потери активной энергии в силовых трансформаторах определяют с учетом приведения реактивных потерь к активным потерям

(2.2)

здесь ΔP_хх и ΔP_кз – активные потери холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе при номинальной нагрузке (паспортные данные), кВт;

ΔQ_хх и ΔQ_кз – реактивные потери холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе при номинальной нагрузке определяемые по (23) и (24), квар;

К_з – коэффициент загрузки трансформатора по (25);

К_и – коэффициент использования, К_и=0,02÷0,12 [1];

Т – число часов работы трансформатора в году (8760ч);

τ – время наибольших потерь мощности.

Потери реактивной энергии силовых трансформаторов определяют по (27).

Стоимость потерь электроэнергии определяют при С₀=0,25грн/кВт·ч:

С_п= ΔW·С_0. , (2.3)

стоимость амортизационных отчислений

С_А=φК, (2.4)

суммарные эксплуатационные расходы для трансформаторов

С_Σ=С_п +С_А , (2.5)

суммарные приведенные затраты для одного трансформатора

З=Е_н К+ С_Σ, (2.6)

здесь С_п – стоимость потерь электроэнергии, кВт·ч;

С_А – стоимость амортизационных отчислений, кВт·ч;

φ – коэффициент амортизации для подстанционного оборудования, можно принимать φ≈0,1[2];

С_Σ - суммарные эксплуатационные расходы для трансформаторов, кВт·ч;

К – капитальные затраты, тыс.грн.;

Е_н=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности [2].

т.е. к установке намечаем 2 варианта трансформаторов (табл.2.1).

Таблица 2.1 Параметры трансформаторов

№ вар.	Типы трансформаторов	Sн.т., кВА	ΔPхх, кВ	ΔPкз, кВ	Iхх%	икз%	Капитальные затраты К, тыс.грн.
1	ТДН-10000-110/10	10000	15,5	60	0,6	10,5	822
2	ТДН-16000-110/10	16000	24	85	0,8	10,5	1050

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов

- в нормальном режиме

1-й вариант:

2-й вариант:

- в аварийном режиме

1-й вариант:

2-й вариант:

Производим технико-экономическое сравнение выбранных вариантов.

Потери активной энергии в силовых трансформаторах по (36)

1-й вариант:

здесь

2 -й вариант:

здесь

Стоимость потерь электроэнергии

1-й вариант:

2-й вариант:

Стоимость амортизационных отчислений

1-й вариант:

2-й вариант:

Суммарные эксплуатационные расходы для трансформаторов

1-й вариант:

2-й вариант:

Суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов

1-й вариант:

2-й вариант:

По приведенным затратам наиболее экономичным является первый вариант 2 трансформатора типа ТДН-10000-110/10.

2.2 Расчет токов короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ

При расчете токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и на шинах 10 кВ намечаем расчетные точки, представляем все элементы цепи их индуктивными сопротивлениями, выбираем базисные условия и определяем токи к.з. от всех источников (системы, синхронных и асинхронных электродвигателей) для начального момента к.з. (I_П.0=I'') и ударный ток к.з. (i_у). Расчет токов к.з. выполняем в относительных единицах, приведенных к базисным условиям. Подпитку места к.з. от СД и АД находящихся за значительными по величине индуктивными сопротивлениями элементов схемы не учитывают.

Определяем токи к.з. на шинах 110 и10 кВ ГПП. На ГПП установлены трансформаторы ТДН-10000/110. Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах, приведенных к базисным условиям. За базисное

принимаем среднее номинальное напряжение той ступени, на которой произошло короткое замыкание U_б1=115кВ, U_б2=10,5кВ. Принимаем S_б=100МВА.

Рисунок 2.1 Расчетная схема к расчету токов короткого замыкания

На основании приведённой расчетной схемы (рис.2.1) составляем схему замещения (рис.2.2), представляя все её элементы индуктивными сопротивлениями.

Индуктивные сопротивления элементов схемы определяют по выражениям:

- сопротивление энергосистемы

(2.7)

- сопротивление воздушной и кабельной линии

(2.8)

-сопротивление двухобмоточного трансформатора

(2.9)

- сопротивление кабельных линий

(2.10)

- сопротивление СД и АД

(2.11)

здесь S_б – базисная мощность, за базисную мощность можно выбрать любое число кратное десяти: 10, 100, 1000 МВА;

S_к.з. – мощность короткого замыкания системы, МВА;

Uб – базисное напряжение, за базисное напряжение принимают

напряжение 1,05^.U_ном (6^.1,05=6,3 кВ; 10^.1,05=10,5 кВ и т.д.);

S_н.т. – номинальная мощность трансформатора, МВА;

и_к.з.% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

х_d – сверхпереходное сопротивление генератора, для СД можно

принять х_d =0,2;

S_ном. – номинальная мощность генератора, МВА.

Рисунок 2.2 Схема замещения элементов цепи

Определяют токи короткого замыкания:

- начальный сверхпереходный ток

( 2.11)

- ударный ток короткого замыкания

(2.12)

где Е'' – начальная сверхпереходная ЭДС (для системы Е_с''=1, для синхронных двигателей Е_СД''=1,1, для асинхронных двигателей Е_АД''=0,9);

базисный ток, кА;

К_у – ударный коэффициент тока к.з., определяемый по [1, с.359];

I_П.0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з., кА.

Для расчета тока КЗ в точке К1 сворачиваем схему замещения относительно точки К1. Схема замещения примет вид, представленный на рис. 2.3.

Рисунок 2.3 Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К1

Находим результирующее сопротивление для К1

(2.13)

Определяем токи короткого замыкания в точке К1:

- начальный сверхпереходный ток от системы

Где

- ударный ток короткого замыкания

Для расчета тока КЗ в точке К2 сворачиваем схему замещения относительно точки К2. Схема замещения примет вид, представленный на рис.2.4.

Находим результирующее сопротивление для К2

• от системы

(2.14)

• от двигателей

(2.15)

(2.16)

Рисунок 2.4 Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К2

Определяем токи короткого замыкания в точке К2:

- начальный сверхпереходный ток от системы

где

- начальный сверхпереходный ток от СД

- начальный сверхпереходный ток от АД

- суммарный ток в точке К2

- ударный ток короткого замыкания