Проектирование трансформаторной подстанции 35/10 кВ (стр. 2 из 3)
Где Эн - количество недоотпущеной электроэнергии, руб., Уо – стоимость одного кВА×ч, руб/кВА×ч.
Количество недоотпущеной энергии определяем по формуле:
Эн = (365×Fэ×v×Тв)/8760 ,
Где Fэ – количество недоотпущеной энергии за сутки при отключении одного трансформатора, кВт; w - параметр потока отказов, 1/год; Тв – среднее время восстановления, ч.
Количество недоотпущеной энергии за сутки определяем по формуле:
Fэ = cosj×(Sн×ei) ,
Где Sн – недоотпущеная мощность трансформатора , МВА.
Fэ = 0.8×(5620 – 5200) + (5750 – 5200)×0.8×4 + (5250 – 5200)×0.8 + (5750 – 5200)×0.8×10 = 6.336×10^3
Определяем количество недоотпущеной энергии:
Эн1 = (365×6336×0.02×80)/8760 = 435.7 кВА.
Определяем стоимость недоотпущеной энергии:
У = Эн*У0= 435.1×
Определяем затраты по формуле:
З = 0.12×24000 + 6068.1 + 261.4 = 9209.9 руб.
Определим затраты для второго варианта, для этого находим потери электроэнергии в стали и в меди по формулам(*,**)
DЭст = 8760×2×9.4 = 164688 кВт×ч.
DЭм = 0.5×365×465×902513750/6300^2 =192969.4 кВт×ч.
По формуле (***) находим стоимость ежегодных потерь:
Ипот = 0.01×164688 + 0.012×192965 = 3962.5 руб.
Определяем заводскую стоимость трансформатора:
Кз = 27500/2 = 13750 руб.
Находим издержки :
И = 6.3×13750/100 + 3962.5 = 4828.7 руб.
Считаем затраты:
З = 0.12×27500 + 4828.7 = 8128.7 руб.
Определяем различие двух вариантов по формуле:
DЗ = [(З1 – З2)×100%]/З1 ; DЗ = [(9209.9 – 8128.7)×100% ]/9209.9 = 11.7%.
Так как затраты во втором варианте меньше, то принимаем трансформаторы мощностью 6.3 МВА. Данные заносим в таблицу.
| Параметр | 1 Вариант | 2 Вариант |
| Капитальные вложения | 24000 | 27500 |
| Затраты | 9209.9 | 8128.7 |
| Издержки | 6068.1 | 4828.7 |
| Стоимость недоотпущеной электроэнергии | 261.4 | 0 |
3. Схема электрического соединения подстанции
Схема должна удовлетворять следующим требованиям [1]:
экономичность, надежность, она должна обеспечивать требуемое количество электроэнергии, безопасность обслуживания, учитывать перспективу развития питаемых предприятий.
Норма технологического проектирования стандартных подстанций в зависимости от величины номинального напряжения и типа подстанции рекомендуют в каждом отдельном случае определенные схемы.
Рис 3.1 Схема трансформаторной подстанции
Р – разъединитель; СВ – секционный выключатель; КЗ – короткозамыкатель;
ОД – отделитель; ТСН- трансформатор собственных нужд; РУ- распредилительное устройство; ОРУ- открытое распределительное устройство.
4. Выбор схемы собственных нужд
Состав схемы собственных нужд зависит от типа трансформатора, мощности и ряда других факторов. Определенное количество потребителей собственных нужд имеет подстанция, выполненная по упрощенной схеме.
В состав потребителей входит [2]: обогрев шкафов релейной защиты, обогрев потребителей оперативной цепи; наружное освещение; обогрев шкафов КРУН; обогрев ОД, КЗ; освещение подстанции.
Составляем таблицу:
| Объект | Количество потребителей | Активная мощность Р,кВт | cosj | Полная мощность S,кВА |
| Обогрев КРУ | 17 | 1 | 1 | 17 |
| Отопление и освещение ОПУ | 2 | 1 | 1 | 2 |
| Отопление и вентиляция ЗРУ | 2 | 1 | 1 | 2 |
| Освещение ОРУ 35 кВ | 2 | 1 | 1 | 2 |
| Итого | 23 |
4.1 Определение и расчет нагрузок собственных нужд подстанции
Определяем номинальную мощность трансформатора собственных нужд:
Sном³0.5×Sс.н. (4.1)
Sном³0.5×23
Sном³11.5
Sном = 25 кВА
Таким образом, получаем два трансформатора по 25 кВА.
4.2 Выбор источника оперативного тока
Принимаем переменный источник тока, так как подстанция без постоянного дежурного персонала и небольшой мощности.
Питание для собственных нужд берется до вводного выключателя, что позволяет иметь оперативный ток при отключенной секции сборных шин.
4.3 Выбор числа, типа, мощности трансформаторов собственных нужд.
Берется два трансформатора малой мощности масляного типа на номинальную мощность 25 кВА.
5. Расчет токов короткого замыкания
5.1 Составление схемы замещения
Рис.5.1 Схемы замещения
Выбираем базисные и берем расчетные величины.
Sб = 100 МВА; Sкз = 2000 МВА; Uкз.сн=4.5%; Ку35=1.608;
Uб1=37 кВ; X0=0.4 Ом/км; Sн=6.3 МВА; Кун=1.369
Uб2=10.5 кВ; L=30 км; Sн.сн=25 кВА;
Uб3=0.4 кВ; Uкз=7.5%; Ес=1.
5.2 Определяем сопротивление элементов электрической сети
Определяем базисный ток для первой точки по формуле:
Iб1=Sб/Ö3×Uб1 (5.1)
Iб1=1.56×103 А.
Для второй точки:
Iб2=Sб/Ö3×Uб2 (5.2)
Iб2=5.499×103 А
Для третьей точки:
Iб3= Sб/Ö3×Uб3 (5.3)
Iб3=1.443×103 А.
Определим сопротивление схемы замещения .
Для генератора:
Xс=Sб/Sкз (5.4)
Xс=0.05 Ом
Для линии:
Xл=Xо×L×Sб/Uб21
Xл=0.87 Ом.
Для трансформатора:
Xт=Uкз×Sб/100×Sн (5.6)
Xт=1.19 Ом
Для трансформатора собственных нужд:
Xт.сн=Uкз.сн×Sб/100×Sн (5.7)
Хт.сн=180 Ом.
Находим результирующее сопротивление до первой точки короткого замыкания:(рис 5.2):
Xр1=Xл+Xс (5.8)
Xр1=0.92 Ом
Для второй точки короткого замыкания (рис 5.3.):
Xр2=Xл+Xс+Xт (5.9)
Xр2=2.11 Ом.
Для третьей точки короткого замыкания (рис 5.4):
Xр3=Xл+Xс+Xт+Xт.сн (5.10)
Xр3=182.11 Ом.
5.3 Выбор коммутационных аппаратов
Для выбора коммутационных аппаратов необходимо задаться трехфазовым коротким замыканием и местом расположения их. Для этого рассматриваются точки:
К1 – ввод на трансформатор со стороны 35 кВ;
К2 – ввод на сборные шины 10 кВ;
К3 – ввод на сборные шины 0.4 кВ.
5.4 Расчет периодической составляющей тока короткого замыкания
Находим ток для каждой точки по формулам:
Iкз1=Ес×Iб1/Xр1 (5.11)
Iкз1=1.495×103 А
Iкз2=Ес×Iб2/Xр2 (5.12)
Iкз2=2.619×103 А
Iкз3=Ес×Iб3/Xр3 (5.13)
Iкз3=723 А.
5.5 Расчет ударного тока короткого замыкания
Расчет ударного тока короткого замыкания производится по следующим формулам:
Iуд1=Ö2×Ку35×Iкз1 (5.14)
Iуд1=3.3×103 А
Iуд2=Ö2×Кун×Iкз2 (5.15)
Iуд2=5.022×103 А
Iуд3=Ö2×Кун×Iкз3 (5.16)
Iуд3=1.386×103 А.
Расчет теплового импульса проводим по формуле:
Ввн=I2кз×(tпз+Tа) (5.17)
Где tпз- время срабатывания релейной защиты , с.
Та – время затухания апериодической составляющей, с.
Ввн1=I2кз1×(tпз35+Та35)
Ввн1=156451.7 А2×с.
Ввн2=I2кз2×(tпз10+Тан)
Ввн2=754000 А2×с.
Ввн3=I2кз3×(tпз0.4+Тан)
Ввн3=58000 А2×с.
6. Выбор конструкции распределительных устройств
Из экономических соображений распредустройства на напряжение 35 кВ выполняют обычно открытого типа, так как при этом значительно сокращается объем строительной части, упрощается расширение и конструкция РУ.
В качестве проводников для сборных шин и ответвлений от них применяют алюминиевые, сталеалюминевые, стальные провода, полосы, трубы и шины из профиля алюминия, и алюминиевых сплавов электротехнического назначения. Наиболее часто используют гибкие провода, укрепленные при помощи подвесных изоляторов на стальных или железобетонных опорах.
Ручные приводы разъединителей обычно имеют съемные рукоятки. Монтируют их на тех же опорных конструкциях, что и разъединители.
Молниеотводы изготавливают из стальных труб или стержней и закрепляют на опорах распредустройства или на специальных опорах.
Силовые кабели , например , от трансформаторов и сигнальные кабели прокладывают по территории РУ в туннелях или на каналах, которые прикрывают плитами из негорючих материалов.
Для комплектовки трансформаторных подстанций ОРУ 35кВ используют серии КТП –35/10 и КТПБ–35/10 [1], область применения которых аналогична.
Для напряжения 10 кВ используем РУ открытого типа, комплектованных из шкафов или камер КСО. К основному оборудованию, которое выстраивается в РУ, относят: выключатели, разрядники, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы, трансформаторы собственных нужд.
7. Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции
7.1 Выбор выключателей
Условие выбора масляного выключателя [2]:
Uуст<Uном
Iнорм<Iном
Iмакс<Iном
Iкз<Iоткл.ном
Iуд<Iдинам
Вк<I2терм×tтерм.возд
Определяем Iнорм по формуле:
Iнорм=Sном/Ö3×Uном (7.1)
Где Sном – мощность трансформатора, кВА
Uном – номинальное напряжение, В.
Iнорм = 364.1 А.
Определяем максимальный ток с учетом коэффициента 0.95:
Iмакс = Sном/Ö3×Uном×0.95 (7.2)
Iмакс = 283.3 А.
Выбираем масляный выключатель ВММ 10-10,