Определение параметров проектируемой сети и расчет ее режимов

Расчет параметров района электрической сети. рассмотрено 5 подстанций. сеть смешанного типа. Защищена на отлично ...

1. Расчет режима электропередачи СВН 9
1.1 Задание на проектирование 9
1.2 Исходные данные 10
1.3 Выбор мощности блочных трансформаторов 11
1.4 Выбор числа ЛЭП и сечения проводников 11
1.5 Расчет волновых параметров линии электропередачи 12
1.6 Расчет значений потоков реактивной мощности по концам электропередачи в максимальном и минимальном режимах 13
1.7 Выбор мощности автотрансформаторов связи 15
1.8 Проверка генераторов в максимальном режиме и минимальном режиме 16
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 20
2.1 Выбор схемы соединения РЭС 20
2.2 Расчет перетоков активной мощности 22
2.4 Потребление активной и баланс реактивной мощностей в проектируемой электрической сети 23
2.5 Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств 28
2.6 Выбор силовых трансформаторов понижающих подстанций 31
2.7 Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи 33
2.8 Выбор оптимального напряжения 45
2.9 Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети 47
2.10 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах 56
2.11 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии 61
2.12 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме 64
2.15 Регулирование напряжения в электрической сети в аварийном режиме 76
2.16 Послеаварийный режим Расчет перетоков мощностей в послеаварийном режиме 79
2.17 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в послеаварийном режиме 82
2.18 Регулирование напряжения в электрической сети в послеававарийном режиме 84
2.19 Выбор оборудования 87
3. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 97
3.1 Надзор за состоянием трасс кабельных линий, кабельных сооружений и кабельных линий 97
3.2 Надзор за работами, производящимися на трассах кабельных линий 101
3.3 Контроль за состоянием металлических оболочек кабелей и меры предотвращения их коррозионного разрушения 105
3.4 Требования техники безопасности при эксплуатации кабельных линий 109
3.5 Требования пожарной безопасности при эксплуатации кабельных линий 109
4. ВИДЫ КОРРОЗИИ СИЛОВЫХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 111
4.1 Коррозионный процесс 111
4.2 Виды коррозии оболочек силовых кабелей 112
4.3 Другие формы коррозии 117
4.4 Мероприятия по защите кабелей от коррозии 118

Часть из введения:
...
Первая глава работы представляет собой расчет режима электропередачи сверхвысокого напряжения 500 кВ. По исходным данным необходимо выбрать мощность блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи, число линий электропередачи и сечений проводников, рассчитать волновые параметры и значения потоков реактивной мощности, определить необходимость установки компенсирующих устройств.
Во второй главе необходимо разработать электрическую сеть заданного района, которая предназначена для приема и распределения электрической энергии потребителям. Число устанавливаемых трансформаторов на подстанциях должно быть не менее двух. Следует также помнить о том, что понизительная подстанция районной электрической сети является центром питания нагрузок, которым требуется качественное напряжение. В дипломном проекте должны быть выбраны схемы для распределительных устройств высшего и низшего напряжения, выбрано необходимое оборудование для одной подстанции.

В работе необходимо также привести технико-экономический расчет вы-бранных конфигураций сети: определить необходимые капитальные вложения в сооружения лини и подстанций, рассчитать эксплуатационные издержки, определить годовые потери электроэнергии, определить экономическую эффективность вариантов. Для экономически более выгодного варианта в проекте привести расчет максимального и послеаварийного режима работы.
В специальном разделе проекта необходимо выбрать и представить само-стоятельно изученный материал, связанный с процессом производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.
Выполнение выпускной квалификационной работы является заключительным этапом обучения студентов в учебном заведении. Цель данной работы:
 систематизировать, закрепить и расширить теоретические и практические знания студентов по их специальности,
 развить навыки самостоятельной работы при решении конкретных технических задач,
 выяснить подготовленность к самостоятельной работе.
При выполнении дипломной работы необходимо использовать методы расчета, проектирования, оптимизационного анализа режимов работы электрических сетей.
Для применения современных и обоснованных решений необходимо ис-пользовать научно-техническую, справочную литературу, государственные стандарты, правила устройства электроустановок, учебные и методические пособия.

13 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в аварийном режимеРасчет проводим от начала (от известного заданного значения напряжения в т. А) к концам.Для ПС № 1:U1=UAавар-PА-1Н2r0LA-1+QА-1Н2x0LА-1UAавар;U1=117,7-24,05720,244∙10+7,40820,427∙10117,7=117,3 кВ;Для ПС № 5:U5=UAавар-PА-5Н2r0LA-5+QА-5Н2x0LА-5UAавар;U5=117,7-30,06120,244∙11+4,70620,427∙11117,7=117,26 кВ;Для ПС № 3: Сначала произведем расчет для точки 3':U3'=UAавар-PА-3'Н2r0,A-3'LA-3'+QA-3'Н2x0,A-3'LA-3'UAавар;U3'=117,7-50,31220,118∙17+20,3520,405∙17117,7=116,68 кВ;Далее для U3:U3=U3'-P3-3'Н2r0,3-3'L3-3'+Q3-3'Н2x0,3-3'L3-3'U3';U3=116,68-38,07820,244∙11+10,97820,427∙11116,68=116,02 кВ;Для ПС № 6:U6=U3'-P3'-6Н2r0,3'-6L3'-6+Q3'-6Н2x0,3'-6L3'-6U3';U6=116,68-37,07620,244∙12+10,49620,427∙12116,68=115,98 кВ;Для ПС № 2: Сначала произведем расчет для точки 2':U2'=UAавар-PА-2'Н2r0,A-2'LA-2'+QA-2'Н2x0,A-2'LA-2'UAавар;U2'=117,7-32,10820,244∙10+6,84520,427∙10117,7=117,24 кВ;Далее рассчитаем U2:U2=U2'-P2-2'Н2r0,2-2'L2-2'+Q2-2'Н2x0,2-2'L2-2'U2';U2=117,24-20,047 20,244∙2+5,434 20,427∙2117,24=117,18кВДля ПС № 4:U4=U2'-P2'-4Н2r0,2'-4L2'-4+Q2'-4Н2x0,2'-4L2'-4U2';U4=117,24-12,032820,244∙12+2,18820,427∙12117,24=117,04 кВ;2.14 Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режимеНапряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для каждого трансформаторов с расщепленными обмотками типа ТРДН для подстанций 1,2,3,4 и 5 , определяется по формуле:, (2.31)где - активная и реактивная мощности, поступающие в трансформатор (после потерь холостого хода) на стороне ВН;, - активное и реактивное сопротивления обмотки ВН , - активное и реактивное сопротивления обмотки НН1 или НН2 трансформаторов, определенные расчетным путем. (2.32) (2.32) (2.33) (2.34) (2.35)где: (2.36). (2.37)Используя вышеприведенные формулы (2.31-2.37), определим соответствующие показатели для всех подстанций.Для ПС № 2 (2хТРДН 25000/110):PН.2=20+0,0472-0,036=9,986 МВт;QН.2=5,2+0,622-0,26=2,65 Мвар;RТВ=∆Pk,ВН-НН∙Uном22SНОМ2RТВ=120∙103∙115∙10322∙25∙1062=1,29 ОмRТН1=RТН2=2∙1,29=2,58 ОмKP=42010,5-1=3,62XTB=10,5115∙1032100∙25∙1061-3,624=5,27 ОмXTH1=XTH2= 10,5115∙1032100∙25∙106∙3,622=100,5 ОмU'Н.2=120,502+120,5024-9,986∙1,29+9,98622,58+ 2,65∙5,27+2,652100,5==119,047 кВ;Для ПС № 1 (2хТРДН 25000/110):PН.1=24+0,0572-0,027=12,029 МВт;QН.1=6,9+0,622-0,175=3,585 Мвар;RТВ=∆Pk,ВН-НН∙Uном22SНОМ2RТВ=120∙103∙115∙10322∙25∙1062=1,27 ОмRТН1=RТН2=2∙1,27=2,54 Ом;KP=42010,5-1=3,62XTB=10,5115∙1032100∙25∙1061-3,624=5,27 ОмXTH1=XTH2= 10,5115∙1032100∙25∙106∙3,622=100,5 ОмU'Н.1=120,632+120,6324-12,002∙1,27+12,00222,54+3,585∙5,27+3,5852100,5==118,69 кВ;Для ПС № 3 (2хТРДН 40000/110):PН.3=38+0,0782-0,036=19,003 МВт;QН.3=10,3+1,432-0,26=5,605 Мвар;RТВ=∆Pk,ВН-НН∙Uном22SНОМ2RТВ=172∙103∙115∙10322∙40∙1062=0,71 ОмRТН1=RТН2=2∙0,71=1,42 Ом;KP=42010,5-1=3,62XTB=10,5115∙1032100∙40∙1061-3,624=3,3 ОмXTH1=XTH2= 10,5115∙1032100∙40∙106∙3,622=62,84 ОмU'Н.3=1202+12024-19,003∙0,71+19,00321,42+5,605∙3,3+5,605262,84==118,12 кВ;Для ПС № 5 (2хТРДН 40000/110):PН.5=30+0,0612-0,036=14,995 МВт;QН.5=4,2+0,862-0,26=2,27 Мвар;RТВ=∆Pk,ВН-НН∙Uном22SНОМ2RТВ=172∙103∙115∙10322∙40∙1062=0,71 ОмRТН1=RТН2=2∙0,71=1,42 Ом;KP=42010,5-1=3,62XTB=10,5115∙1032100∙40∙1061-3,624=3,3 ОмXTH1=XTH2= 10,5115∙1032100∙40∙106∙3,622=62,84 ОмU'Н.5=120,582+120,5824-14,995∙0,71+14,99521,42+2,27∙3,3+2,27262,84==119,74 кВ;Для ПС № 6 (2хТРДН 40000/110):PН.6=37+0,0762-0,036=18,502 МВт;QН.6=10,34+1,122-0,26=5,47 Мвар;RТВ=∆Pk,ВН-НН∙Uном22SНОМ2RТВ=172∙103∙115∙10322∙40∙1062=0,71 ОмRТН1=RТН2=2∙0,71=1,42 Ом;KP=42010,5-1=3,62XTB=10,5115∙1032100∙40∙1061-3,624=3,3 ОмXTH1=XTH2= 10,5115∙1032100∙40∙106∙3,622=62,84 ОмU'Н.6=119,32 2+119,32 24-18,502∙0,71+18,502521,42+5,47∙3,3+5,47262,84==117,69 кВ;Для ПС № 4 (2хТРДН 40000/110):PН.4=12+0,0322-0,019=5,997 МВт;QН.4=2,6+0,362-0,112=1,368 Мвар;RТВ=∆Pk,ВН-НН∙Uном22SНОМ2RТВ=85∙103∙115∙10322∙16∙1062=2,2 ОмRТН1=RТН2=2∙2,2=4,4 Ом;KP=42010,5-1=3,62XTB=10,5115∙1032100∙16∙1061-3,624=8,25 ОмXTH1=XTH2= 10,5115∙1032100∙16∙106∙3,622=157,1 ОмU'Н.4=120,372+120,3724-5,997∙2,2+5,99724,4+1,368∙8,25+1,3682157,1==119,15 кВ;Найдем ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения ,:Для ПС № 1:nотв.1жел=118,69∙10,510,5∙115-11001,78=1,80, округляем nотв.1=2.Рассчитаем напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:UН,1=118,69∙10,51151+21,78100=11, 22 кВРассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения Uном=10,5 кВ:δU1=11,22-1010∙100%=12,2%Для ПС №2nотв.2жел=119,047 ∙10,510,5∙115-11001,78=1,97, округляем nотв.1=2.UН,2=119,047∙10,51151+21,78100=11, 26 кВδU2=11,26-1010∙100%=12,6%Для ПС №3nотв.3жел=118,12 ∙10,510,5∙115-11001,78=1,52, округляем nотв.1=2.UН,3=118,12∙10,51151+21,78100=11, 17 кВδU3=11,17-1010∙100%=11,7%Для ПС №4nотв.4жел=119,15 ∙10,510,5∙115-11001,78=2,02 округляем nотв.1=2.UН,4=119,15∙10,51151+21,78100=11, 27 кВδU4=11,27-1010∙100%=12,7%Для ПС №5nотв.5жел=119,74 ∙10,510,5∙115-11001,78=2,3 округляем nотв.1=2.UН,5=119,74∙10,51151+21,78100=11, 32 кВδU5=11,27-1010∙100%=13,2%Для ПС №6nотв.6жел=117,69 ∙10,510,5∙115-11001,78=1,31 округляем nотв.1=1.UН,6=117,69∙10,51151+21,78100=11, 12 кВδU6=11,12-1010∙100%=11,2 %Результаты расчета запишем в таблицуТаблица 5№ ПСUn', кВnотвUn, кВδU, %1118,69211,2212,22119,05211,2612,63118,12211,1711,74119,15211,2712,75119,74211,3213,26117,69111,1211,2Выбранные рабочие ответвления понижающих трансформаторов обеспечивают поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы.2.15 Регулирование напряжения в электрической сети в аварийном режимеU'Н.1=117,32+117,324-12,002∙1,27+12,00222,54+3,585∙5,27+3,5852100,5==115,31 кВU'Н.2=117,262+117,2624-9,986∙1,29+9,98622,58+2,65∙5,27+2,652100,5==115,76 кВU'Н.3=116,022+116,0224-19,003∙0,71+19,00321,42+5,605∙3,3+5,605262,84==114,08 кВU'Н.4=117,182+117,1824-5,997∙2,2+5,99724,4+1,368∙8,25+1,3682157,1==115,93 кВU'Н.5=117,042+117,0424-14,995∙0,71+14,99521,42+2,27∙3,3+2,27262,84==116,18 кВ;U'Н.6=115,98 2+115,98 24-18,502∙0,71+18,50221,42+5,47∙3,3+5,47262,84==114,09 кВОпределим для аварийного режима ответвления регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжениеДля ПС №1Для ПС № 1:nотв.1жел=115,31∙10,510,5∙115-11001,78=0,15 округляем nотв.1=0.UН,1=115,31∙10,51151+21,78100=10,90 кВδU1=10,9-1010∙100%=9%Для ПС №2nотв.2жел=115,76 ∙10,510,5∙115-11001,78=0,37, округляем nотв.1=0.UН,2=119,047∙10,51151+21,78100=10,95 кВδU2=10,95-1010∙100%=9,5%Для ПС №3nотв.3жел=114,08 ∙10,510,5∙115-11001,78=-0,45, округляем nотв.1=0.UН,3=114,08∙10,51151+21,78100=10,79 кВδU3=10,79-1010∙100%=7,9%Для ПС №4nотв.4жел=115,93 ∙10,510,5∙115-11001,78=0,45 округляем nотв.1=0.UН,4=115,93∙10,51151+21,78100=10,96 кВδU4=10,96-1010∙100%=9,6%Для ПС №5nотв.5жел=116,18 ∙10,510,5∙115-11001,78=0,58 округляем nотв.1=1.ДUН,5=119,74∙10,51151+21,78100=10,99 кВδU5=10,99-1010∙100%=9,9%Для ПС №6nотв.6жел=114,09 ∙10,510,5∙115-11001,78=-0,44 округляем nотв.1=0.UН,6=114,09∙10,51151+21,78100=10,79 кВδU6=10,79-1010∙100%=7,9 %Результаты расчета запишем в таблицуТаблица 6№ ПСUn', кВnотвUn, кВδU, %1115,31010,992115,76010,959,53114,08010,797,94115,93010,969,65116,18110,999,96114,09010,797,9Выбранные рабочие ответвления понижающих трансформаторов обеспечивают поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы.2.16 Послеаварийный режим Расчет перетоков мощностей в послеаварийном режимеРасчеты произведем для обрыва участков: А-1, А-5, А-2', 2'-2, 2'-4,A- 3', 3'-3, 3'-6.S2'-2K=Sрасч.2=20,047+j5,434 МВА∆SZ,2'-2=P2'-2К2+Q2'-2К2Uном2∙Z2'-2=20,0472+5,43421102∙0,48+j0,85=0,017+j0,03 МВА;S2'-2H=S2'-2K+∆SZ,2'-2-12jQ2'-2K=20,047+j5,434+0,017+j0,03-0.5∙j0,064=20,064+j5,432 МВАS2'-4K=Sрасч.4=12,032+j2,188 МВА∆SZ,2'-4=P2'-4К2+Q2'-4К2Uном2Z2'-4=12,0322+2,18821102∙3,42+j5,98=0,04+j0,472 МВА;S2'-4H=S2'-4K+∆SZ,2'-4-0,5jQ2'-4K=12,032+j2,188+0,04+j0,472-0,5j0,45=12,072+j2,435 МВАSA-2'K=S2'-2H+S2'-4H-jQ2'-4-jQ2'-2=20,219+j5,4+12,092+j2,21-j0,514 МВА=32,311+j7,096МВА∆SZ,A-2'=PA-2'К2+QA-2'К2Uном2ZA-2'=32,3112+7,09621102∙2,44+j4,27=0,2205+j0,39 МВА;SA-2'H=SA-2'K+∆SZ,A-2'-0,5jQA-2'K=32,311+j7,096+0,221+j0,39-0,5j0,321=32,532+j7,326МВАS3'-3K=Sрасч.3=38,078+j10,978 МВА∆SZ3'-3=P3'-3К2+Q3'-3К2Uном2Z2'-2=38,0782+10,97821102∙2,68+j4,7==0,344+j0,6 МВА;S3'-3H=S3'-3K+∆SZ,3'-3-0,5jQ3'-3K=38,078+j10,978+0,344+j0,6-0,5j0,353=38,422+j11,402 МВАS3'-6K=Sрасч.6=37,076+j10,496 МВА∆SZ,3'-6=P3'-6К2+Q3'-6К2Uном2Z3'-6=37,0762+10,496211022,93+j5,12==0,356+j0,628 МВА;S3'-6H=S3'-6K+∆SZ,3'-6-0,5jQ3'-6K=37,076+j10,496+0,356+j0,628-0,5j0,386=37,432+j10,931 МВАSA-3'K=S3'-3H+S3'-6H-jQ3'-6-jQ3'-3=38,25+j10,925 +37,254+j10,424-j0,739 МВА=75,504+j20,61МВА∆SZ,A-3'=PA-3'К2+QA-3'К2Uном2ZA-3'=75,5042+20,6121102∙2,01+j6,89==0,102+j3,5 МВА;SA-3'H=SA-3'K+∆SZ,A-3'-0,5jQA-3'K=75,504+j20,61+0,102+j3,5-0,5j0,578=76,524+j23,821 МВАSA-1K=Sрасч.1=24,057+j7,408 МВА∆SZ,A-1=PA-1К2+QA-1К2Uном2ZA-1=24,0572+7,40821102∙2,44+j4,27==0,128+j0,224 МВА;SA-1H=SA-1K+∆SZ,A-1-0,5jQA-1K=24,057+j7,408 +0,128+j0,224-0,5j0,321=24,185+j7,472 МВАSA-5K=Sрасч.5=30,061+j4,706 МВА∆SZ,A-5=PA-5К2+QA-5К2Uном2ZA-5=30,0612+4,70621102∙2,68+j4,7=0,204+j0,360 МВА;SA-5H=SA-5K+∆SZ,A-5-0,5jQA-5K=30,061+j4,706 +0,102+j0,180-0,5j0,353=30,265+j4,889 МВА2.17 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в послеаварийном режимеРасчет проводим от начала (от известного заданного значения напряжения в т. А) к концам.Для ПС № 1:U1=UAавар-PА-1Нr0LA-1+QА-1Нx0LА-1UAавар;U1=117,7-24,185∙0,244∙10+7,472∙0,427∙10117,7=116,93 кВ;Для ПС № 5:U5=UAавар-PА-5Нr0LA-5+QА-5Нx0LА-5UAавар;U5=117,7-30,265∙0,244∙11+4,889∙0,427∙11117,7=116,82 кВ;Для ПС № 3: Сначала произведем расчет для точки 3':U3'=UAавар-PА-3'Нr0,A-3'LA-3'+QA-3'Нx0,A-3'LA-3'UAавар;U3'=117,7-76,524∙ 0,118∙17+23,821∙ 0,405∙17117,7=115,019 кВ;Далее для U3:U3=U3'-P3-3'Нr0,3-3'L3-3'+Q3-3'Нx0,3-3'L3-3'U3';U3=115,019-38,422∙0,244∙11+11,402∙0,427∙11115,019=113,66 кВ;Для ПС № 6:U6=U3'-P3'-6Нr0,3'-6L3'-6+Q3'-6Нx0,3'-6L3'-6U3';U6=115,019-37,432∙0,244∙12+10,931∙0,427∙12115,019=113,59 кВ;Для ПС № 2: Сначала произведем расчет для точки 2':U2'=UAавар-PА-2'Нr0,A-2'LA-2'+QA-2'Нx0,A-2'LA-2'UAавар;U2'=117,7-32,532∙0,244∙10+j7,326∙0,427∙10117,7=116,77 кВ;Далее рассчитаем U2:U2=U2'-P2-2'Нr0,2-2'L2-2'+Q2-2'Нx0,2-2'L2-2'U2';U2=116,77-20,0,64∙0,244∙2+5,432∙0,427∙2116,77=116,64кВДля ПС № 4:U4=U2'-P2'-4Нr0,2'-4L2'-4+Q2'-4Нx0,2'-4L2'-4U2';U4=116,77-12,072∙0,244∙12+2,435∙0,427∙12116,77=116,37 кВ2.18 Регулирование напряжения в электрической сети в послеававарийном режимеU'Н.1=116,932+116,9324-12,002∙1,29+12,00222,58+3,585∙5,27+3,5852100,5==114,94 кВU'Н.2=116,642+116,6424-9,986∙1,29+9,98622,58+2,65∙5,27+2,652100,5==113,47 кВU'Н.3=113,662+113,6624-19,003∙0,71+19,00321,42+5,605∙3,3+5,605262,84==111,68 кВU'Н.4=116,372+116,3724-5,997∙2,2+5,99724,4+1,368∙8,25+1,3682157,1==115,11 кВU'Н.5=116,822+116,8224-14,995∙0,71+14,99521,42+2,27∙3,3+2,27262,84==115,96 кВ;U'Н.6=113,592+113,5924-18,502∙0,71+18,50221,42+5,47∙3,3+5,47262,84==111,65 кВОпределим для аварийного режима ответвления регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжениеДля ПС №1Для ПС № 1:nотв.1жел=114,94 ∙10,510,5∙115-11001,78=-0,03 округляем nотв.1=0.UН,1=114,94∙10,51151+21,78100=10,87 кВδU1=10,87-1010∙100%=8,7%Для ПС №2nотв.2жел=113,47 ∙10,510,5∙115-11001,78=-0,74, округляем nотв.1=-1.UН,2=113,47∙10,51151+21,78100=10,73 кВδU2=10,73-1010∙100%=7,3%Для ПС №3nотв.3жел=111,68 ∙10,510,5∙115-11001,78=-1,6 округляем nотв.1=-2.UН,3=111,68∙10,51151+21,78100=10,56 кВδU3=10,56-1010∙100%=5,6%Для ПС №4nотв.4жел=115,11 ∙10,510,5∙115-11001,78=0,05 округляем nотв.1=0.UН,4=115,11∙10,51151+21,78100=10,88 кВδU4=10,88-1010∙100%=8,8%Для ПС №5nотв.5жел=115,96 ∙10,510,5∙115-11001,78=0,46 округляем nотв.1=0.UН,5=115,96∙10,51151+21,78100=10,96 кВδU5=10,96-1010∙100%=9,6%Для ПС №6nотв.6жел=111,65 ∙10,510,5∙115-11001,78=-1,6 округляем nотв.1=-2.UН,6=111,65∙10,51151+21,78100=10,56 кВδU6=10,56-1010∙100%=5,6 %Результаты расчета запишем в таблицу 7Таблица 7№ ПСUn', кВnотвUn, кВδU, %1114,94010,878,72113,47-110,737,33111,68-210,565,64115,11010,888,85115,96010,969,66111,65-210,565,6Выбранные рабочие ответвления понижающих трансформаторов обеспечивают поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы.2.19 Выбор оборудованияВыбор оборудования для исследуемой электрической сети покажем на примере подстанции №2. Выбор оборудования подстанции производится по токам короткого замыкания. Значения токов короткого замыкания необходимо знать для выбора коммутационного и измерительного оборудования, а также для подбора ошиновки. Так как в данном проекте подстанция имеет два уровня напряжения, то необходимо рассмотреть две точки короткого замыкания (К2 и К3 на схеме замещения рис 2.10). В каждой из этих точек будет рассмотрен наиболее тяжёлый случай К.З. – трехфазное замыкание. Рассчитаем значения токов КЗ на шинах ВН и НН проектируемой подстанции №2 по заданным значениям трехфазных токов КЗ на шинах источников питания №2 – 14 кА.2.12.1 Расчёт токов короткого замыканияСоставим схему замещения. Отобразим на схеме сопротивления всего оборудования (рисунок 2.10).Рисунок 2. SEQ Рисунок_2. \* ARABIC 10 – Схема замещенияПо условиям проекта не задан тип потребителя на стороне низшего напряжения, поэтому схемы замещения для расчёта токов К.З. в точках К2 и К3 преобразуются к виду, представленному на рисунке 2.11.Рис 2.11768985656590767715141605- схема замещения точки К2- схема замещения точки К3Рисунок 2. SEQ Рисунок_2. \* ARABIC 2 – Схема замещенияРассчитаем сопротивление ХС, входящее в схему замещения (остальные сопротивления были определены в ходе расчетов): ХС=1,05∙UНОМ3∙IКЗ (2.38)ХС=1,05∙1103∙14=4,76,Zл=ZA-2'+ Z2'-2=2,44+j4,27+0,48+j0,85=2,92+j5,12 ОмRл=2,92 ОмXл=5,12 ОмRТВН=RТВ2=1,29.XТВН=XТВ2=5,27.RТНН2=RТН2=2,58.XТНН2=XТН2=100,5.Находим ток КЗ на стороне ВН, точка К2, кА:IK2115=1,05∙UНОМХС+Xл2+Rл2 (2.39)IK2115=1,05∙1104,76+5,122+2,922=11,21 кАНаходим ток КЗ на стороне НН, точка К3, кА:IK3115=1,05∙UНОМХС+Xл+XТВН+XТНН22+Rл+RТВН+RТНН22 (2.40)IK3115=1,05∙1104,76+5,12+5,27+100,52+2,92+1,29+2,582=0,996 кА.IK310.5=IK3115∙КТР=0,996∙11510,5=10,9 кА.2.12.2 Выбор оборудованияСторона 110 кВIповн=IK2115=11,21.ХЭ=ХС+Xл=4,76+5,12=9,88 Ом.RЭ=Rл=2,92 Ом.Та=ХЭ314∙RЭ=9,88314∙2,92=0,01.куд=1+e-0,01Та=1+e-0,010,01=2,41iуд=2∙куд∙Iповн=2∙2,41∙11,21=38,21.Imax=SТР2∙10003∙110=25∙10003∙110=131,2.iап=2∙e-0,01Та∙Iповн=2∙e-0,010,01∙11,21=5,83Вк=Iповн2∙0,055+Та=11,212∙0,055+0,01=8,17.Выключатель – элегазовый типа ВГТ -110 II-40/3150 У1. Разъединитель – наружной установки типа РНДЗ–2-110/1000 У1, привод типа ПРН – 110 У1 (таблица 7).Таблица 7 – Выбор выключателя, разъединителяРасчётные данныеКаталожные данныеВГТ -110 II-40/3150 У1РНДЗ – 2 – 110/1000 У1UУСТ = 110 кВUНОМ = 110 кВUНОМ = 110 кВIMAX = 131,2 АIНОМ = 2000 АIНОМ = 1000 АIПО = 11,21 кАIОТКЛ.НОМ = 40 кАIАП = 5,83 кАIАП.НОМ = 22,035 кАIУД = 38,21 АIПР.С = 102 кАIПР.С = 80 кАВК = 8,17 кА2∙сBK = 402·3 =4800 кА2∙сBK = 2883 кА2∙сТрансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам короткого замыкания. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точностью и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепиВ качестве трансформатора тока, был выбран ТГФ – 110 – I – 200/5 (таблица 8).Таблица 8 – Выбор трансформатора токаРасчётные данныеКаталожные данныеТГФ – 110 – I – 200/5UУСТ = 110 кВUНОМ = 110 кВIMAX = 131,2 АIНОМ = 3500 АIУД = 38,21 АIДИН = 134 кАВК = 8,17 кА2∙сВК = 3,52·3 = 36,75 кА2∙сВторичная нагрузка трансформаторов тока представлена в таблице 9.Таблица 9 – Вторичная нагрузка трансформаторовПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ – 3350,50,50,5ВаттметрД – 3650,50,5ВарметрД – 3650,50,5Счётчик активной энергииМеркурий RA 2302,52,5Счётчик реактивной энергииМеркурий RA 2302,52,5Итого6,50,56,5Необходимо проверить трансформатор тока по вторичной нагрузке. Номинальный вторичный ток I2 = 5А. Индуктивное сопротивление токовых ветвей невелико, поэтомуZ2≈r2=rприб+rпр+rк. (2.41)Сопротивление приборов определяется по выражению:rприб=SприбI22=6,552=0,26 Ом. Сопротивление контактов при числе приборов более трёх принимается равным rк=0,1 Ом. Вторичная номинальная нагрузка трансформаторов тока в классе точности 0,5 составляет Z2НОМ = 1,2 Ом. Сопротивление соединительных проводов:rпр=Z2НОМ-rприб-rк=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом.Зная это сопротивление можно определить сечение соединительных проводов:q=ρ∙Lрасчrпр=0,0175∙800,84=1,67 мм2., где LРАСЧ = 80 м – расчётная длина для 110 кВ, ρ = 0,0175 – удельное сопротивление материала провода. По этому сечению принимаем к установке контрольный кабель КВВГ с медными жилами сечением 2,5 мм2.Трансформаторы напряжения выбирают по форме исполнения, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке. В качестве трансформатора напряжения был выбран НКФ – 110 – 83У1 (SНОМ = 400 ВА), таблица 2.25. Мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения: S2Σ=85+87=121,63<400 В∙А.Таблица 10 –Выбор трансформатора напряжения на стороне ВНПриборТипМощность одной обмотки, ВАЧисло обмотокЧисло приборовcosφsinφПотребляемая мощностьР, ВтQ, ВАрВольтметрЭ – 350212106Вольтметр регистрирующийН – 39410111010ВаттметрД – 3652231012ВарметрД – 3652231012Счётчик активной энергииМеркурий RA 2303230,380,9251843,5Счётчик реактивной энергииМеркурий RA 2303230,380,9251843,5Фиксатор импульсного действияФИП13109ИТОГО8587Выбираем ограничители напряжения типа ОПН – 110У1, изоляторы наружной установки 110 кВ подвесного типа марки ПС-120БСторона 10 кВIпонн=IK310,5=10,9.ХЭНН=ХС+Xл+XТВН+XТНН2=4,76+5,12+5,27+100,5=115,65.RЭНН=Rл+RТВН+RТНН2=2,92+1,29+38=42,21.ТаНН=ХЭНН314∙RЭНН=115,65314∙39,77=0,0093.кудНН=1+e-0,01ТаНН=1+e-0,010,0093=1,34.iудНН=2∙кудНН∙Iпонн=2∙1,34∙10,9=20,66ImaxНН=SТР2∙10003∙10=25∙10003∙10=1443,4.iапНН=2∙e-0,01ТаНН∙Iпонн=2∙e-0,010,0093∙10,29=5,26Вкнн=Iпонн2∙0,055+Танн=10,92∙0,055+0,0093=7,64.Выбираем выключатель вакуумный типа ВБЭ – 10 – 20/1600 УХЛ2 (таблица 11). Таблица 11 – Выбор выключателя на стороне 10 кВРасчётные данныеКаталожные данныеВБЭ – 10 – 20/1600 УХЛ2UУСТ = 10 кВUНОМ = 10 кВIMAX = 1443,4 АIНОМ = 1600 АIПО = 10,9 кАIОТКЛ.НОМ = 20 кАIАП 5,26 кАIАП.НОМ = 27,095 кАIУД = 20,66 кАIПР.С = 52 кАВК = 7,64 кА2∙сВК = 202·3 = 1200 кА2∙сВ качестве трансформатора тока на стороне НН в ячейки ввода был выбран ТЛМ–10–2–1500/5 УХЛ2, таблица 12.Таблица 12 – Выбор трансформатора тока Расчётные данныеКаталожные данныеUУСТ = 10 кВUНОМ = 10 кВIMAX = 1443,4 АIНОМ = 1500 АIУД = 20,66 кАIДИН = 100 кАВК = 7,64 кА2∙сВК = 1,52·3 = 3000 кА2∙сВторичная нагрузка трансформаторов тока представлена в таблице 13.Таблица 13 – Вторичная нагрузка трансформаторов токаПриборТипНагрузка фаз, ВААВСАмперметрЭ – 3350,50,50,5ВаттметрД – 3650,50,5ВарметрД – 3650,50,5Счётчик активной энергииИ – 6752,52,5Счётчик реактивной энергииИ – 673М2,52,5Итого6,50,56,5Необходимо проверить трансформатор тока по вторичной нагрузке. Номинальный вторичный ток I2 = 5А. Индуктивное сопротивление токовых ветвей невелико, поэтомуZ2≈r2=rприб+rпр+rк.Сопротивление приборов определяется по выражению:rприб=SприбI22=6,552=0,26 Ом. Сопротивление контактов при числе приборов более трёх принимается равным rк=0,1 Ом. Вторичная номинальная нагрузка трансформаторов тока в классе точности 0,5 составляет Z2НОМ = 1,2 Ом.