спроектировать понизительную подстанцию 110/35/10 кВ

Подстанция предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных и других потребителей, расположенных в зоне её действия.
Электроснабжение сельскохозяйственных районов является приоритетным направлением в энергетике, так как развитие сельского хозяйства, на сегодняшний день стоит на одном из главных мест развития экономики.
Так, практически, во всех районах страны, существуют системы распределения электроэнергии для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.
Основная особенность электроснабжения сельского хозяйства по срав-нению с электроснабжением промышленности и городов – это подвод электроэнергии к большому количеству сравнительно маломощных рассредоточенных объектов.
...

С начала 90-х годов в энергосистемах наметилась тенденция питания потребителей с шин районных подстанций на напряжениях 110—220 кВ. Это диктуется стремлением гальванически развязать сети генераторов и потребителей для исключения влияния различного рода повреждений в сети потребителя на работу генераторов. На многих строящихся электростанциях вообще не предусматриваются распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ, предназначенные для потребителей электроэнергии, вся мощность передается на напряжениях 110 и 220 кВ к ближайшим районным подстанциям. Разработанные новые материалы и технологии производства позволили создать более совершенные электротехнические устройства, которые по своим характеристикам значительно превосходят ранее созданные, значительно повышают надежность и качество электроустановок, позволяют совершенствовать компоновки распределительных устройств и подстанций, сокращать за-нимаемую ими площадь, обеспечивают удобство эксплуатации, увеличивают продолжительность межремонтного периода.
Электрические подстанции — это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции) – повышающие и понижающие напряжение электричества.
По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые. Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной

Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями второй категории по надежности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Часть воздушных линий (ВЛ)в сельских районах находится в неудовлетворительном техническом состоянии, так как многие из них были ранее построены на опорах из непропитанной или плохо пропитанной древесины.
Целесообразность дальнейшего развития электрических сетей в сельских районах страны обусловлена:
- необходимостью устранения вышеуказанных недостатков существующего электроснабжения потребителей;
- необходимостью обеспечения электроснабжения новых потребителей, планируемых к строительству в зонах, уже охваченных электроснабжением.

δс = 0,02 – коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;
δм= 0,15 – коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.
Стоимость потерь в трансформаторе:
, (2.20)
где С0 – стоимость 1кВт·ч электроэнергии, ;
Тг – годовое число часов работы трансформатора, Тг=8760;
ΔРхх – потери холостого хода, ΔРхх1=1,05 кВт, ΔРхх2=0,55 кВт;
ΔРкз – потери короткого замыкания, ΔРкз1=5,2 кВт, ΔРкз2=3,7 кВт;
τп– время максимальных потерь, τп =3500 ч.
Затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:
Иобсл.рем.ам = (На + Нобсл + Нрем)·Кн.тр. , (2.21)
где На = 3,5% - норма амортизационных отчислений;
Нобсл = 2,9% - норма обслуживания оборудования;
Нрем = 1,0%- норма ремонта оборудования.
Кн.тр.1 = 230·2·(1+0,05+0,02+0,15)= 561 тыс. руб.;
Кн.тр.2 = 175·2·(1+0,05+0,02+0,15)= 427 тыс. руб.;
руб.;
тыс. руб.;
Иобсл.рем.ам.1 = (0,035+0,029+0,01)·561 = 41,51тыс. руб.;
Иобсл.рем.ам.2 = (0,035+0,029+0,01)·427 = 31,6 тыс. руб.;
З1 = 0,25·561+89,43+41,51=271,19 тыс. руб.;
З2 = 0,25·427+74,21+31,6=212,56 тыс. руб.
Так суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов ТМГ-250/10/0,4 меньше, то их и принимаем к установке.
Выбор трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.6
Таблица 2.6- Выбор трансформаторов ТП
№ ТП
Рmax, кВА
Qmax, кВА
Smax, кВА
SТР
Кз
Кз.ав
1
304,43
100,19
320,49
2х250
0,64
1,28
2
337,79
199,60
392,36
2х250
0,62
-
3
271,17
120,25
296,64
2х250
0,59
1,19
2.3 Выбор и обоснование схемы электроснабжения района
При выборе распределительных устройств необходимо учитывать несколько основных факторов:
- надежность
- возможность работы в аварийном режиме при отключении части РУ
- ремонтопригодность
- стоимость РУ
В соответствии с задачами электроснабжения разработанная подстанция является проходной. Подстанция имеет две отходящих ВЛ 110 кВ.
Целесообразно применить ОРУ 110 кВ по схеме моста с ремонтной перемычкой, с выключателями в цепях трансформаторов.
На стороне 35 кВ применяется открытое распределительное устройство по схеме с одной секционированной системой шин.
На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.
Распределительная сеть района выполнена воздушными линиями. Подстанция имеет четыре отходящих линии 35 кВ и пятнадцать 10 кВ.
Потребительские ТП 10/0,4 кВ подключаются на отпайках или являются проходными.
2.4 Выбор линий электропередач
2.4.1 Выбор проводов
Выбор проводов осуществляется:
1. По экономической плотности тока:
, (2.22)
где JЭК – экономическая плотность тока, для Тmax = 2500 ч. JЭК = 1,6
2. По длительному допустимому току:
IР<Iдоп , (2.23)
где Iдоп – длительно допустимый ток, А;
IР – расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника ;
3. По потери напряжения:
(2.24)
где , – активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;
– длина линии, км;
– угол сдвига между напряжением и током в линии.
Рассмотрим выбор проводов на примере ВЛ д. Город-1
Расчетный ток равен:
А. (2.25)
В соответствии с ПУЭ при стенке гололеда 15 мм сечение провода из термообработанного алюминия должно быть не менее 50 мм2, и не менее 70 мм2 для ВЛ 35 кВ с стале-алюминиевым проводом.
Выбор проводов ВЛ сведен в таблицу 2.7
Таблица 2.7- Выбор проводов ВЛ
ВЛ
L, км
Iр, А
Марка провода
Iдоп, А
x0, Ом/км
r
ΔU, %
ВЛ 35 кВ
 
 
 
 
 
 
 
Микрорайон-1
5,4
21,47
АС70/11
265
0,43
0,429
0,33
Микрорайон-2
5,4
21,47
АС70/11
265
0,43
0,429
0,33
Поселок
30
44,59
АС70/11
265
0,43
0,429
3,80
Село
29
27,42
АС70/11
265
0,43
0,429
2,26
ВЛ 10 кВ
 
 
 
 
 
 
 
Город-1
1,5
69,36
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
1,48
Город-2
1,1
63,58
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
1,00
Город-3
1,8
92,49
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
2,37
Город-4
1,3
75,14
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
1,39
Завод-1
3,5
46,24
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
2,31
Завод-2
3,5
46,24
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
2,31
Поселок-1
18,2
75,14
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
4,89
Поселок-2
22
46,24
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
3,64
Поселок-3
10,5
63,58
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
2,39
Деревня-1
31,5
52,02
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
4,39
Деревня-2
28
63,58
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
3,82
Деревня-3
2,7
40,46
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
1,56
Деревня-4
31,8
75,14
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
4,27
Маяк
28
52,02
3хСИП-3 1х70
304
0,40
0,493
3,90
База
0,4
46,24
3хСИП-3 1х50
245
0,40
0,720
0,26
2.4.2 Выбор типов опор и линейной арматуры
Для ВЛ 35 кВ применяются железобетонные опоры на базе стойки СК22 в качестве промежуточных ПБ35-11, металлические У35-1 в качестве анкерно-угловых.
Крепление провода на анкерных опорах предусматривается выполнить с использованием натяжных изолирующих подвесок. В состав натяжной изолирующей подвески провода входят четыре стеклянных линейных тарельчатых изолятора ПС70Е, зажим натяжной болтовой НБ-2-6.
Крепление провода на промежуточных опорах осуществляется в поддерживающих подвесках. В состав натяжной изолирующей подвески провода входят четыре стеклянных линейных тарельчатых изолятора ПС70Е, поддерживающий зажим ПГН-5-5.
Для ВЛ 10 кВ применяются железобетонные опоры на базе стойки СВ110-5.
Крепление провода на анкерных опорах предусматривается выполнить с использованием натяжных изолирующих подвесок. В состав натяжной изолирующей подвески провода входят два стеклянных линейных тарельчатых изолятора ПС70Е, зажим натяжной болтовой НБ-2-6 для провода СИП-3 1х70 и зажим натяжной коушный НКК-1-1Б для провода СИП-3 1х50.
Крепление на промежуточных опорах осуществляется на штыревых изоляторах ШФ20 при помощи спиральных вязок ВС21.
2.5 Выбор мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции
При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5 – 10 лет (к10 = 1,25). Тогда полная расчетная мощность подстанции будет равна:
Sрасч п/ст = (Sрасч + SСН)·К10 , (2.25)
где Sрасч – расчетная мощность района
Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции Sсн=100 кВА.
Полная расчётная мощность подстанции будет равна
Sрасч.п/с=(22,7+0,1)1,25=28,5 МВ∙А.
Так как от подстанции питаются потребители всех категорий надежности, то требуется установка не менее двух трансформаторов.
Для двухтрансформаторной подстанции КЗ = 0,6
; (2.26)
МВА.
Для двух трансформаторной подстанции 110/35/10 кВ принимаем два трёхфазных трех обмоточных трансформатора ТДТН – 25000/110/35/10.
.
Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию:
. (2.27)
Находим КПАВ, учитывая, системное охлаждение трансформатора , температуры окружающей среды.
1,4 ∙ 25 = 35>28,5.
Условие (2.27) выполняется.
Технические данные трансформатора приведены в таблице 2.8
Таблица 2.8- Технические данные трансформаторов
Тип
тр-ра
Sн
МВА
Uном, кВ
Pх
кВт
Uк , %
Pк
%
цена т.р
ВН
СН
НН
В-С
В-Н
С-Н
ТДТН-25000/110/35/10
25
115
37
10,5
23
10,5
17
6
100
28000
2.6 Собственные нужды подстанции
Для нормальной работы подстанции при любых погодных условиях, а также для питания цепи сигнализации – релейной защиты, для работы дежурного персонала на подстанции выполнена сеть собственных нужд (СН).
Она включает в себя два трансформатора собственных нужд (ТСН) 10/0,4 кВ, обогрев выключателей и шкафов аппаратуры, охлаждение силовых трансформаторов, выпрямительные устройства для питания релейной аппаратуры и сигнализации, а также сеть обогрева и освещение общеподстанционного пункта управления, освещение территории подстанции и другие нужды.
2.6.1 Определение расчетной нагрузки
Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень электроприемников с указанием их номинальной мощности, количества и режима работы.
Расчетная полная нагрузка определяется по формуле:
, (2.28)
где kс =0,8 – коэффициент спроса для собственных нужд подстанции;
Руст – установленная активная мощность группы электроприемников;
Qуст - установленная реактивная мощность группы электроприемников.
Получим:
кВ·А.
Расчетный ток для группы электроприемников:
, (2.29)
А.
2.6.2 Выбор схемы собственных нужд
Для питания собственных нужд подстанции выбираем схему с двумя ТСН и одной системой шин, секционированной выключателем. Шины 380/220 В секционируются нормально отключенным автоматическим выключателем с устройством АВР двухстороннего действия. В нормальном режиме каждый трансформатор питает приемники одной секции шин, при отключении которой питание подается от другой секции шин с помощью АВР, т.е. секционным выключателем.
2.6.3 Выбор трансформатора собственных нужд
Для питания собственных нужд устанавливаем два трансформатора ТМГ-250/10, каждый из которых работает на свою систему шин.
Технические параметры трансформатора представлены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 - Технические характеристики трансформатора ТМГ-250/10/0,4
Sном, кВ·А
Uном, кВ
Потери, кВт
Ик,%
Ix, %
Масса, т
Цена,
тыс. руб.
ВН
НН
Рх
Рк
250
10
0,4
1,0
3,8
5,5
3,5
1,8
320
Проверим возможность работы одного трансформатора в аварийном режиме:
(2.30)
.
Значение коэффициента перегрузки в аварийном режиме может достигать значения 1,4, следовательно, трансформатор выдержит аварийный режим.
2.6.4 Расчет и проектирование электрических сетей собственных нужд подстанции
Все электроприемники, запитанные от I и II секции шин, нуждаются в выборе питающего кабеля. Выбор сечения жил кабелей производят по техническим условиям. К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, по механической прочности, по нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, по потерям напряжения.
Iдоп = Iдоп·кср·кс.н.·кпов, А, (2.31)
где Iдоп – длительно допустимый ток одиночного кабеля;
кср – коэффициент, учитывающий температуру среды;
кс.н. – коэффициент при групповой или многослойной прокладке;
кпов – коэффициент повышения допустимого тока при недогруженности отдельных кабелей.
Так как максимальные нагрузки приходятся на зиму при температуре ниже 0С, то кср для отопительных приемников принимаем равным 1,14.
Выбор кабеля для системы охлаждения трансформаторов Т1 и Т2:
Р = 29,5 кВт, Q = 30,08 квар, S = 42,14 кВ·А;
А;
Iдоп = 60,9·1,14·1·1 = 69,4 А;
Iдоп Iр.
Выберем кабель марки АСБ2л-425.
Потери напряжения в кабеле:
, В; (2.32)
В.
Примем напряжение на шинах ТСН Uнач = 400 В, тогда потеря напряжения не превышает 10%. Выбор кабеля по механической прочности не производится, т.к. минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Кабели, применяемые на напряжение до 1 кВ, не проверяются по термической стойкости, если сечение жилы 25 мм2 и более. Расчет и выбор кабеля для других электроприемников собственных нужд проводится аналогично.
2.6.5 Расчет заземления подстанции
Расчет заземления выполнен по методике из [7].
Исходные данные:
1) Подстанция является понижающей, имеет два трансформатора 110/10 кВ с эффективно – заземленной нейтралью на стороне 110 кВ;
2) Площадь застройки подстанции 630 м;
3) Искусственный заземлитель предполагается выполнить электродами из стального прутка диаметром dтр=18 мм., длиной lтр=5 м., соединённой стальной полосой 40х5 мм и заглублённой на глубину 0,7 м.;
4)Длина контура lкон=108 м.;
5)Грунт в месте сооружения подстанции имеет удельное сопротивление
ρ = 100 Ом∙м (суглинок). Климатическая зона 3.
Заземляющее устройство защитного заземлителя подстанций 110 кВ в сети с заземлённой нейтралью в соответствии с ПУЭ п. 1.7.90, в любое время года должно иметь сопротивление Rз≤0,5 Ом. Естественные заземлители не используются.
Определяется расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
; (2.33)
(2.34)
где коэффициенты сезонности для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
Ом∙м;
Ом∙м.
Определяется сопротивление растеканию одного вертикального электрода по формуле:
; (2.35)
Ом.
Определяем расчётное сопротивление растеканию горизонтальных полос по формуле:
; (2.36)
Ом.
Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов:
; (2.37)
Ом.
Уточняется число вертикальных электродов:
; (2.38)
шт.
Окончательно принимаем к установке 88 вертикальных заземлителей.
Для выравнивания потенциала на территории подстанции, прокладываются продольные заземлители вдоль осей оборудования на глубине и на расстоянии от фундаментов и соединяются между собой поперечными заземлителями с расстоянием в зависимости от расположения оборудования. При этом уменьшается сопротивление заземляющего устройства, шаговое напряжение.
2.7 Расчет токов короткого замыкания. выбор токоведущих частей и коммутационно-защитного оборудования
Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.
Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:
1. Линейность всех элементов схемы;
2. Приближенный учёт нагрузок;
3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;
4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;
5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются.
Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2÷5 %.
Схема замещения представлена на рисунке 2.1
Рисунок 2.1 – Схема замещения для расчета токов КЗ
Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах на шинах 110 кВ ПС: IКЗmin=2,6 кА, IКЗmax=3,8 кА.
Мощность короткого замыкания:
, (2.39)
где IкзВН – ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения.
МВ·А;
МВ·А.
Параметры системы:
, (2.40)
где Ucp- среднее напряжение, кВ;
- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции, МВ·А
Ом;
Ом;
Ом;
Ом.
ЭДС системы:
ЕС = Uср.; (2.41)
ЕС.СН = 37 .кВ;
ЕС.НН = 10,5 .кВ.
Параметры силовых трансформаторов.
Реактивное сопротивление трансформатора:
; (2.42)
; (2.43)
. (2.44)
Реактивное сопротивление трансформатора приведенное к стороне 35 кВ:
Ом;
Ом.
Реактивное сопротивление трансформатора приведенное к стороне 10 кВ:
Ом;
Ом.
Сопротивления воздушной линии:
RВЛ = r0 ∙ l ; (2.45)
XВЛ = x0 ∙ l . (2.46)
Параметры воздушных линий сведены в таблицу 2.10
Таблица 2.10- Параметры отходящих линий
ВЛ
Протяженность ВЛ, км
Марка провода
x0, Ом/км
X, Ом
r, Ом/км
R, Ом
ВЛ 35 кВ
Микрорайон-1
5,4
АС70/11
0,43
2,322
0,429
2,317
Микрорайон-2
5,4
АС70/11
0,43
2,322
0,429
2,317
Поселок
30
АС70/11
0,43
12,900
0,429
12,870
Село
29
АС70/11
0,43
12,470
0,429
12,441
Продолжение таблицы 2.10
ВЛ 10 кВ
Город-1
1,5
3хСИП-3 1х50
0,40
0,600
0,720
1,080
Город-2
1,1
3хСИП-3 1х50
0,40
0,440
0,720
0,792
Город-3
1,8
3хСИП-3 1х50
0,40
0,720
0,720
1,296
Город-4
1,3
3хСИП-3 1х50
0,40
0,520
0,720
0,936
Завод-1
3,5
3хСИП-3 1х50
0,40
1,400
0,720
2,520
Завод-2
3,5
3хСИП-3 1х50
0,40
1,400
0,720
2,520
Поселок-1
18,2
3хСИП-3 1х70
0,40
7,280
0,493
8,973
Поселок-2
22
3хСИП-3 1х70
0,40
8,800
0,493
10,846
Поселок-3
10,5
3хСИП-3 1х70
0,40
4,200
0,493
5,177
Деревня-1
31,5
3хСИП-3 1х70
0,40
12,600
0,493
15,530
Деревня-2
28
3хСИП-3 1х70
0,40
11,200
0,493
13,804
Деревня-3
2,7
3хСИП-3 1х50
0,40
1,080
0,720
1,944
Деревня-4
31,8
3хСИП-3 1х70
0,40
12,720
0,493
15,677
Маяк
28
3хСИП-3 1х70
0,40
11,200
0,493
13,804
База
0,4
3хСИП-3 1х50
0,40
0,160
0,720
0,288
Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.
, (2.47)
где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.
Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:
. (2.48)
Ударный ток:
(2.49)
где куд – ударный коэффициент.
Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.
Расчет токов КЗ сведен в таблицу 2.11
Таблица 2.11- Расчет токов КЗ
ВЛ
I(3)КЗmax, кА
I(3)КЗmin, кА
I(2)КЗ, кА
Та
куд
iуд, кА
ВЛ 35 кВ