Курсовая работа №2328 Разработать проект подстанции автозавода
ЗАДАНИЕ
Разработать проект подстанции автозавода со следующими исходными данными:
Сторона высшего напряжения (ВН):
• напряжение на стороне высшего напряжения, UВН=110 кВ,
• число вводов на стороне ВН — 2,
• число отходящих ВЛ — 3,
• транзитная мощность SТР = 80 МВ∙А.
Сторона низшего напряжения (НН):
• напряжение на стороне низшего напряжения, UНН = 6,3 кВ,
• мощность нагрузки на стороне низшего напряжения SНН = 23 МВ∙А,
• число линий на стороне НН — 8.
Общие параметры подстанции:
• ХС=0,02, при Sδ=100 МВ∙А;
• Реактанс системы =0.36
Внимание!
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №2328, цена оригинала 500 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.
Advertisement
Оплата. Контакты.
1.ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ
Структурная схема разрабатываемой подстанции должна состоять из распределительных устройств (РУ) высшего, низкого напряжения, а так же понизительного трансформатора.
Подстанция является транзитной, так как через её шины осуществляется транзит мощности между точками сети. Она имеет 2 питающие и 3 отходящие линии 110 кВ. Распределительное устройство низшего напряжения (РУ НН) имеет 10 отходящих линий.
Структурная схема представлена на рисунке 1. Выбор числа и типа трансформаторов зависит от требований к надёжности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является в конечном плане технико-экономической задачей.
Рисунок 1- Структурная схема подстанции
2 Разработка главной схемы
2.1 Выбор трансформаторов связи
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Несмотря на то, что на большинстве новых подстанций на первом этапе строительства устанавливаются по одному трансформатору.
Применение однотрансформаторных подстанций допускается:
— в качестве первого этапа сооружения двухтрансформаторной при постепенном росте нагрузки;
— при дроблении подстанции для питания узла с сосредоточенной нагрузкой и схеме сети НН, обеспечивающей резервирование для каждой из однотрансформаторных подстанций;
— для питания неответственных потребителей, допускающих перерыв электроснабжения на время, достаточное для замены повреждённого трансформатора.
Установка на подстанции более двух трансформаторов применяется в следующих случаях:
— на подстанциях промышленных предприятий, если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки;
— если по технико-экономическим соображениям целесообразно использование на подстанции более двух средних напряжений;
— если для покрытия нагрузки недостаточно предельной мощности двух трансформаторов.
С учётом изложенного, устанавливаю на подстанцию 2 трансформатора.
Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 0,65 0,7 максимальной нагрузки подстанции. При аварийных режимах перегрузка трансформаторов на 40% допускается на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток, при условии, что до перегрузки трансформатор был загружен не более чем на 93%. Таким образом, при установке двух трансформаторов их мощность выбираем по условию:
Sном ≥ 0,7 Smax
Sном ≥ 0,7∙23 = 16,1 МВА
Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110.
Трансформатор с расщеплённой обмоткой НН (Р), имеет масляное охлаждение с дутьём (Д), имеет устройство РПН (Н). Номинальная мощность трансформатора 25 МВА.
Трансформатор имеет масляное охлаждение с дутьём (Д), имеет устройство РПН (Н). Номинальная мощность трансформатора 16 МВА.
Параметры трансформатора приведены в Таблице 1.
Таблица 1- Параметры трансформатора
UK , % PХХ , кВт PКЗ , кВт
9,5 23 62,5
Коэффициент загрузки каждого трансформатора определяется по формуле :
,
где — номинальная мощность трансформатора; –число трансформаторов.
,
что приемлемо, т.к. трансформатора не должен превышать 0,8.
Коэффициент перегрузки трансформатора при условии, что другой трансформатор вышел из строя определяется по формуле:
что тоже допустимо, т.к. трансформатор допускается перегружать на 40℅, т.е. должен быть не больше 1,4.
На основании подсчитанных коэффициентов можно сделать вывод, что трансформаторы выбраны верно.
2.2 Расчёт токов КЗ.
Рисунок 2- Схема замещения подстанции
Составим схему замещения подстанции.
Короткое замыкание на шинах высшего напряжения (точка К1).
Базисный ток:
где Sб – базисная мощность, мы берём равной 100 МВА;
UСР1 – среднее напряжение на шинах ВН.
Периодическая составляющая тока КЗ:
где xС – сопротивление системы, посчитанное при Sб =100 МВА.
Ударный ток КЗ:
где КУ – ударный коэффициент, берём из справочной литературы, равный 1,608.
Короткое замыкание на шинах низкого напряжения (точка К2).
Базисный ток:
где Uср2 – среднее напряжение на шинах НН.
Хк2 = XC+ = 0,036+0,24 = 0,276
Рассчитаем периодическую составляющую тока КЗ в точке К2:
Ударный ток КЗ:
2.3 Выбор схемы РУ
Для РУ ВН выберем схему с двумя рабочими и одной обходной системой шин.
Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1, W3, W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1, линии W2, W4,W6 и трансформатор Т2 присоединены ко второй системе шин А2. Каждая система шин имеет свой источник и своих потребителей. Шиносоединительный выключатель QA включен. Шиносоединительный выключатель QB на шинах 10 кВ отключен.
Такое распределение присоединений увеличивает надёжность системы, так как при КЗ на шинах высокого напряжения отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений обесточиваются. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.
Рисунок 3- Структурная схема подстанции
Для РУ НН выберем схему представленную на рис.3. На подстанциях секционный выключатель в нормальном режиме отключен в целях ограничения токов КЗ.
2.4 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, средств контроля и измерения
2.4.1 РУ высшего напряжения
Выключатели в ячейках РУ ВН.
В цепи трансформатора рабочий ток продолжительного режима:
где S’ном, Т – номинальная мощность трансформатора, с учётом установки в перспективе трансформатора следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. Т.к. расчетная мощность 12,6 , то выбранный трансформатор берём как перспективный.
Ток тяжелого режима:
Возьмём элегазовый выключатель ВГУ-110||-40/3150У1.
Время отключения выключателя:
τ = t3min + tс.в. = 0,01+0,028 = 0,038 c.
Где: t3min – минимальное время срабатывания защиты, берём 0,01 с;
tс.в.. – собственное время отключения выключателя, согласно справочнику берём — 0,028 с.
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, берём равной 0,02.
цц
Нормированное значение апериодической составляющей тока отключения для данного выключателя:
где βнорм – нормированное содержание апериодической составляющей в токе отключения, согласно справочника принимаем равным 0,4;
Iоткл.ном. – номинальный ток отключения, для данного выключателя 40 кА.
Проверим выключатель на термическую стойкость.
Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания:
BK = Iп0 2(tоткл + Тa) = 13,952 (0,1+0,06+0,036) =38,14 кА2/с;
где tоткл – время срабатывания защиты плюс полное время отключения выключателя.
Термическая стойкость выключателя:
Iтер2 tтер = 402,3 = 4800 кА2/с.
где Iтер – ток термической стойкости;
tтер – время протекания тока термической стойкости.
Расчётные данные и справочные данные для выключателя внесём в Таблицу 2, также выберем разъединитель SGF 123n и внесём в таблицу его параметры.
Таблица 2
Расчётные данные ВГУ-110||-40/3150У1 SGF 123n
Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ Uном = 110 кВ
Imax = А
Iном = 3150 А Iном = 1600 А
Iп, τ = кА
Iотк = 40 кА –
Iа, τ = кА
Iа,ном = 22,6 кА –
Iп, 0 = 13.95 кА Iпр.скв = 40 кА –
Iу = кА
iпр.скв = 102 кА Iпр.скв = 100 кА
Bк =38,14 кА2/с Iтер2 tтер = 4800 кА2/с Iтер2 tтер =4800 кА2/с
Из таблицы видно, что выбранные выключатель и разъеденитель удовлетворяют всем условиям.
Трансформаторы тока.
Выбор трансформаторов тока производят по напряжению установки, по току, по конструкции и классу точности; трансформаторы проверяют по электродинамической стойкости, по термической стойкости и по вторичной нагрузке. Данные расчетов для выбора трансформаторов приведены в Таблице 3.
Таблица 3
Виды проверки Условия выбора и проверки Расчётные данные Каталожные данные
Трансформатор ТG-145
По напряжению установки, кВ 110 110
По длительному току, А 183,7 300
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
80
Проверка на термическую стойкость, кА2с
38,14 1200
Выберем трансформаторы тока ТG-145 c элегазовой изоляцией для установки в цепь силового трансформатора и для установки в линии. Эти трансформаторы имеют 3 вторичные обмотки с номинальным током 5А.
Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов, остальные предназначены для релейной защиты. Произведем проверку трансформаторов тока по вторичной нагрузке. На рисунке 4 показано размещение приборов в цепях подстанции. Перечень приборов и их место установки взяты из методического указания.
Схема подключения приборов к трансформаторам тока изображена на рисунке 4.
рис.4 Измерительные приборы в цепях подстанции на стороне ВН
Вторичная нагрузка наиболее загруженного трансформатора тока приведена в таблице 4.
Таблица 4
Прибор Тип Нагрузка фазы, В•А
А В С
Амперметр Э-335 0,5 — —
Ваттметр Д-335 0,5 — 0,5
Варметр Д-335 0,5 — 0,5
Счетчик ватт-часов СА3-И674 2,5 — 2,5
Счетчик вольт-ампер часов реактивный СР4-И689 2,5 — 2,5
Итого: 6,5 0 6
Общее сопротивление приборов:
Ом ,
где — суммарная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока;
— номинальный вторичный ток. Самый загруженный трансформатор тока установлен в фазе А.
Допустимое значение сопротивления проводов:
Ом,
где — номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0.5, равна 1,2 Ом;
— сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом, поскольку число приборов больше 3.
В качестве соединительных проводов применяем многожильные контрольные кабели с сечением (по условию прочности) не менее 4 мм2. Приблизительная длина кабеля для РУ 110 кВ принимается равной 80 м, тогда сечение:
мм2.
Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2.
Трансформаторы напряжения.
Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке. Трансформаторы напряжения запитываются от сборных шин РУ.
Примем к установке трансформаторы типа ЗНОГ – 110-79У3. Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 В•А, а для класса точности 1 — 600В•А.
Проверим, подходит ли этот трансформатор по вторичной нагрузке. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 5.
Таблица 5
Прибор Тип S одной обмотки, В•А Число обмоток
Число приборов Потребляемая мощность
P,Вт Q,ВА
Вольтметр Э-335 2 1 1 0 2 4 —
Ваттметр Д-335 1,5 2 0 1 8 — 18
Варметр Д-335 1,5 2 1 0 6 18 —
Счетчик ватт-часов СА3-И674 3,0 2 0,38 0,925 6 13,7 33,3
Счетчик вольт-ампер часов реактивный СР4-И689 3,0 2 0,38 0,925 6 13,7 33,3
Итого (В•А): 101
Суммарная потребляемая мощность 101 В•А обеспечит класс точности 0,5.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
Токоведущие части РУ ВН.
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Для нашего случая необходимо выполнить только проверку по допустимому току в максимальном режиме, поскольку сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Также шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие тока короткого замыкания не проверяются. При напряжении 110 кВ не используют расщепление фаз, поэтому для соответствия требованиям по условию короны необходимо правильно подобрать сечение провода (минимально допустимое по условиям коронирования сечение для напряжения 110кВ – 70мм2 ).
Выберем сечение ЛЭП.
;
j=1,2
мм2
Ближайшее стандартное сечение: АС – 240/32, Iдоп= неуказан
Транзитные линии.
мм2
Выбираем провод АС – 120/19, Iдоп=390 А
Сборные шины.
Iшин=Imax ЛЭП ВН=540.6 А
Выбираем провод АС – 550/71
2.4.2 РУ низшего напряжения
Выключатели в ячейках РУ НН.
В цепи силового трансформатора ток нормального режима:
где Sном,т – номинальная мощность перспективного трансформатора;
Ток тяжёлого режима:
Устанавливаем вакуумный выключатель ВВЭ-10-31,5/3150У3 на низкой стороне трансформатора.
Время отключения выключателя:
τ = t3min + tс.в. = 0,01+0,055 = 0,065c
где t3min – минимальное время срабатывания защиты, берём 0,01 с;
tс.в. – собственное время отключения выключателя из справочника 0,055 с.
Определим значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени τ.
где Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ берём равной 0,05.
Нормированное значение апериодической составляющей тока отключения для данного выключателя:
где βНОРМ – нормированное содержание апериодической составляющей в токе отключения, из справочника 0,4;
Iоткл.ном – номинальный ток отключения, для данного выключателя 31,5 кА.
Проверим выключатель на термическую стойкость.
BK = Iпо2(tоткл + Tа) = 33,22 (0,575+0,05) = 661,34 кА2/с
с
время действия максимальной токовой защиты линии, равное 0,5 с
полное время отключения выключателя, равное 0,075 с
Iтер2 tтер = 31,52 3= 2976 кА2/с
Расчётные данные и справочные данные для выключателя внесём в Таблицу 6.
Таблица 6
Расчётные данные ВВЭ-10-31,5/3150У3
Uуст = 6 кВ Uном = 10 кВ
Imax =
Iном = 3150 А
Iп, τ = 33,2 кА Iотк = 31,5 кА
Iа, τ = кА
Iа, норм = 17,8 кА
Iп, о =33,2кА IПР.С. =31,5 кА
iУ = кА
Iпр.с. = 80 кА
BK =661,34 кА2/с IТЕР2 tТЕР = 2976 кА2/с
Принимаем к установке на стороне 10 кВ трансформатора КРУ для внутренней установки типа К-105. Поскольку завод изготовитель гарантирует необходимые параметры разъединителей для нормальной работы совместно с выключателем, то проверку разъединителей проводить не будем.
Ток в каждом из присоединений:
Для отходящих присоединений выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10- 20/630У3.
Время отключения выключателя:
τ = t3min + tс.в. = 0,01+0,055 = 0,065c
где t3min – минимальное время срабатывания защиты, берём 0,01 с;
tс.в. – собственное время отключения выключателя из справочника 0,055 с.
Определим значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени τ.
где Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ берём равной 0,05.
Нормированное значение апериодической составляющей тока отключения для данного выключателя:
где βНОРМ – нормированное содержание апериодической составляющей в токе отключения, из справочника 0,4;
Iоткл.ном – номинальный ток отключения, для данного выключателя 20 кА.
Проверим выключатель на термическую стойкость.
BK = IП02(tоткл + Tа) = 33,22 (0,55+0,05) =661,34 кА2/с
с
время действия максимальной токовой защиты линии, равное 0,5 с
полное время отключения выключателя, равное 0,05 с
Iтер2 tтер = 202 3= 1200 кА2/с
Расчётные данные и справочные данные для выключателя внесём в Таблицу 7
Таблица 7
Расчётные данные ВВЭ-10-20/630У3
Uуст = 6 кВ Uном = 10 кВ
Imax = А
Iном = 630 А
Iп, τ = 30,3 кА Iотк = 20 кА
Iа, τ = 3 кА Iа, норм = 11,3 кА
Iп, о = 33,2 кА Iпр.с. =20 кА
iУ = кА
Iпр.с. = 52 кА
BK =661,34.854 кА2/с IТЕР2 tТЕР = 1200 кА2/с
Принимаем к установке на стороне 10 кВ для каждого из присоединений КРУ для внутренней установки типа К-105. Поскольку завод изготовитель гарантирует необходимые параметры разъединителей для нормальной работы совместно с выключателем, то проверку разъединителей проводить не будем.
Трансформаторы тока.
Выбор трансформаторов тока проводят по напряжению установки, по току, по конструкции и классу точности, трансформаторы проверяют по электродинамической стойкости, по термической стойкости и по вторичной нагрузке. Данные расчетов для выбора трансформаторов приведены в Таблице 8.
Таблица 8
Виды проверки Условия выбора и проверки Расчетные данные Каталожные данные
Трансформатор ТШЛ-10У3 Трансформатор ТЛК10-У3
По напряжению установки, кВ 10 10
10
По длительному току, А
1233,14
88,08 2000 300
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
18,74
100
52
Проверка на термическую стойкость, кА2с
38,22
36,69 2977
2977
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью шинной конструкции распределительного устройства, поэтому такие трансформаторы тока по этому условию не проверяются.
Для установки в шкафах выключателей присоединений выберем трансформаторы тока ТЛК10-У3; ТШЛ-10У3 выбираем для установки в шкафах трансформаторного и секционного выключателей. Эти трансформаторы имеют 2 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов. Произведем проверку трансформаторов тока по вторичной нагрузке. На рисунке 5 показано размещение приборов в цепях подстанции.
Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в Таблице 9.
Таблица 9
Прибор Тип Нагрузка фазы, ВА
А В С
Амперметр Э-335 0,5 — —
Ваттметр Д-335 0,5 — 0,5
Варметр Д-335 0,5 — 0,5
Счетчик ватт-часов СА3-И674 2,5 — 2,5
Счетчик вольт-ампер часов реактивный СР4-И689 2,5 — 2,5
Итого: 6,5 0 6,0
Общее сопротивление приборов.
а) для ТШЛ-10У3:
Ом,
б) для ТЛК10-3У:
Ом
где — суммарная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока. — номинальный вторичный ток (одинаков для обоих типов трансформаторов).
Допустимое значение сопротивления проводов:
а) для ТШЛ-10У3:
Ом
— сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом, поскольку число приборов больше 3.
б) для ТЛК10-3У:
Ом
где — номинальная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности 0,5;
— сопротивление контактов принимаем равным 0,05 Ом, так как установлено 3 прибора.
Приблизительная длина кабеля для цепей РУ 10 кВ кроме линий к потребителям принимается равной 40 м, а длина кабеля для линий 10 кВ к потребителям принимается равной 4 м, тогда сечение:
мм2,
мм2.
Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2.
Трансформаторы напряжения.
Примем к установке однофазные трехобмоточные трансформаторы напряжения типа НТНК-10-71УЗ Трансформаторы имеют основную вторичную обмотку на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 120 ВА, а для класса точности 1- 200ВА.
Проверим, подходит ли этот трансформатор по вторичной нагрузке.
Таблица 10
Прибор Тип S одной обмотки, ВА Число обмоток Число приборов Потребляемая мощность
Р,Вт Q,ВА
Вольтметр Э-335 2 1 1 0 2 4 —
Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 2 6 —
Варметр Д-335 1,5 2 0 1 2 — 6
Счетчик ватт-часов СА3-И674 3,0 2 0,38 0,925 14 32 77,7
Счетчик воль-ампер часов реактивный СР4-И689 3,0 2 0,38 0,925 14 32 77,7
Итого(ВА): 177
Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду, имеют мощность 3х120= 360 ВА, что больше мощности вторичной нагрузки. Таким образом трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2
Токоведущие части РУ НН.
Выберем сечение кабелей на стороне НН.
При протекании рабочих токов продолжительного режима:
Предположим, что 25 МВА равномерно распределяются между 12 линиями.
Будем исходить из того, что все потребители I категории, т.е. к потребителю идёт по 2 линии.
Выбираем кабель 2×ААШВ, F=35 мм2, Iдоп=150 А
Соединение трансформатора с закрытым РУ 10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Выбираем к установке шинный мост из алюминиевых шин. В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются сборными алюминиевыми шинами.
Выберем для установки алюминиевые шины прямоугольного сечения. Шины прямоугольного сечения.
Рис. 6 – Расположение шин
Выбор сечения шин производится по допустимому току (в пределах РУ шины по экономической плотности тока не выбираются):
.
Принимаем шины размером (120х8).
Проверка на термическую стойкость при коротком замыкании:
,
где: — минимальное сечение по термической стойкости;
— выбранное сечение;
— тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания;
С — функция, равная для алюминиевых шин 91 .
.
Что меньше принятого сечения.
Проверка сборных шин на механическую прочность.
Определим пролет l:
т.е. подбираем длину пролета таким образом, чтобы механический резонанс был исключен, значит
откуда получаем длину пролета:
где: — момент инерции, определится в зависимости от расположения шин.
если шины расположены горизонтально, то:
тогда: ,
если шины расположены вертикально, то:
тогда: ,
Вариант расположения шин горизонтально позволяет увеличить длину пролета до 1,61 , т.е. дает значительную экономию изоляторов. Принимаем горизонтальное расположение шин; пролет 1,61 м
Условия механической прочности
где: a – расстояние между соседними фазами, принимаем a=0,8 м
W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, которая для данного случая определится:
Для установки примем шины из алюминиевого сплава, закаленные и естественно состаренные АДЗ1Т1
для них это означает, что шины механически прочны.
Выбор изоляторов
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.
Расчетная сила действующая на изолятор:
Выбираем опорные штыревые изоляторы наружной установки ОНШ-10-5-1УХЛ1
Uном =10,5 кВ, Fразр=5000 Н.
Н
Таблица 11 – Расчетные параметры изолятора
Расчётные данные ОНШ-10-5-1УХЛ1
UУСТ = 10,5 кВ UНОМ =10,5 кВ
= 1127,2 Н
Н
3.Расчёт аккумуляторной батареи
Число основных элементов n0, присоединяемых к шинам аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда:
где – максимальное напряжение на шинах батареи (230 В)
Uпз – напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,23 для аккумуляторов типа Varta).
nо=104
В режиме полного заряда при максимальном напряжении на элементе =2,35 В (для подстанций) к шинам присоединяется минимальное число элементов nmin:
nmin=98
В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе = 1,75 В, а на шинах батареи не ниже номинального ( = 220 В) к шинам подключается общее число элементов n:
n=126
К тиристорному зарядно-подзарядному агрегату присоединяется nзп = n — nmin элементов.
nзп=28
При определении типа элемента аккумуляторной батареи необходимо знать нагрузку батареи в аварийном режиме Iав. Она складывается из нагрузки постоянно подключенных потребителей Iп и временной нагрузки Iвр потребителей, подключаемых в аварийном режиме.
Для подстанций 110 кВ постоянно включенная нагрузка Iп=15А, временная Iвр=65А
Iав= Iп+ Iвр=80 А
Выбираем аккумулятор Varta Vb 2305
Iразр(30)=650 А
Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему толчковому току:
, Iразр(30) – разрядный ток в режиме тридцатисекундного разряда; Iт.max = Iав + Iпр – максимальный толчковый ток; Iпр – ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима. Учитывается одновременное включение двух выключателей.
Iт.max =80+2.6,9=93,8 А
Условие выполнено.
Выполним проверку батареи по допускаемому отклонению напряжения на шинах в условиях наибольшего толчкового тока.
По току разряда, отнесенному к одной пластине аккумулятора
=93,8/5=18,76 А
определяют величину остаточного напряжения на шинах Uост = Uрn, В, на аккумуляторах при протекании максимального толчкового тока. Зная общее число последовательных элементов n, определяют отклонение напряжения, %, на аккумуляторах
.
Определение мощности подзарядного и зарядного устройств
Ток подзарядного устройства:
для аккумуляторов типа Varta с пластинами емкостью 50 Ач;
Iпз=0,025.5+15=15,125 А
Напряжение подзарядного устройства:
для аккумуляторов типа Varta
Uпз=2,23.104=231,9 В
Мощность подзарядного устройства:
Pпз=231,9.15,125=3507,8 Вт
Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда:
для аккумуляторов типа Varta с пластинами емкостью 50 Ач;
Iз=5.5+15=40 А
Напряжение аккумуляторной батареи в конце заряда:
Uз=270 В
Мощность зарядного устройства:
Pз=10800 Вт
4.Расчёт собственных нужд подстанции
Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения и т.д. Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) должна выбираться [13] в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме
Установленная мощность двигателей системы охлаждения трансформатора ТДН-16000/110, Pохл.тр.=2,5 кВт
Мощность подогревательных элементов, установленных в шкафах КРУ-10, 14.Pпод.кру=14 кВт
Мощность подогревательных элементов, установленных для подогрева приводов разъединителей и шкафов зажимов 24.Pпод.раз=14,4кВт
Мощность нагревательных элементов, установленных для подогрева релейного шкафа 8.Pпод.рел=8кВт
Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ 10кВ PЗРУ=7кВт
Освещение ОРУ 110кВ PОРУ=7кВт
Маслохозяйство Pмасл=100кВт
Мощность зарядного и подзарядного устройств P=14,3кВт
Расчётная мощность собственных нужд: 0,8.(2,5+14+14,4+8+7+7+100+14,3)=
167,2кВт.
Выбираем два трансформатора собственных нужд: ТМ-250/10
Трансформаторы могут работать с перегрузкой 40%, так как на этой подстанции присутствует оперативный персонал.
Выбираем предохранители ПКТ101-10-20-31,5 У3 Iном=20 А