Понижающая проходная подстанция 110/10 кВ

Подстанция.docx

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное автономное образовательное учреждение
«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»
По дисциплинемеждисциплинарному курсу
Электрические станции и подстанции
Проект понижающей проходной подстанции 11010 кВ
Направление подготовки специальность:
03.02 Электроэнергетика и электротехника
(код и наименование)
(Ф.И.О. руководителя должность уч. степень звание)
(подпись руководителя)
Кафедра электроэнергетики и электротехники
(наименование кафедры)
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
(наименование дисциплины)
(фамилия имя отчество студента)
(код и наименование направления подготовкиспециальности)
ДАННЫЕ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ
Таблица 1 – Технические данные проектируемой подстанции
Количество отходящих линий от РУ НН
Нагрузка по категориям %
Таблица 2 – Суточный график нагрузок подстанции
Таблица 3 – Тип подстанции и выключателя
Способ ограничения токов КЗ
Длина линии связи км
Способ ограничения токов К.З. 2-й чертёж
График электрических нагрузок. Выбор трансформатора подстанции5
Выбор типа распределительного устройства и изоляции по условию загрязнения атмосферы10
Выбор главной схемы электрических соединений12
Технико-экономическое сравнение вариантов15
Расчёт токов короткого замыкания18
1 Мероприятия по ограничению токов короткого замыкания26
Выбор выключателей на стороне 10 кв29
Выбор комплектных распределительных устройств39
Выбор разъединителей40
Выбор шин в цепи низшего напряжения44
Выбор питающих кабелей на стороне низшего напряжения49
Выбор токоведущих частей на стороне высшего напряжения51
Выбор трансформаторов тока на стороне высшего напряжения52
Выбор трансформаторов тока на стороне низшего напряжения54
Выбор трансформатора напряжения на стороне низшего напряжения58
Выбор трансформатора напряжения на стороне высшего напряжения59
Выбор схем собственных нужд подстанции и источников оперативного тока60
Выбор релейной зашиты и автоматики63
Компоновка и конструктивная часть подстанции66
Техника безопасности и противопожарные мероприятия68
Список использованных источников74
ГРАФИК ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ПОДСТАНЦИИ
Составим таблицу суточных нагрузок полной активной и реактивной мощностей проектируемой подстанции.
Для этого используем ниже приведённые формулы:
Полная мощность -го промежутка времени вычисляется по формуле:
где – доля потребляемой максимальной мощности;
– максимальная нагрузка МВА.
Активная мощность-го промежутка времени вычисляется по формуле:
где – коэффициент мощности;
Реактивная мощность-го промежутка времени вычисляется по формуле:
Все полученные данные сведём в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 – Суточные нагрузки полной активной и реактивной мощностей
Рисунок 1.1 – Суточный график электрических нагрузок
На основании полученных электрических нагрузок подстанции определяем основные величины и коэффициенты характеризующие режимы работы подстанции:
– среднесуточная мощность:
– максимальная нагрузка таблица 1:
– коэффициент заполнения суточного графика нагрузок:
– среднесуточная активная мощность:
Выбор трансформаторов заключается в определении их числа типа и номинальной мощности. Так как от подстанции питаются потребители всех трёх категорий то в целях повышения надёжности их электроснабжения на подстанции мы установим два трёхфазных трансформатора.
Выбор мощности трансформаторов производится с учётом его перегрузочной способности. При выходе из строя одного трансформатора оставшиеся в период спада нагрузки должны обеспечить электроснабжение всех потребителей (1 2 и 3 категории). При нагрузке потребители 3 категории отключаются. При отсутствии в электрических сетях резервных трансформаторов возможен выбор двухтрансформаторной подстанции по условию:
где – ориентировочная номинальная мощность трансформатора
Такая нагрузка допустима в течение не более 5-ти суток при условии что коэффициент начальной нагрузки не более 093 а длительность максимума нагрузки не более 6-ти часов в сутки.
Выбираем [2] трансформатор ТДН-10000110 трёхфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с наличием системы регулирования напряжения под нагрузкой. Его параметры занесём в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Параметры трансформатора
Проверяем условие для двухтрансформаторной подстанции. Для этого необходимо выполнение условия выражения:
где – максимальная нагрузка на шинах ВН подстанции;
– доля потребителей 1-й и 2-й категории ;
– коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора;
– количество трансформаторов на подстанции .
Для проверки выбранных трансформаторов по систематической суточной перегрузочной способности при вынужденном или плановом ремонте одного из них используется график нагрузок. В расчётах принимаем что напряжение на трансформаторах подстанции изменяется в течение суток незначительно это даёт возможность использовать в расчётах не ток а полную мощность.
На графике суточной нагрузки подстанции наносим прямую соответствующую мощности трансформатора.
Рисунок 2.1 – Суточный график нагрузки подстанции
Верхняя часть графика отсекаемая указанной прямой является зоной перегрузки. Далее определяем эквивалентную нагрузку предшествующую перегрузке.
где – нагрузки на различных ступенях графика;
– длительность соответствующих нагрузок.
Аналогично определяем эквивалентную мощность для периода перегруза.
Эквивалентная нагрузка периода недогруза будет:
Эквивалентная нагрузка периода перегруза будет:
Определяем коэффициент предварительной загрузки по формуле:
Определяем коэффициент систематической перегрузки по формуле:
По нормам максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов соответствующим типу трансформатора температуре охлаждающей среды времени перегрузки определяем допустимый коэффициент перегрузки .
Т.к. т.е. то делаем вывод что трансформаторы такой мощности подходят.
ВЫБОР ТИПА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА И ИЗОЛЯЦИИ ПО УСЛОВИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ
Подстанция напряжением 110 кВ расположена в районе с пятой степенью загрязнённости атмосферы (сельскохозяйственные угодья где применяются химические удобрения гербициды; промышленные районы). Исходя из этого выбираем закрытый тип РУ.
Для напряжения 110 кВ нормированная эффективная удельная длина пути утечки смкВ равна:
–для поддерживающих гирлянд порталов и воздушных линий
–для внешней изоляции электрооборудования
Для выбора размера изоляционной конструкции определяется требуемая длина пути утечки L см по формуле:
где – поправочный коэффициент для различных условий и изоляторов;
– наибольшее рабочее межфазное напряжение
Длина утечки для внешней изоляции электрооборудования :
Выбираем [3] линейный подвесной стержневой полимерный изолятор типа ЛК 70150-VII.
Параметры выбранного изолятора занесём в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 – Параметры ЛК 70150-VII.
Номинальное напряжение кВ
Испытательное напряжение полного грозового импульса кВ
Минимальная разрушающая сила на изгиб кН
Длина пути утечки см
Выберем проходной изолятор на стороне 10 кВ. Для этого рассчитаем нормальный расчётный ток :
где – максимальная нагрузка на шинах ВН подстанции таблица 1
– номинальное напряжение низкой ступени .
По нормальному расчётному току и номинальному напряжению выбираем [3] ИПК 101000-IVII-АУХЛ1 параметры заносим в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Параметры ИПК 101000-IVII-АУХЛ1
Длина пути утечки для поддержания гирлянд порталов и воздушных линий см:
По длине утечки выбираем [4] опорный изолятор марки ИОСПК-10-110450-V-УХЛ1 параметры заносим в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Параметры ИОСПК-10-110450-V-УХЛ1
Выбранный подвесной изолятор соответствует необходимым условиям
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Для проектируемой подстанции наметим 3 варианта главной схемы электрических соединений.
Рисунок 3.1 – Схема с одной секционированный системой шин на стороне 110 кВ с выключателями в цепях трансформаторов и одной секционированный системой шин на стороне 10 кВ
Рисунок 3.2 – Схема с одной рабочей и обходной системой шин на стороне 110 кВ и одной секционированной системой шин на стороне 10 кВ
Рисунок 3.2 – Схема с одной секционированный системой шин на стороне 110 кВ без выключателей в цепях трансформаторов и одной секционированный системой шин на стороне 10 кВ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Произведём технико-экономическое сравнение вариантов схем на основе сопоставления приведённых затрат [8].
где – нормативный коэффициент экономической эффективности ;
– капиталовложения необходимые для сооружения подстанции;
– годовые эксплуатационные расходы;
– ущерб; так как определение ущерба затруднено то сравнение произведём по укороченной формуле расчётных затрат (без ущерба).
Годовые эксплуатационные расходы
где – амортизационные отчисления руб.год
где – норма амортизационных отчислений % принимаем по [3 табл. 10.2];
– издержки на обслуживание электроустановки пренебрегаем ими;
– издержки вызванные потерями электроэнергии в электроустановке за год руб.год
где – средняя себестоимость электроэнергии
– годовые потери электроэнергии в электроустановке кВтч
где – количество трансформаторов;
– потери мощности холостого хода
– - потери мощности короткого замыкания
– продолжительность работы трансформатора ч принимаем
– время наибольших потерь ч определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки
Потери электроэнергии в трансформаторах в течение года по (4.5)
Так как РУ НН в различных вариантах одинаковы то произведём сравнение по капиталовложениям РУ ВН. Результаты сведём в табл. 4.1. Для оценки стоимости предварительно выбираем высоковольтные выключатели ВГП-110-202500 цена 1500000 тыс.руб. [9] разъединители РНДЗ-1-1101000 У1 цена за 1250000 руб [10] отделители ОДЗ-1-1101000 У1 цена за 11200000 руб.
Таблица 4.1 – Сравнение капитальных затрат
Наименование элемента
Высоковольтный выключатель
Ячейки трансформаторов
Капитальные затраты тыс. руб.
Годовые эксплуатационные издержки:
Минимальные приведенные затраты:
Исходя из расчетов затрат и надежности электроснабжения предпочтительнее вариант №3.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора электрооборудования шин кабелей необходимо знать токи короткого замыкания. Для этого определим ток трёхфазного замыкания. Точки К1 и К2 выберем на сторонах НН и ВН соответственно.
Предположим что подстанция имеет связь с энергосистемой только на стороне высшего напряжения. Составляем схему замещения и определяем параметры элементов схемы замещения в относительных единицах.
Рисунок 5.1 – Схема замещения подстанции
Параметры элементов схемы замещения:
)Сопротивление системы
)Линия электропередачи
Ток в нормальном режиме
где – максимальная мощность подстанции
– номинальное напряжение сети ;
Вычислим сопротивление линии:
где – номинальное сечение провода мм2;
– плотность тока в проводнике по [1 табл. 1.3.36] принимаем
По [3 табл. 7.39] выбираем провод марки АС – 7011.
Расчётные характеристики провода АС – 7011:
Проверим выбранный провод по нагреву.
Ток форсированного режима:
Условие (5.8) выполняется.
)Обобщённая нагрузка
Предположим что нагрузка равномерно распределена по отходящим линиям.
где – среднее номинальное напряжение принимаем по [11]
После расчета параметров схемы замещения выберем самый неблагоприятный режим работы в котором будут наблюдаться самые большие токи короткого замыкания.
В начале рассмотрим короткое замыкание на стороне высшего напряжение K1. Я рассмотрел 3 режима: нормальный режим выход 1 линии из работы и выход 1 трансформатор.
Для нашей схемы самый неблагоприятный режим получился при выходе 1 трансформатора из строя. При этом будет включена перемычка и линии будут работать в параллель. В данном режиме будет наименьшее сопротивление в цепи короткого замыкания.
Короткое замыкание происходит перед трансформатором. Схема замещения приведена ниже.
Рисунок 5.2 – Схема замещения подстанции с коротким замыканием в К1
Найдем токи короткого замыкания в точках К-1К-2:
Постоянная времени (К-1):
где – угловая частота
)Теперь рассчитаем ток короткого замыкания на стороне низшего напряжения (точка К2).
Я так же рассмотрел 3 режима работы: нормальный режим выход 1 линии из работы и выход 1 трансформатор. Я получил что при нормальном режиме и выходе 1 линии из работы получаем практические одинаковые токи короткого замыкания но так как в нормальном режиме ток все же был больше то далее рассмотри его.
Рассмотрим нормальный режим работы. При этом линии и трансформаторы будут работать в параллельном режиме. Получим минимальное сопротивление в цепи тока короткого замыкания.
Рисунок 5.3 – Схема замещения подстанции с коротким замыканием в К2
Постоянная времени (К-2):
Полученные результаты сводим в табл. 5.1.
Таблица 5.1 – Токи трёхфазного короткого замыкания
1 Мероприятия по ограничению токов короткого замыкания
Так как в задании не предусмотрен выбор мер по ограничению токов короткого замыкания то мы рассчитаем короткое замыкание на стороне низшего напряжение при выключенном секционным выключателе. Это позволит нам сэкономить на выключателях в КРУ.
Рисунок 5.1.1 – Схема замещения подстанции с коротким замыканием в К3
Постоянная времени (К-3):
Полученные результаты сводим в табл. 5.3.
Таблица 5.3 – Результаты расчета токов КЗ с выключенным секционным выключателем
Из расчётов видно что применение трансформаторов с расщеплёнными обмотками позволяет снизить токи короткого замыкания позволяет снизить ток короткого трёхфазного замыкания на стороне НН на 40% что позволяет выбрать более дешёвое оборудование.
Окончательно принимаем к установке трансформаторы ТДН-10000110.
ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ 10 КВ
)Линейный выключатель:
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальное напряжение сети .
где - максимальная мощность подстанции ;
– номинальный ток выключателя;
.- ток форсированного режима.
Выбираем выключатель типа ВВЭ -10- 315630 У3 [11].
Таблица 7.1 – Технические характеристики выключателя ВВЭ -10- 315630 У3.
Номинальный ток отключения кА
Нормированное содержание апериодической составляющей %
Ток термической стойкости кА допустимое время его действия с
Предельный сквозной ток кА
Начальное действующее значение периодической составляющей
Номинальный ток включения кА
Собственное время отключения выключателя с
Проверка выключателя на включающую способность.
где – наибольший пик номинального тока включения выключателя
– начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения ;
- ударный коэффициент ;
– действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания .
Условие выполняется.
Проверка выключателя на отключающую способность.
По действующему значению тока КЗ в данный момент времени:
где –номинальный ток отключения ;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени .Так как системы удалены от места короткого замыкания .
. - время срабатывания релейной защиты ;
- собственное время отключения выключателя ;
По апериодической составляющей тока КЗ в данный момент времени:
где - нормированное содержание апериодической составляющей ;
Проверка выключателя по динамической стойкости.
где – нормированный сквозной ток .
– наибольший пик сквозного тока
Проверка выключателя по термической стойкости.
где – ток термической стойкости ;
– допустимое время действия тока термической стойкости ;
– тепловой импульс возникающий при КЗ;
- собственное время отключения выключателя .
– постоянная времени .
Окончательно принимаем к установке выключатели типа ВВЭ -10- 315630 У3.
)Секционный выключатель:
Выбираем выключатель типа ВВЭ -10- 3151000 У3 [11].
Таблица 7.2 – Технические характеристики выключателя ВВЭ -10- 3151000 У3.
Окончательно принимаем к установке выключатели типа ВВЭ -10- 3151000 У3.
Таблица 7.3 – Технические характеристики выключателя ВВЭ -10- 3151000 У3.
ВЫБОР КОМПЛЕКТНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Линейные выключатели секционные выключатели и выключатели ввода ВВЭ -10- 315630 У3 ВВЭ -10- 3151000 У3 и ВВЭ -10- 3151000 У3 помещаем в ячейки КРУ серии D-12P с характеристиками:
Таблица 8.1- Техническая характеристика КРУ серии D-12P:
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения выключателя кА
ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
где - номинальное напряжение разъединителя;
– номинальный ток разъединителя;
Из [12] выбираем разъединитель типа РНДЗ-1-1101000 У1.
Таблица 9.1 – Технические характеристики разъединителя РНДЗ-1-1101000 У1.
Ток термической стойкости кА
Время протекания тока термической стойкости с
Проверка по динамической стойкости.
где – предельный сквозной ток;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания .
Проверка по термической стойкости.
где– ток термической стойкости ;
– сумма времени срабатывания релейной защиты и собственного времени отключения выключателя ;
Окончательно принимаем к установке разъединители типа РНДЗ-1-1101000 У1.
Отделитель должен удовлетворять следующим условиям.
Номинальное напряжение отделителя:
Номинальный ток отделителя:
Из [14] выбираем отделитель ОДЗ-1-1101000 УХЛ1. Технические характеристики отделителя заносим в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 – Технические характеристики отделителя ОДЗ-1-1101000 УХЛ1
Окончательно принимаем к установке отделитель типа ОДЗ-1-1101000 У1.
ВЫБОР ШИН В ЦЕПИ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
В ЗРУ 6-10 кВ сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами которые позволяют сделать РУ более компактным. Выберем прямоугольные шины так как они являются более экономичными. Объясняется это тем что при одинаковой площади поперечного сечения прямоугольные шины лучше охлаждаются из-за большей поверхности охлаждения. К тому же в прямоугольных шинах менее выражен поверхностный эффект меньше электрическое сопротивление.
Сечение проводника по экономической плотности тока:
где - плотность тока в проводнике Амм2 11 Амм2 [3 табл.10.1];
По полученным данным выбираем сечение алюминиевых шин. Выбираем однополосные алюминиевые шины с размерами 100x6 [3 табл.7.2].
Проверка по длительно допустимому току.
Для выбранной шины должно выполняться условие:
где - допустимый продолжительный ток [3 табл. 7.3];
– температурный коэффициент.
где – продолжительная допустимая температура [3 табл. 1.12];
. – номинальная температура окружающей среды ;
– эквивалентная температура окружающей среды
.- коэффициент аварийной перегрузки. Принимаем .
- ток форсированного режима:
Проверка шины по электродинамической стойкости.
где - допустимое напряжение в материале шин ; [3 табл. 1.16].
Рисунок 11.1- Расположение шин на изоляторах
По таблице 4.2.7 [ПУЭ] для 10 кВ определяем a = 018 м.
Рассчитаем момент инерции J и момент сопротивления W:
где – размеры сечения шины.
Для многопролетных шин с совершенно жесткими изоляторами
Рассчитаем первую частоту собственных колебаний предварительно приняв длину пролета:
где – модуль Юнга для электротехнического алюминия ;
– масса 1 метра шины.
Определим наибольшие электродинамические нагрузки при трехфазном КЗ:
где – ударный ток короткого замыкания ;
Определим максимальное напряжение в материале шины.
где - динамический коэффициент
Шина не изогнется под действием электродинамической нагрузки.
Выберем и рассчитаем опорные изоляторы для жестких шин.
Нагрузка на изолятор:
Из [1 табл. 5.7] выбираем опорный изолятор марки ОСК-3-10 УХЛ2.
Таблица 12.1– Технические характеристики изолятора ОСК-3-10 УХЛ2.
Высота изолятора. Н мм
Расстояние от вершины изолятора до центра масс шины
Т.к. отношение то допустимое напряжение на изолятор:
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке изоляторы ОСК-3-10 УХЛ2.
ВЫБОР ПИТАЮЩИХ КАБЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
При выборе сечения токопроводящей жилы примем что нагрузка распределена равномерно по отходящим линиям.
Ток нормального режима.
где - экономическая плотность тока в проводнике Амм2 [3 таблица10.1].
По полученным данным из [3 табл. 7.4] принимаем к установке алюминиевую шину диаметром 10 Для выбранной шины должно выполняться условие:
где – продолжительная допустимая температура [1 табл. 1.12];
Проверка шин на термическую стойкость.
где – термическая постоянная для алюминиевых шин
- расчетный тепловой импульс .
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ НА СТОРОНЕ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
На стороне 110 кВ электрические аппараты соединяются сталеалюминиевыми проводами.
Ток нормального режима:
где - экономическая плотность тока в проводнике Амм2 [3 табл.10.1].
По [3 табл. 7.39] выбираем провод марки АС – 7011. Провод состоящий из стального сердечника и алюминиевых проволок.
Для выбранного провода должно выполняться условие:
где - допустимый продолжительный ток [3 таблица 7.35];
- ток форсированного режима.
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
где - номинальное напряжение трансформатора тока;
где – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока;
- ток нормального режима .
Выбираем трансформатор тока ТОЛ-110-III-0510Р-2005-У1 [13].
Для выбранного трансформатора должно выполняться условие:
где –допустимый коэффициент перегрузки [3 табл.1.30].
Проверка по динамической стойкости:
–номинальная предельная кратность .
Проверка по термической стойкости:
– тепловой импульс возникающий при КЗ .
Окончательно принимаем к установке трансформатор тока ТОЛ-110-III-0510Р-2005-У1 с классом точности 0510Р что соответствуем приборам учета релейной защиты и автоматики. Во вторичные обмотки трансформаторов тока включаем амперметры Э350 а также счетчики электроэнергии трехфазные Меркурий 230 ART.
Таблица 15.1 – Технические характеристики трансформатора тока ТОЛ-110-III-0510Р-2005-У1.
Номинальный первичный ток А
Номинальный вторичный ток А
Ток электродинамической стойкости кА
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
На низкой стороне трансформаторы тока устанавливаем в КРУ.
- ток нормального режима.
Выбираем трансформатор тока ТПЛ-10- 0.510Р- 10005 У3.
где –допустимый коэффициент перегрузки [1 табл.1.30].
где – кратность тока термической стойкости ;
– тепловой импульс возникающий при КЗ ;
Окончательно принимаем к установке в КРУ выключателей ввода трансформаторы тока ТПЛ-10- 0.510Р- 10005 У3 во вторичные обмотки которых подключены амперметры Э350 а также трехфазные счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART.
Таблица 15.1 – Технические характеристики трансформатора тока ТПЛ-10- 0.510Р- 10005 У3
Кратность тока термической стойкости
В КРУ секционного выключателя устанавливаем трансформатор тока ТПЛ-10- 0.510Р- 10005 У3.
где –ток термической стойкости ;
Окончательно принимаем к установке в КРУ секционных выключателей трансформаторы тока ТПЛ-10- 0.510Р- 10005 У3 во вторичные обмотки которых подключены амперметры Э350.
Таблица 15.2 – Технические характеристики трансформатора тока ТПЛ-10- 0.510Р- 10005 У3.
В КРУ линейных выключателей устанавливаем трансформаторы тока ТПЛ-10- 0.510Р- 2005 У3
Окончательно принимаем к установке в КРУ линейных выключателей трансформаторы тока ТПЛ-10- 0.510Р- 2005 У3 во вторичные обмотки которых подключены амперметры Э350 а также трехфазные счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART.
Таблица 15.3 – Технические характеристики трансформатора тока ТПЛ-10- 0.510Р- 2005 У3.
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА НАПРЯЖЕНИЯ НА СТОРОНЕ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
Для измерения напряжения линейного и фазного на шинах на каждой секции установим трансформатор напряжения.
Из [3] выберем НАМИ-10-95УХЛ2 – антирезонансный трехобмоточный трансформатор напряжения с естественной циркуляцией воздуха и масла. Класс точности – 05 что соответствует требованиям по учету электроэнергии. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаем вольтметр Э350.
Для защиты оборудования подстанции от набегающих волн перенапряжений следует установить ограничители перенапряжений- ОПН-10 УХЛ2.
Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранитель ПКН-10 на номинальное напряжение 10 кВ.
Для защиты трансформаторов собственных нужд выберем предохранитель ПКТ-10 на номинальное напряжение 10 кВ.
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА НАПРЯЖЕНИЯ НА СТОРОНЕ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ
Принимаем трансформатор типа НАМИ-110 УХЛ2 - трансформатор напряжения антирезонансный.
Класс точности – 3Р что соответствует требованиям для подключения автоматики и релейной защиты.
Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаем вольтметр Э350 и в качестве счетчика электроэнергии трехфазный счетчик Меркурий 230 ART.
Для защиты оборудования подстанции от набегающих волн перенапряжений следует установить ограничители перенапряжений- ОПН-110 УХЛ1
ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ И ИСТОЧНИКОВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
На подстанции не предусмотрено помещений для дежурного персонала так как она обслуживается оперативно-выездными бригадами расположенного недалеко предприятия электросетей.
Подсчитаем мощность подстанции по средним показателям:
Таблица 18.1 – Потребители собственных нужд подстанции
Потребляемая мощность кВА.
Электродвигатели обдува трансформаторов
Обогрев высоковольтного оборудования
Нагрузка потребляемая оперативными цепями
Отопление и освещение ЗРУ
Все потребители собственных нужд подстанции по ответственности делятся на три группы:
- 1 группа – приёмники отключение которых приводит к нарушению эксплуатационного режима к частичному или полному отключению или к авариям с повреждениями основного оборудования. Для этих приёмников должен быть предусмотрен автоматический резерв питания. В нашем случае это - постоянно включённые оперативные цепи электродвигатели системы охлаждения трансформаторов аппаратура связи и телемеханики и включаемые при авариях электродвигатели насосов пожаротушения;
- 2 группа – электроприёмники отключение которых допустимо до приезда обслуживающего персонала. Восстановление питания у приёмников этой группы может осуществляться вручную. Это периодически включаемые освещение электроподогрев аппаратуры и шкафов высокого напряжения электроотопление помещений;
- 3 группа – приёмники отключение которых допустимо на более длительное время.
Для обеспечения резерва приёмников 1-ой группы установим два трансформатора СН с автоматическим выключателям системами шин на низшем напряжении. Приёмники первой группы присоединим одновременно к двум секциям. Схема СН подстанции представлена на рисунке 9.1.
Рисунок 21.1 – Схема собственных нужд подстанций
Нагрузка на один трансформатор
где – коэффициент спроса принимаем
– суммарная мощность нагрузки
Для ТСН предусматривается ремонтный резерв в размере 15% от общей мощности:
Принимаем к установке трансформаторы ТСЗ-6310. ТСН присоединён отпайкой к выводам НН силовых трансформаторов.
Для защиты ТСН устанавливаем плавкие предохранители ПКТ-10.
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАШИТЫ И АВТОМАТИКИ
Надежное и экономичное функционирование системы электроснабжения возможно только при автоматическом управлении. Автоматическое управление осуществляется комплексом автоматических управляющих устройств среди которых первостепенное значение имеют устройства автоматической релейной защиты действующие при повреждениях электрических установок.
Назначением релейной защиты является по возможности скорейшее отключение поврежденного элемента или участка энергосистемы от её неповрежденных частей. Если повреждение не грозит немедленным разрушением защищаемого объекта не нарушает непрерывности электроснабжения и не представляет угрозы по условиям техники безопасности то устройства защиты могут действовать не на отключение а на сигнал предупреждающий дежурный персонал о неисправности. Устройства защиты должны действовать на сигнал или отключение и в случае ненормальных режимов работы сети если такие режимы могут представить опасность для оборудования.
Защита силовых трансформаторов.
Основной акцент сделаем на релейной защите силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
Для выбранных трансформаторов ТДН-10000110 должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
)многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
)витковых замыканий в обмотках;
)токов в обмотках обусловленных внешними КЗ;
)токов в обмотках обусловленных перегрузкой;
)понижения уровня масла;
)однофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ с изолированной нейтралью если трансформатор питает сеть в которой отключение однофазных замыканий необходимо по требованиям безопасности.
Для защиты от повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла а также для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле предусматриваем газовую защиту. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Для защиты от повреждений на выводах а также от внутренних повреждений предусматриваем продольную дифференциальную токовую защиту без выдержки времени с действием на отключение всех выключателей трансформатора. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока отстроенных от бросков тока намагничивания переходных и установившихся токов небаланса.
В качестве защиты от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными КЗ предусматриваем максимальную токовую защиту с комбинированным пуском напряжения или без него с действием на отключение. Защиту от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными КЗ устанавливаем со стороны основного питания.
Для защиты в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки предусматриваем максимальную токовую защиту от токов обусловленных перегрузкой с действием на сигнал.
Таким образом для защиты силовых трансформаторов мощностью 25000 кВА предусматриваются: в качестве основных защит от коротких замыканий в обмотках трансформатора – газовая защита и дифференциальная токовая защита без выдержки времени. Резервная защита обеспечивает также отключение коротких замыканий на шинах 10 кВ подстанций (с меньшей выдержкой времени защита действует на отключение выключателя ввода 10 кВ). Для защиты трансформатора от возможных перегрузок предусмотрена максимальная токовая фазная защита с выдержкой времени с действием на сигнал.
Защита отходящих линий 10 кВ.
Для отходящих линий 10 кВ предусматривается защита поставляемая комплектно со шкафами распределительного устройства 10 кВ в виде мгновенной токовой отсечки и максимальной токовой защиты с выдержкой времени.
На каждой линии 10 кВ предусмотрено устройство трехфазного однократного автоматического повторного включения (АПВ) и возможность подключения к устройству автоматической частотной разгрузки при снижении частоты (АЧР).
В качестве защиты от замыканий на землю запроектировано устройство УСЗ-22.
Защита трансформатора собственных нужд осуществляется высоковольтным предохранителем.
Защита на секционном выключателя 10 кВ.
На секционном выключателя 10 кВ предусматривается максимальная токовая защита с выдержкой времени. Защита выполняется на принципе дешунтирования отключающих катушек выключателя. Предусматривается возможность использования комбинированного пуска по напряжению для токовых защит трансформатора и секционного выключателя 10 кВ. Для повышения надежности электроснабжения потребителей предусматривается устройство автоматического включения резерва питания (АВР) осуществляющего включение секционного выключателя 10 кВ при отключении одного из выключателей ввода 10 кВ трансформатора.
КОМПОНОВКА И КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИИ
Расстановку оборудования следует производить исходя из минимально допустимых расстояний между токоведущими частями различных фаз от токоведущих частей до заземленных конструкций и т.д. Также следует учитывать наличие инженерных сетей и транспортных коммуникаций на территории подстанции необходимых для обслуживания и замены оборудования.
РУ НН выполнено из шкафов КРУ. Так как по конструкции оно выполняется закрытым то всё оборудование будет помещено в здание которое собирают из стандартных железобетонных элементов заводского изготовления: колонн балок плит многоэтажных перекрытий стеновых панелей.
Модули размеров строительных элементов следующие:
- по длине – 6 метров;
- по ширине – 3 метра;
- по высоте – 06 метров.
Размещать распределительные устройства на территории подстанции следует так чтобы предусмотреть минимум пересечений и углов поворота на подходах ЛЭП к подстанции обеспечивать удобные подходы и выходы этих линий в требуемых направлениях с учетом полного развития подстанции а также минимальную протяженность токопроводов связывающих РУ с трансформаторами.
Силовые трансформаторы размещаются в центре подстанции чтобы обеспечить минимальную протяженность связей между ними и РУ. Для трансформаторов необходимо выполнить гравийные подсыпки в соответствии с требованиями ПУЭ. Установка трансформаторов должна выполнятся с возможностью замены их на более мощные.
Оборудование расположим следующим образом:
Расстояния между разными цепями и аппаратами выполним в соответствии с рекомендациями ПУЭ. Благодаря такой компоновке выключатели и разъединители в разных рядах оказываются на одном уровне что удобно для обслуживания. Такое расположение позволяет также уменьшить площадь подстанции.
Расстояния учитываемые при компоновке ОРУ ВН принимаем в соответствии с [1] и для удобства сводим в таблицу 24.1.
Таблица 20.1 – Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
Наименование расстояния
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а также между токоведущими частя-ми разных цепей по горизонтали при обслужива-нии одной цепи и неотключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Техника безопасности при установке заземлений на ВЛ:
) ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у
секционирующих коммутационных аппаратов где отключена линия. Допускается:
ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях подключенных к этим ответвлениям при условии что ВЛ заземлена с двух сторон а на этих подстанциях заземления установлены за отключенными линейными разъединителями;
ВЛ напряжением 6 - 20 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на ближайшей к РУ или секционирующему аппарату опоре. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов где ВЛ отключена допускается ее не заземлять при условии что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами. На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах имеющих заземляющие устройства.
На ВЛ напряжением до 1000 В достаточно установить заземление только на рабочем месте.
)Дополнительно к заземлениям указанным в п. 1 настоящих Правил на рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз а при необходимости и грозозащитные тросы.
) При монтаже проводов в анкерном пролете а также после соединения петель на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор (перед анкерной опорой конечной).
) Не допускается заземлять провода (тросы) на конечной анкерной опоре смонтированного анкерного пролета а также смонтированного участка ВЛ во избежание перехода потенциала от грозовых разрядов и других перенапряжений с проводов (тросов) готового участка ВЛ на следующий монтируемый ее участок.
) На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять только один провод; при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы.
) На одноцепных ВЛ заземление на рабочих местах необходимо устанавливать на опоре на которой ведется работа или на соседней. Допускается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ на котором работает бригада при условии что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.
) При работах на изолированном от опоры молниезащитном тросе или на конструкции опоры когда требуется приближение к этому тросу на расстояние менее 1 м трос должен быть заземлен. Заземление нужно устанавливать в сторону пролета в котором трос изолирован или в пролете на месте проведения работ.
Отсоединять и присоединять заземляющий спуск к грозозащитному тросу изолированному от земли следует после предварительного заземления троса.
Если на этом тросе предусмотрена плавка гололеда перед началом работы трос должен быть отключен и заземлен с тех сторон откуда на него может быть подано напряжение.
) Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их элементам на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах не имеющих заземляющих спусков можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры имеющим контакт с заземляющим устройством.
В электросетях напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при наличии повторного заземления нулевого провода допускается присоединять переносные заземления к этому нулевому проводу.
Места присоединения переносных заземлений к заземляющим проводникам или к конструкциям должны быть очищены от краски.
Переносное заземление на рабочем месте можно присоединять к заземлителю погруженному вертикально в грунт не менее чем на 05 м. Не допускается установка заземлителей в случайные навалы грунта.
) На ВЛ напряжением до 1000 В при работах выполняемых с опор либо с
телескопической вышки без изолирующего звена заземление должно быть установлено как на провода ремонтируемой линии так и на все подвешенные на этих опорах провода в том числе на неизолированные провода линий радиотрансляции и телемеханики.
) На ВЛ отключенных для ремонта устанавливать а затем снимать переносные заземления и включать имеющиеся на опорах заземляющие ножи должны работники из числа оперативного персонала: один имеющий группу IV (на ВЛ напряжением выше 1000 В) или группу III (на ВЛ напряжением до 1000 В) второй - имеющий группу III. Допускается использование второго работника имеющего группу III из числа ремонтного персонала а на ВЛ питающих потребителя - из числа персонала потребителя.
Отключать заземляющие ножи разрешается одному работнику имеющему группу III из числа оперативного персонала.
На рабочих местах на ВЛ устанавливать переносные заземления может производитель работ с членом бригады имеющим группу III. Снимать эти переносные заземления могут по указанию производителя работ два члена бригады имеющие группу III.
) На ВЛ при проверке отсутствия напряжения установке и снятии заземлений один из двух работников должен находиться на земле и вести наблюдение за другим.
Пожарная безопасность.
Надежная эксплуатация трансформаторов и масляных реакторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:
) Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.
) Соблюдением норм качества масла и особенно его изоляционных свойств и температурных режимов.
) Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения регулирования и защиты оборудования.
) Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования устройств автоматики и защиты.
) Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
) В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
При сильном загрязнении (заносами пыли песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться как правило весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.
) Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.
) Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей.
В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности.
) Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.
) Вводы кабельных линий в шкафы управления защиты и автоматики а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.
) Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год а также после обильных дождей таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.
) Стационарные установки пожаротушения которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту.
Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.
) Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более) а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании.
Результаты опробования записываются в оперативный журнал а замечания в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.
) Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.
) Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.
Запрещается их выполнение из материала не предусмотренного заводом-изготовителем.
При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целостности мембраны.
) При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.
) При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений если не отключился от действия релейной защиты и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.
) Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
) В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления.
Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.
) Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов и масляных реакторов на электростанциях и подстанциях если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения предусмотренных проектом.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Правила устройства электроустановок. – все действующие разделы 6 и 7 издания с изм и доп. на 2010 г. – М.: Эксмо 2010. – 496с.
Соловьёв И.И. Электроэнергетика [Текст]: метод. указания к курсовому проектированию И.И. Соловьёв В.М. Волков. – Архангельск: Арханг. гос. техн. ун-т 2008. – 32 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб.пособие для вузов Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.
Карапетян И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] под ред. Д.Л. Файбисовича И.Г. Карапетян Д.Л. Файбисович И.М. Шапиро. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2009. – 392 с.
Томилев Ю.Ф. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: методические указания к курсовому проектированию. Ю.Ф. Томилев М.С. Селедков Л.Г. Никулин. – Архангельск: РИО АЛТИ 1985. – 32 с.

РУ, ТСН.frw

Секционный разъединитель
Секционный выключатель
Коридор обслуживания
Трансформатор собственных нужд
Привод выключателя нагрузки
Отсек релейной защиты и автоматики
Лоток вспомогательных цепей
Проходные изоляторы сборных шин
Клапаны сброса избыточного давления
Проходной изолятор контактного узла
Выключатель нагрузки

однолинейка готовл.frw

Секционный выключатель
Трансформатор напряжения
Высокочастотный заградитель
ВГП -110-II-202500УХЛ1
Питание от системы 110 кВ