Районная понизительная подстанция 35/10 кВ

160844_б1-ЭЛЭТ31_2019_9_02.cdw

КФБН.13.03.02.844-02 Э7
Районная понизительная
подстанция 3510 кВ (вариант 558)
План и разрез подстанции
Схема заполнения ячеек КРУН К-59 10 кВ
Предохранители и ОПН

160844_б1-ЭЛЭТT31_2019_9_01.cdw

КФБН.130302.844-01 Э3
Главная схема электрических
соединений подстанции
РПП 3510 кВ (вариант 558)
Позиционное обозначение
РГПЗ СЭЩ-2-351000 УХЛ1
Элегазовый выключатель
Силовой трансформатор
Трансформатор напряжения
Ограничитель перенапряжений
Трансформатор собственных нужд
Предохранители 10 кВ

160844_б1-ЭЛЭТ31_2019_9.docx

Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка выполненная в текстовом редакторе Microsoft Office Word 2007 содержит 63 страницы 11 рисунков 27 таблиц и список литературы состоящий из 8 источников. Графическая часть состоит из двух листов чертежей формата А2 выполненных в программном продукте КОМПАС-3D V16.
ТРАНСФОРМАТОР ПОДСТАНЦИЯ ВАКУУМНЫЙ ВЫКЛЮЧА-ТЕЛЬ ЗАЗЕМЛИТЕЛИ СРЕДСТВА УЧЁТА СХЕМА ПЕРЕГРУЗКА ЗАМЫКАНИЕ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ.
В курсовом проекте разрабатываются вопросы проектирования электрической части районной понизительной подстанции на высшее напряжение 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ с двухобмоточными трансформаторами с расщепленной обмоткой.
Целью курсового проектирования является:
- углубление и закрепление знаний полученных при изучении курсов:
«Электрические станции и подстанции»
«Переходные процессы в системах энергоснабжения».
- получение первоначального опыта проектно-конструкторской работы изучение методов проектирования электроустановок;
- ознакомление с литературой используемой при расчётах и конструктивном проектировании электрических схем и распределительных устройств.
При выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей. В результате была спроектирована районная понизительная подстанция удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ10
ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ12
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ16
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ21
РАСЧЕТ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ23
1 Расчёт короткого замыкания на шинах 35 кВ23
2 Расчёт короткого замыкания на шинах 10 кВ29
ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ32
1.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении32
1.2 Выбор гибких шин на высшем напряжении34
1.3 Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ36
2 Выбор высоковольтных выключателей37
2.1 Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении37
2.2 Выбор высоковольтных выключателей на низшем напряжении39
2.3 Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах39
3 Выбор разъединителей40
3.1 Выбор разъединителей на высшем напряжении40
4 Выбор трансформаторов тока41
4.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы41
4.2 Выбор трансформатора тока расположенного на РУ ВН41
4.3 Выбор трансформаторов тока расположенных на вводах 10 кВ44
4.4 Выбор трансформаторов тока расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения46
4.5 Выбор трансформаторов тока расположенных на отходящих линиях48
5 Выбор трансформаторов напряжения51
5.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ51
6 Выбор предохранителей53
7 Выбор ограничителей перенапряжения54
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ55
1 Выбор релейной защиты55
2 Автоматика подстанции56
2.1 Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР)56
2.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) на отходящих фидерах58
ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ60
ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ61
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ62
РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ64
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДУСТРОЙСТВ65
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ67
В исследуемой области развитие технологий и техники достаточно для того чтобы спроектировать подстанцию удовлетворяющую всем современным нормам и правилам. В процессе проектирования был сделан упор на создание наиболее надёжной и современной подстанции.
В процессе расчёта была применена современная методика технико-экономического обоснования для выбора мощности силовых трансформаторов подстанций (ПУЭ ГОСТ 14209-97). Также при выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей (электрическое оборудование ЭС и ПС; каталог ТавридаЭлектрик). В результате была спроектирована районная понизительная подстанция 3510кВ удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Проектируемая понизительная подстанция 3510кВ служит для преобразования и распределения электроэнергии. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.
Выпишем все данные для варианта № 883 и представим их в виде таблиц. [1]
Рисунок 1 - Схема электроснабжения
Рисунок 2 – График нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки
Таблица 1 - Исходные данные генераторов
Таблица 2 -Исходные данные трансформаторов
Таблица 3 - Длина линий в схеме электроснабжения
Таблица 4 - Исходные данные для проектируемой подстанции
Максимальная нагрузка Smaxпри cos=08
Нагрузка потребителей
Таблица 5 - Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки
Потребители подключенные к РУ НН
ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ
Электрическая нагрузка отдельных потребителей а следовательно и суммарная их нагрузка определяющая режим работы электростанций в энергосистеме непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки т.е. диаграммой изменения мощности энергоустановки во времени.
По заданным суточным графикам в относительных единицах (PPmax) и максимальной нагрузки на шинах пониженного напряжения (Smax) строим зимний и летний суточные графики на шинах 10 кВ [2].
Мощность потребляемая обмоткой низшего напряжения:
где – максимальная нагрузка МВт.
В табл. 6 и 7 представлены данные активной нагрузки для обмотки низшего напряжения.
Таблица 6 -Активная нагрузка потребителей в течение суток зимой
Таблица 7 -Активная нагрузка потребителей в течение суток летом
Продолжение таблицы 7
По данным табл. 6 и 7 построим зимний и летний суточный график для обмотки низшего напряжения.
Рисунок 3 – Зимний и летний суточный график обмотки НН
По зимнему суточному графику вычисляют коэффициент нагрузки.
гдеWсут – количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией за сутки; Рmax – максимальная нагрузка.
По суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды построим годовой график продолжительности нагрузок для низшей обмотки трансформатора. Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток летнего - 182.
Т2 = 11 182=1098 ч.;
Т5=4183+9182=2370 ч.
Годовой график по продолжительности нагрузок представлен на рис. 4
Рисунок 4 – Годовой график по продолжительности нагрузок на обмотке НН
По годовому графику вычисляются:
– количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией за год
– среднегодовую нагрузку
– коэффициент заполнения графика
– продолжительность использования максимальной нагрузки
– время максимальных потерь:
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Исходя из требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях имеющих потребителей I и II категорий как правило предусматривается установка двух трансформаторов [2].
Мощность трансформаторов определим на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности.
Мощность трансформатора определяем по формуле
где – максимальная нагрузка подстанции;
– коэффициент участия потребителей I и II категорий;
– принятый коэффициент аварийной перегрузки
= 13 так как аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов на 30 % допускается по ПУЭ в течение 120 минут на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки не более 5 суток [2].
Полученный по формуле (4.2) результат округляется до ближайшего стандартного значения по шкале ГОСТ 9680-77Е.
То есть выбираем для дальнейших расчетов трансформатор с расщепленной обмоткой ТРДНС-2500035.
Таблица 8- Основные параметры силового трансформатора
Обозначение параметра
Номинальная мощность
Номинальное напряжение обмоток кВ
Ток холостого хода %
Активные потери х.х. кВт
Активные потери к.з. кВт
Реактивные потери х.х.квар
Рассчитаем годовые потери электроэнергии в выбранных трансформаторах.
В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой на низшем напряжении годовые потери определяют по следующей формуле (3.3):
Приведенные потери холостого хода трансформатора
Приведенные потери короткого замыкания трансформатора кВт;
По формуле (3.3) находим:
Мощность при которой экономически целесообразно отключить один из двух трансформаторов:
Выбранные трансформаторы необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки.
Такая проверка производится для трансформаторов мощностью до
0 МВ·А изготовленных до 1985 г. с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов приведенных в ГОСТ 14209-69 представ-ляющих собой кривые К2 = f(К1 tmax) для различных систем охлаждения мощности трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающей среды или для трансформаторов мощностью до 100 МВ·А изготовленных после 1985 г. с помощью таблиц норм максимально допустимых систематических нагрузок трансформаторов приведенных в ГОСТ 14209-85.
Для того чтобы пользоваться указанными графиками или таблицами заданный суточный график нагрузок должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.
Относительная нагрузка первой ступени суточного графика (нагрузки менее SномТ) определяется по формуле:
Второй ступени (нагрузки выше SномТ) по формуле:
Эквивалентную нагрузку на первой и второй ступенях суточного графика нагрузок в рассматриваемом интервале времени находят по уравнению:
Если величина К2доп найденная из графика нагрузочной способности равна или превышает расчетную величину К2 выбранный трансформатор может работать в рассматриваемом режиме неограниченное время.
Рассчитаем эквивалентную нагрузку на первой и второй ступенях суточного графика нагрузок:
Так как величина К2доп найденная из графика нагрузочной способности равна 138 и превышает расчетную величину К2 то выбранный трансформатор может работать в рассматриваемом режиме 4 часа.
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ
Главная схема электрических соединений подстанции – это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы линии выключатели разъединители и т.д.) сборных шин коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.
Схема РУ выбирается с учетом схемы прилегающей сети ее параметров и перспектив развития количества присоединяемых ВЛ и трансформаторов необходимости секционирования и установки компенсирующих устройств размера и стоимости земельного участка природно-климатических условий и других факторов. Схема РУ разрабатывается с учетом назначения подстанции в данной энергосистеме надежности работы примыкающих ВЛ и подстанций и условий их резервирования [2].
Схема РУ на высшем напряжении
Для тупиковых подстанций двухтрансформаторных подстанций применяется схема 35-4Н-два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.
Схема РУ на низжем напряжении
На низшем напряжении выбираем схему 10-2-«Две секционированные выключателями система шин».
Рассмотрим работу схемы (рис. 5) в разных эксплуатационных режимах:
– в нормальном режиме выключатели Q1 и Q2 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 и QS4. Разъединители QS1 QS2 QS5 QS6 QS7 QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители а затем через трансформаторы;
– при выводе в ремонт линии W1 (W2) или ее повреждении отключаются выключатель Q1 (Q2) и трансформатор T1 (T2) на некоторое время остается без питания при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР) будут включены секционные выключатели QB1 и QB2 и электроснабжение потребителей не нарушится;
Рисунок 5- Упрощенная схема электрических соединений подстанции
РАСЧЕТ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1 Расчёт короткого замыкания на шинах 35 кВ
Составим схему замещения для расчёта трёхфазного короткого замыкания (к.з.) на шинах ВН ПС- рис. 6.
Рассчитываем базисные токи:
Расчет будем производить в относительных единицах. Определяем сверх переходное ЭДС генератора в относительных единицах:
Рассчитаем сопротивления параметров схемы замещения.
Сопротивление генераторов:
Находим эквивалентное сопротивление:
Находим эквивалентное ЭДС:
Рассчитаем сопротивление обмоток трехобмоточного трансформатора:
где Sном – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sб – базисная мощность;
UК – напряжение короткого замыкания %
n – количество трансформаторов шт.
По условию сопротивления системы ; ;
Рисунок 6- Схема замещения исходной схемы электроснабжения
Рассчитываем сопротивления линий:
где n – количество цепей
худ – удельное сопротивление воздушных линий худ=04
Uст – напряжение ступени кВ
Рассчитаем сопротивление трансформатора Т3:
Проведём упрощение схемы:
Рисунок 7- Схема замещения
Рисунок 8- Схема замещения
Определяем периодическую составляющую тока трехфазного к.з.:
Эквивалентное ЭДС двух параллельно соединенных генераторов составляет .
Определяем периодическую составляющую тока трехфазного к.з. в именованных единицах на ступени ВН.
Определяем периодическую составляющую тока к.з. от генератора Gэкв1 на ступени к.з.:
Определяем номинальный ток генератора приведенный к месту к.з. на ВН.
Отношение начального значения периодической слагающей тока к.з. от генератора Gэкв1 к номинальному току:
- периодическая составляющая тока к.з. от Gэкв1 не постоянна тогда по типовым кривым для момента [4]:
Определяем период состав тока к.з. от системы UС на ступени к.з.:
В именнованных единицах:
Для любого момента времени периодическая составляющая трехфазного к.з. системы:
Определим ударный ток к.з.:
где – начальное значение периодической составляющей;
Ку – ударный коэффициент зависящий от постоянного времени затухания апериодической составляющей тока к.з. .
Определим апериодическую составляющую тока к.з.:
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та=002.
Результаты расчёта сведены в таблицу 5.
2 Расчёт короткого замыкания на шинах 10 кВ
Преобразуем схему замещения (рис 6) и получим схему замещения для к.з. на стороне низшего напряжения (рис 9):
Рисунок 9 – Схема замещения на стороне НН
Расчёт токов к.з. на низшем напряжении производится аналогично пункту 5.1.
Определяем периодическую составляющую тока трехфазного к.з. по формуле (5.1.11):
Определяем периодическую составляющую тока трехфазного к.з. в именованных единицах на ступени ВН по формуле (5.1.12):
Определяем номинальный ток генератора приведенный к месту к.з. на НН по формуле (5.1.14):
- периодическая составляющая тока к.з. от Gэкв1 постоянна тогда:
Определяем период состав тока к.з. от системы UС на ступени к.з по формулам (5.1.15) и (5.1.16):
В именнованных единица по формуле (5.1.17):
Для любого момента времени периодическая составляющая трехфазного к.з. системы по формуле (5.1.18):
Суммарный ток к.з. по формуле (5.1.18):
Определим ударный ток к.з. по формуле (5.1.19):
Определим апериодическую составляющую тока к.з. по формуле (5.1.20):
Результаты расчёта сведены в табл. 9.
Таблица 9 – Результаты расчетов токов короткого замыкания
Вывод: на проектируемой подстанции нет необходимости в ограничении токов короткого замыкания. Современное оборудование способно самостоятельно отключать короткого замыкания на проектируемой подстанции так как токи отключения электрооборудования намного выше значений полученных при расчёте токов к.з.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
1.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении
Ошиновка и сборные шины будут выполняться жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках.
Выбор сечения шин производится по допустимому току. При этом учитываются не только нормальные но и послеаварийные режимы.
Выбираем жёсткие алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения АДО мм 2 [5].
Проверка на термическую стойкость может быть произведена путем определения допустимого максимального термически стойкого сечения. Далее она будет производиться аналогично.
где - Интеграл Джоуля (тепловой импульс)
C - постоянная (для алюминиевых шин С = 91);
I" - начальный сверхпереходный ток к.з. кА;
t расч - расчетная длительность к.з. определяется по [2].
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з [3].
При этом должно быть соблюдено условие
Для проверки шин на электродинамическую стойкость производят механический расчет шин. Далее проверка производится аналогично.
а - расстояние между соседними фазами м.
Напряжение в материале однополосной шины
где W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярный действию усилия см 3;
l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции м. Расстояния l и а берут из типовых конструкций распредустройств.
Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной плашмя см 3
Таким образом по формуле (6.1.7) имеем:
Таблица 10- Выбор сборных шин на низшем напряжении
1.2 Выбор гибких шин на высшем напряжении
На стороне 35 кВ выбираем гибкие шины.
Рабочий максимальный ток
Выбираем гибкие шины по экономической плотности тока
где Jэк – экономическая плотность тока Aмм2.
Принимаем Jэк=1 Aмм2
Выбираем гибкий сталеалюминиевый провод марки АС-60072 сечением 600 мм2 с Iдоп=1050А [5].
Проводим проверку на термическая стойкость [2]
Проверка выбранного сечения на коронирование
где E – напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода кВсм
где U - линейное напряжение кВ;
Dср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз см;
r0 - радиус провода см;
Е0 - максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=082);
r- радиус провода см.
Следовательно условие выполняется
Таблица 11- Выбор гибких шин на высшем напряжении
1.3 Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ
На линиях отходящих к потребителям выберем силовые кабели типа ААШв с бумажной изоляцией. Бумага пропитывается масляно-канифольным составом вязким или нестекающим.
На отходящих фидерах НН:
Выбираем кабель на напряжение 10 кВ по экономической плотности тока экономическое сечение рассчитаем по формуле (6.1.21):
где - экономическая плотность тока
Кабели трёхжильные прокладываются в земле.
Выбираем трехжильный кабель напряжением 10кВ сечением
qст = 50 мм2и Iдоп = 140 А. [6]
Проверка на термическую стойкость по формуле (6.1.22):
Таблица 10 – Выбор кабелей на отходящих линиях
2 Выбор высоковольтных выключателей
2.1 Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении
Выбираем элегазовые колонковые выключатели ВГТ-35-503150УХЛ1 [5] с пружинным приводом каталожные данные которого заносим в табл. 12.
Проверка выключателей:
По номинальному напряжению:
По номинальному току:
По конструкции и роду установки: наружной установки
Проверка по отключающей способности:
1 Отключение симметричного тока к.з. когда
2 Отключение полного тока к.з.:
где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения
3Проверка на электродинамическую стойкость:
Проверка на термическую стойкость:
Таблица 12- Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении
2.2 Выбор высоковольтных выключателей на низшем напряжении
Выбираем элегазовый выключатель LF1-10-251250У3 [3] с механическим пружинным приводом каталожные данные которого заносим в табл. 13. Проверка выключателей производится аналогично пункту 6.2.1.
Таблица 13- Выбор высоковольтных выключателей на низшем напряжении
LF1-10-251250 У3 [RI]
2.3 Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах
Выбираем элегазовый выключатель LF1-10-25630У3 [RI] [5] с механическим пружинным приводом каталожные данные которого заносим в табл. 14.
Таблица 14- Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах
LF1-10-25630 У3 [RI]
Продолжение таблицы 14
3 Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Разъединители устанавливаемые в открытых распределительных устройствах должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды. Выбор разъединителей на низшем напряжении не производим.
3.1 Выбор разъединителей на высшем напряжении
Выбираем разъединители для наружной установки. РГПЗ-СЭЩ-2-351000УХЛ1 [5].В данном разъединителе используется ручной привод.
Выбранные разъединители проверяются:
)По номинальному напряжению
Uном.р=35 кВ =Uном.уст.=35 кВ
)По номинальному току;
)Наружная установка двухколонковые с двумя заземляющими ножами;
Каталожные и расчетные данные разъединителя заносим в табл. 15.
Таблица 15- Выбор разъединителей на высшем напряжении
РГПЗ-СЭЩ-2-351000 УХЛ1 [ПР-20А]
Главные ножи:Заземляющие ножи:
4 Выбор трансформаторов тока
4.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы
На напряжение 35 кВ выбираем трансформатор типа ТВТ 35-I-6005 с параметрами А; А; Uном=35 кВ [6].
На напряжение 10 кВ выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-50005 с параметрами А; А; Uном=10 кВ [6].
4.2 Выбор трансформатора тока расположенного на РУ ВН
Выбираем трансформатор типа ТРГ-35-II-6005 УХЛ1 с параметрами А; А; Uном=35 кВ; класс точности 05 [5].
Проверка выбранного трансформатора тока
По номинальному напряжению:
По вторичному току: так как напряжение установки выше 35 кВ то выбираем трансформатор тока с А
По конструкции: с элегазовой изоляцией.
По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в табл. 16.
Таблица 16- Приборы подключённые к ТРГ-35-II-6005 УХЛ1
Мощность потребляемая обмоткой тока ВА
По вторичной нагрузке:
где - номинальное сопротивление нагрузки трансформатора тока в требуемом классе точности
- полное сопротивление всех приборов последовательно включенных во вторичную цепь трансформаторов тока
где - сопротивление приборов.
- сопротивление контактных переводов всех контактов
Ом при числе подключенных приборов меньше трех
Определение сечения соединительных проводов вторичной цепи трансформатора тока:
где удельное сопротивление алюминия [2]:
– расчетная длина провода зависящая от схемы соединения трансформатора тока: трансформаторы тока включены в полную звезду:
– расстояние от трансформатора до измерительных приборов м. Принимаем 70 м. [2].
По результатам расчета принимаем к прокладке контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 25 мм2 [2]. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выполнение следующего условия:
Проверка на электродинамическую стойкость:
Проверка на термическую стойкость:
Результаты расчётов сведены в табл. 17.
Таблица 17- Проверка ИТТ ТРГ-35-II-6005 УХЛ1
4.3 Выбор трансформаторов тока расположенных на вводах 10 кВ
Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10-I-10005 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; класс точности 05 Ом [5]
Проверка выбранного трансформатора тока:
По вторичному току: так как напряжение установки ниже 35 кВ то выбираем трансформатор тока с А
По конструкции: опорный с литой изоляцией.
По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в табл. 18.
Таблица 18- Приборы подключённые к ИТТ ТОЛ-10-I-10005
Продолжение таблицы 18
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный
По вторичной нагрузке:
где удельное сопротивление алюминия. [2].
– расчетная длина провода зависящая от схемы соединения трансформатора тока: при трех трансформаторов тока:
– расстояние от трансформатора тока до измерительных приборов м. Принимаем 5 м. [2].
Принимаем 25 так как согласно ПУЭ по условию механической прочности сечение алюминиевых проводов должно быть не меньше 25 мм2.
Результаты расчётов сведены в табл. 19.
Таблица 19- Проверка ИТТ ТОЛ-10-I-10005
4.4 Выбор трансформаторов тока расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения
Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10-I-10005 с параметрами А; А; Uном=10 кВ класс точности 05; Ом [5]
По вторичному току: А
По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше чем класс точности присоединенных измерительных приборов [2]. Приборы сведены в табл. 20.
Таблица 20- Приборы подключённые к ИТТ ТОЛ-10-I-10005
)Определение сечения соединительных проводов вторичной цепи трансформатора тока:
где удельное сопротивление алюминия [2].
– расстояние от трансформаторов тока до измерительных приборов м. Принимаем 5 м. [2].
По результатам расчета принимаем к прокладке контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 25 мм2 так как согласно ПУЭ по условию механической прочности сечение алюминиевых проводов должно быть не меньше 25 мм2. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выполнение следующего условия
Результаты расчётов сведены в табл. 21.
Таблица 21- Проверка ИТТ ТОЛ-10-I-10005
4.5 Выбор трансформаторов тока расположенных на отходящих линиях
Выбираем трансформатор типа ТЛК-10-10005 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; класс точности 05 Ом. [5]
По конструкции: для КРУН с литой изоляцией.
По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в табл. 22.
Таблица 22- Приборы подключённые к ИТТ ТЛК-10-10005
– расчетная длина провода зависящая от схемы соединения трансформаторов тока: при трех трансформаторов тока:
По результатам расчета принимаем к прокладке контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 25 мм . Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выполнение следующего условия
Результаты расчётов сведены в табл. 23.
Таблица 23- Проверка ИТТ ТЛК-10-10005
5 Выбор трансформаторов напряжения
5.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ
Выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ. 06-10 У3 Uном =10 кВ Sном =75 ВА при классе точности 05 [7].
Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 24.
Три трансформатора напряжения имеют мощность что больше .
Сечение соединительных проводов от трансформатора напряжения до измерительных приборов (реле) определяют по условию допустимых потерь напряжения по формуле (6.6.1.2)
где - вторичное номинальное напряжение трансформатора напряжения В;
- допустимая потеря напряжения во вторичной цепи трансформатора напряжения В;
- длина проводов вторичной цепи м (принимаем );
- активная нагрузка трансформатора напряжения;
- удельная проводимость материала провода мОммм2 (для алюминия – 32 мОммм2).
Для обеспечения электрической связи трансформатора напряжения с приборами будем использовать контрольный кабель АКРВГ с сечением алюминиевых жил 25 мм2 по условию механической прочности
Таблица 24- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Вольтметр (сборные шины)
Ваттметр (ввод от трансформатора)
Счётчик «ЕвроАльфа» (ввод от трансформатора)
Счётчик «ЕвроАльфа» (фидеры)
Счётчик «ЕвроАльфа» (ввод ТСН)
6 Выбор предохранителей
Выберем предохранители расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКТ-101-10-2-315 У3.
Uном =10 кВ; А; кА.
Выберем предохранители расположенные между КИП и трансформатором напряжения типа ПН2-100 У3.
Uном =100 В; А; кА.
Выберем предохранители для защиты трансформаторов собственных нужд типа ПКТ-101-10-16-315 У3.
7 Выбор ограничителей перенапряжения
Для защиты электрооборудования от перенапряжений выбираем нелинейные ограничители перенапряжений. На стороне 35 кВ устанавливаем нелинейные ограничители перенапряжений типа ОПНTEL-35405 УХЛ1 [9]. На стороне 10 кВ устанавливаем нелинейные ограничители перенапряжений типа ОПНTEL-10105 УХЛ1. Технические характеристики нелинейных ограничителей перенапряжений установленных на подстанции приведены в табл. 25.
Таблица 25 – Выбор нелинейных ограничителей перенапряжений
Действующее значение напряжения кВ
Номинальный разрядный ток кА
Остающееся напряжение при грозовом импульсе токе кА
наибольшее длительно допустимое рабочее
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
1 Выбор релейной защиты
В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами.
Укажем типы защит которые предусматриваются при различных повреждениях и ненормальных режимов работы.
Защита силовых трансформаторов работающих на общие шины:
)От замыканий внутри бака маслонаполненных трансформаторов сопровождающихся выделением газа а также от понижения уровня масла в баках применятся газовая защита трансформаторов.
)От всех видов коротких замыканий в обмотках на выводах и токопроводах к выключателям (включая витковые замыкания в обмотках) применяется дифференциальная токовая защита.
)От токов внешних несимметричных и симметричных коротких замыканий применяется максимальная токовая защита.
)От перегрузок обмотки применяется токовая защита трансформаторов от сверхтоков внешних коротких замыканий и перегрузок.
Защита шин 35 и 10 кВ:
)От замыканий между фазами применяется максимальная токовая защита.
)От двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю в одной точке применяется балансная защита.
) От замыканий на землю применяется защита нулевой последовательности.
Защита кабельных линий 10 кВ и линий 35 кВ
)От многофазных замыканий применяется дистанционная защита или продольная дифференциальная токовая защита.
)От однофазных замыканий с действием на сигнал применяется защита обще неселективной сигнализации.
2 Автоматика подстанции
При автоматизации подстанции предусмотрим следующее оборудование:
)Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР);
)Автоматическое повторное включение (АПВ) на отходящих фидерах.
2.1 Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР)
Назначение АВР состоит в автоматическом восстановлении электроснабжения потребителей от резервного источника питания к шине по каким либо причинам потерявшей питание. Рассмотрим схему и принцип действия АВР выключателя.
При включенном положения выключателя промежуточное реле KL находится под током и держит свои контакты в замкнутом состоянии. При отключении выключателя схема ABP обеспечивает включение секционного выключателя без выдержки времени: через размыкающие вспомогательные контакты выключателя и контакты реле KL получает питание катушка промежуточного контактора секционного выключателя YAC3.
При отключении выключателя разрывается цепь питания катушки промежуточного реле KL однако его контакты размыкаются с выдержкой времени достаточной для надежного включения секционного выключателя.
Рисунок 10 – Схема АВР
Реле KL обеспечивает однократность действия ABP так как не позволяет дважды включать секционный выключатель на устойчивое к.з.
В случае исчезновения напряжения на секции 1 сборных шин срабатывают реле напряжения KV1 и KV2. При наличии напряжения на секции 2 они запускают реле времени КТ. Контроль наличия напряжения осуществляется реле напряжения KV3. После замыкания контактов реле времени отключается выключатель и далее устройство работает так же как и в первом случае. Установка реле напряжения KV1 и KV2 с последовательно соединенными контактами вызвана необходимостью исключить запуск схемы АВР при перегорании предохранителей в цепях ТН.
2.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) на отходящих фидерах
Опыт показывает что значительная часть отключений оборудования релейной защиты вызывается нарушением изоляции высокого напряжения которые самоустраняются при снятии напряжения. На воздушных линиях например они возникают при перекрытии изоляции во время грозы схлёстывании проводов при сильном ветре и т.п.
Схемы устройства электрического АПВ выполняются на постоянном и переменном в том числе выпрямленном оперативном токе.
Для выключателя с электромагнитными приводами используются устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе (рис. 11).
Рисунок 11 – Схема АПВ на выпрямленном оперативном токе
Пуск схемы АПВ происходит при отключении выключателя релейной защитой в результате возникновения несоответствия между положением ключа управления которое не изменилось и положением выключателя который теперь отключен. Несоответствие положений ключа и выключателя характеризуется тем что через контакты ключа 1-3 на схему АПВ по-прежнему подается плюс оперативного тока а ранее разомкнутый вспомогательный контакт выключателя SQ.1 переключился и замкнул цепь обмотки реле KQT которое сработав подало контактом KQ.1 минус на обмотку реле времени КТ. Заметим что вследствие большого сопротивления обмотки реле KQT и последовательно включенного с ней резистора R4 значение протекающего по этой цепи тока недостаточно для срабатывания контактора КМ. При срабатывании реле времени размыкается его мгновенный размыкающий контакт КТ.1 и вводится в цепь обмотки реле дополнительное сопротивление (резистор R1). Это приводит к уменьшению тока в обмотке реле благодаря чему обеспечивается его термическая стойкость при длительном прохождении тока. По истечении установленной выдержки времени КТ подключает замыкающим контактом КТ.2 на параллельную обмотку реле К1.1 к конденсатора С. Реле KL1 при этом срабатывает от тока разряда конденсатора и самоудерживаясь через свою вторую обмотку включенную последовательно с обмоткой контактора КМ подает команду на включение выключателя. Благодаря использованию у реле KL1 последовательной обмотки обеспечивается необходимая длительность импульса для надежного включения выключателя поскольку параллельная обмотка этого реле обтекается током кратковременно при разряде конденсатора. Выключатель включается размыкается его вспомогательный контакт SQ.1 и возвращается в исходное положение реле KQT KL1 и КТ.
Если повреждение было устойчивым то включившийся под действием схемы АПВ выключатель вновь отключится релейной защитой и вновь сработают реле KQT и КТ. Реле KL1 однако при этом второй раз работать не будет так как конденсатор С разряженный при первом АПВ еще не успел зарядится. Таким образом рассмотренная схема обеспечивает однократное действие при устойчивом КЗ на линии.
ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
Система учета и измерений должна содержать необходимый минимум измерительных приборов не допуская необоснованного дублирования.
Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.
Выбранные КИП приведены в табл. 26.
Таблица 26 - Выбранные контрольно-измерительные приборы
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
Счетчик вольт-ампер-часов реактивный
На секционных ТТ 10кВ
На отходящих линиях 10 кВ
На сборных шинах 10 кВ
ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ
Для проектируемой нами подстанции напряжением 3510 кВ применим переменный оперативный ток так как мы выбирали выключатели которые снабжены пружинными приводами.
В качестве источников переменного оперативного тока на подстанции являются трансформаторы собственных нужд измерительные трансформаторы тока и напряжения.
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ
Основными потребителями собственных нужд являются: устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов; двигатели вентиляторов дутьевого охлаждения; выпрямительные устройства; блоки питания; нагревательные элементы для подогрева счетчиков приводов в КРУН; освещение территории подстанции шкафов КРУН и т.д. Для определения мощности ТСН составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей СН при выходе из строя одного из ТСН.
Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 27.
Таблица 27 - Расход на СН для проектируемой подстанции
Установленная мощность приёмника кВт
Электродвигатели обдува системы охлаждения силового трансформатора
Подогрев привода выключателя на 35 кВ
Подогрев приводов разъединителей
Обогрев шкафов релейной аппаратуры
Выбираем мощность ТСН равную 63 кВА а именно два трансформатора ТМ-6310 У3 запитанных от выводов 10 кВ силовых трансформаторов.
РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанции. В электрических сетях предусматриваются различные способы регулирования одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.
Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ) то есть после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).
Районные понизительные подстанции согласно ПУЭ должны иметь силовые трансформаторы со встроенными в них устройствами РПН. Регулирование под нагрузкой позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для увеличения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДУСТРОЙСТВ
РУ 35 кВ выполняем открытого типа то есть предлагается что вблизи нет химически активных и загрязненных сред а так же нет ограничения по площади.
Порталы для ошиновки принимаем со стойками из железобетонных центрифугированных труб. Ошиновка РУ гибкая из сталеалюминевых проводов.
Все аппараты на стороне высшего напряжения подстанции располагаем на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Разъединители трансформаторы напряжения монтируем на специальных опорных конструкциях (стульях).
Фундаменты под силовые трансформаторы несущие конструкции (порталы опоры) и опорные конструкции аппаратов сооружаем на отметках 250 мм выше уровня планировки. Фундаменты выполняем в виде железобетонных подножников или железобетонных свай.
РУ 10 кВ выполняем из комплектных шкафов наружной установки. Выбираем шкафы КРУН К-59.
Результатом данного курсового проекта является спроектированная электрическая часть районная понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергией напряжением 3510 кВ.
Спроектированная подстанция полностью отвечает техническим требованиям.
На подстанции устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой ТРДНС мощностью 25 МВА каждый.
С целью обеспечение необходимой и достаточной надежности работы СЭС на подстанции предусмотрена главная схема электрических соединений предельно снижающая вероятность отказов и перебоев в электроснабжении. Качество электроэнергии на подстанции обеспечивается: устройствами автоматического регулирования напряжения (РПН) установленными в силовых трансформаторах что позволяет без отключения трансформаторов изменить напряжение в заданных пределам.
На подстанции установлены необходимые устройства релейной защиты и автоматики что обеспечивает бесперебойное электроснабжение потребителей I категории.
Таким образом был осуществлён проект районной понизительной подстанции удовлетворяющий нормам современного проектирования.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Куликов В. Д. Электрические станции и подстанции: Задание на курсовое проектирование В. Д. Куликов. – Саратов СГТУ 2019. – 19 с.
Куликов В. Д. Электрические станции и подстанции: Проектирования электрической части районной понизительной подстанции В. Д. Куликов. – Саратов СГТУ 2015. – 64 с
Рожкова Л.Д. Козулин В.С.. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник.-М.:Энергоатомиздат 1987.-442с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов. - М.:Энергоатомиздат 2013.-648с.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ).- СПб.: Изд-во ДЕАН 2006.- 928 с.
Киреева Э.А. Полный справочник по электрооборудованию и электротехнике с примерами расчетов: справ. издание Э.А.Киреева С.Н. Шерстенев; под общ. ред. С.Н. Шерстенева. – М.: КноРУС 2012. – 864 с.