Электростанции и подстанции (ЭСиП)

ЭСИП.doc

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП.
Расчет токов короткого замыкания.
Составление расчетной схемы:
Ток короткого замыкания рассчитывается для наиболее тяжелого режима. Для расчета наиболее тяжелого режима принимают нормальную конфигурацию половины схемы питающейся от энергосистемы и с наибольшим количеством высоковольтных электродвигателей на стороне низкого напряжения. Точки короткого замыкания намечаются исходя из места установки электрических аппаратов и проводников так чтобы они при повреждении оказались в наиболее тяжелых условиях. На схеме намечены следующие точки КЗ:
К1 – для выбора и проверки аппаратов на стороне ВН трансформатора ГПП;
К2 К4 – для выбора и проверки аппаратов и проводников на низкой стороне трансформатора ГПП а именно: вводного выключателя НН аппаратов и проводников всех отходящих линий; секционного выключателя;
К3 – для выбора и проверки аппаратов и проводников устанавливаемых и присоединяемых к РП;
Расчетная схема показана на рис.2:
Составление схемы замещения:
По расчетной схеме составляется эквивалентная электрическая схема в которой все магнитные связи заменяются электрическими.
Схема замещения показана на рис.3:
Расчет ТКЗ следует вести в следующем порядке:
Определяем базисные токи для каждой ступени трансформации по формуле
Сопротивление системы:
Сопротивление кабельных линий и воздушной линий:
Сопротивление трансформатора ГПП:
Сопротивление синхронного двигателя:
Номинальная мощность двигателя:
Результирующее сопротивление до точек К1К2К3К4:
Действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точках К1К2К3К4:
Ударный ток короткого замыкания в точках К3:
Для синхронного электродвигателя значение Ку определяются:
Действующее значение периодической составляющей тока подпитки от электродвигателей определяется:
Ударный ток подпитки точки КЗ от двигателя:
Определение суммарного ударного тока КЗ:
Периодическая составляющая тока КЗ:
Суммарный ударный ток КЗ от системы и электродвигателей:
Выбор компоновки подстанции.
Из-за преобладания потребителей 1-й и 2-й категории надёжности
(К1-2 70%). распределительное устройство низкого напряжения выполняется закрытым с использованием комплектных распределительных устройств (КРУ) выкатного типа поскольку КРУ такого типа позволяет осуществлять питание ответственных потребителей и отличается высокой эксплуатационной надежностью.
По номинальному напряжению установки:
По максимальному току сборных шин:
По электродинамической стойкости к токам короткого замыкания:
По конструктивному исполнению:
Применяются ячейки КРУ выкатного типа.
Линейные – предназначенные для питания отходящих к потребителям линий;
Вводные – предназначенные для ввода питания от силового трансформатора;
Секционные – для связи секций распределительного устройства;
Трансформаторные – для установки трансформаторов напряжения и трансформаторов собственных нужд.
Таким образом для ЗРУ – 10кВ выбираются ячейки КРУ типа К-63. Устойчивость КРУ к воздействию факторов внешней среды соответствует исполнению «У».
Выбор коммутационной аппаратуры.
Выбор высоковольтного выключателя воздушных линий:
По току послеаварийного режима
По симметричному току отключения:
По мощности отключения:
Определяем расчетную мощность отключения:
Определяем номинальную мощность отключения:
Производим проверку высоковольтного выключателя на электродинамическую устойчивость предельному сквозному току КЗ:
Согласно произведенным ранее расчетам токов КЗ ударный ток КЗ в расчетной точке K1 равен кА.
Производим проверку на термическую устойчивость току КЗ:
где – приведенное время КЗ определяемое по формуле:
где - приведенное время для периодической составляющей тока КЗ определяемое согласно [1 рис.5.1] при ;
- приведенное время апериодической составляющей тока КЗ определяемое по формуле: с.
Для определения по [1 рис.5.1] необходимо вычислить действительное время процесса КЗ по формуле:
где - выдержка времени релейной защиты подстанции на соответствующей ступени напряжения определяемая согласно заданию на КП;
– полное время отключения выключателя.
Согласно заданию на КП для ВН равно 05 с а согласно паспортным данным устанавливаемого высоковольтного выключателя с.
С помощью и с по графику [1 рис.5.1] определяем . Получаем с.
Окончательно принимаем высоковольтный выключатель наружной установки типа ВЭК-110-402000У3.
Результаты расчетов и паспортные данные выключателя сведем в табл.4.1.
Таблица 4.1 – Параметры выключателя и расчетные данные
Производим выбор вводного выключателя по следующим условиям:
По напряжению установки:
Предварительно выбираем высоковольтный выключатель ВВМ-10-3151600.
По максимальному рабочему току высоковольтного выключателя
По симметричному току отключения высоковольтного выключателя:
Согласно произведенным ранее расчетам действующее значение периодической составляющей тока КЗ на низкой стороне силового трансформатора Т1 (в расчетной точке K2) равно кА.
Согласно произведенным ранее расчетам токов КЗ ударный ток КЗ в расчетной точке K2 равен кА.
Принимаем кА 1706 кА.
Определяем действительное время процесса КЗ по формуле:
Тогда приведенное время КЗ равно: с
Окончательно принимаем высоковольтный выключатель типа вакуумный ВВМ-10-3151600.
Результаты расчетов и паспортные данные выключателя сведем в табл.4.2.
Таблица 4.2 – Параметры выключателя и расчетные данные
Производим выбор выключателей установленных на линиях от распределительного устройства до электродвигателей по следующим условиям:
Предварительно выбираем высоковольтный выключатель типа ВВЭ-М-10-20-315630-1600 У3.
Согласно произведенным ранее расчетам действующее значение периодической составляющей тока КЗ на низкой стороне силового трансформатора Т1 (в расчетной точке K3) равно кА.
Согласно произведенным ранее расчетам токов КЗ ударный ток КЗ в расчетной точке K3 равен кА.
Окончательно принимаем высоковольтный выключатель типа ВВЭ-М-10-20630У3.
Результаты расчетов и паспортные данные выключателя сведем в табл.4.3.
Таблица 4.3 – Параметры выключателя и расчетные данные
Производим выбор выключателей установленных на отходящих линиях по следующим условиям:
По максимальному рабочему току высоковольтного выключателя:
где – расчетная полная мощность максимума нагрузки предприятия;
- количество отходящих кабельных линий от РУ низшего напряжения согласно заданию на КП.
Согласно произведенным ранее расчетам действующее значение периодической составляющей тока КЗ на низкой стороне силового трансформатора Т1 (в расчетной точке K4) равно кА.
Определяем номинальную мощность отключения:
Согласно произведенным ранее расчетам токов КЗ ударный ток КЗ в расчетной точке K4 равен кА.
Окончательно принимаем высоковольтный выключатель типа ВВЭ-М-10-20630У3. Этот же выключатель устанавливаем на РП.
Результаты расчетов и паспортные данные выключателя сведем в табл.4.4.
Таблица 4.4 – Параметры выключателя и расчетные данные
Производим выбор секционного выключателя по следующим условиям:
Предварительно выбираем высоковольтный выключатель типа ВВТЭ-10-10630У3.
Окончательно принимаем высоковольтный выключатель типа вакуумный ВВТЭ-10-10630У3.
Выбор разъединителей:
Производим выбор разъединителей по следующим условиям:
По напряжению установки:
Предварительно выбираем разъединитель типа РНДЗ.1-1101000 У3 который устанавливается совместно с короткозамыкателем в блоке согласно рис.4.
По максимальному рабочему току разъединителей:
Производим проверку разъединителей на электродинамическую устойчивость предельному сквозному току КЗ:
Окончательно выбираем разъединитель типа РНДЗ.1-1101000 У3 который устанавливается совместно с короткозамыкателем в блоке.
Результаты расчетов и паспортные данные разъединителей сведем в табл.4.5.
Таблица 4.5 – Параметры разъединителей и расчетные данные
Выбор измерительных трансформаторов.
Измерительные трансформаторы тока на низкой стороне силовых трансформаторов:
Выбор по напряжению установки:
Номинальное напряжение трансформатора тока:
Выбор по максимальному току:
Величина максимального тока в месте установки трансформаторов тока была определена при выборе коммутационной аппаратуры:
Номинальный первичный ток трансформатора тока составляет:
Выбор по конструкции и классу точности:
Класс точности выбранного трансформатора тока составляет 05.
Выбор по электродинамической стойкости токам короткого замыкания:
Ударный ток в месте установки (определен при расчете токов КЗ):
Выбор по термической стойкости токам КЗ:
Выбор по вторичной нагрузке:
Номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ составляет =08Ом
Данные приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока сведены в таблицу:
Счетчик активной и реактивной энергии
Самая загруженная фаза А.
Сопротивление приборов:
К вторичной обмотке ТТ подключено 3 прибора поэтому сопротивление контактов принимаем равным rк=005Ом
Допустимое сопротивление соединительных проводов:
Сечение соединительных проводов:
Расчетная длина для данных условий (длина l=5м соединение трансформаторов в неполную звезду):
Жилы соединительных проводов принимаем алюминиевыми (ρ=00283).
Тогда сечение соединительных проводов:
По условиям прочности сечение соединительных проводов не должно быть менее 4 мм2.
Тогда принимаем сечение проводов 4 мм2
Тип контрольного кабеля принимаем АКРНГ.
Таблица расчетных данных и паспортных данных трансформатора тока:
Таким образом принимаем к установке трансформатор тока ТШЛК-10.
Измерительные трансформаторы тока в цепи секционного выключателя:
Принимаем трансформатор тока класса точности 05
Номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ составляет =04Ом
К вторичной обмотке ТТ подключено 1 прибор поэтому сопротивление контактов принимаем равным rк=005Ом
Расчетная длина l=5м соединение трансформаторов в неполную звезду:
Выбираем трансформатор тока ТЛК-10-1
Измерительные трансформаторы тока в линии отходящей к потребителям:
К вторичной обмотке ТТ подключено 2 прибора поэтому сопротивление контактов принимаем равным rк=005Ом
Таким образом принимаем к установке трансформатор тока ТЛК-10-1.
Аналогичный трансформатор устанавливаем на РП.
Кроме того устанавливаем трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ для фиксации простых замыканий фаз на землю.
Измерительные трансформаторы тока в цепи трансформатора собственных нужд:
Поскольку к вторичной обмотке трансформатора тока подключены расчетные счетчики то класс точности его должен быть не ниже 1.0 Класс точности выбранного трансформатора тока составляет 05
Номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ составляет S2ном=04Ом
Самая загруженная фаза А
Измерительные трансформаторы тока в цепи электродвигателя:
Класс точности выбранного трансформатора тока составляет 05
Номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ составляет Z2ном=0.4Ом
Таким образом принимаем к установке трансформатор тока ТЛК-10-1
Измерительные трансформаторы напряжения в ЗРУ-10кВ:
Номинальное напряжение трансформатора напряжения:
По конструкции и схеме соединения обмоток:
Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора НОМ НОС НОЛ соединенных по схеме открытого треугольника. Для измерения напряжения относительно земли могут применятся три однофазных трансформатора соединенных по схеме Y0Y0 или трехфазный трехобмоточный трансформатор НТМИ НАМИТ. Таким же образом в трехфазную группу соединяются однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ. Трансформаторы с литой изоляцией ЗНОЛ.06 предназначены для установки в КРУ вместо масляных трансформаторов НТМИ и ЗНОМ а трансформаторы НОЛ.08 – для замены НОМ-6 НОМ-10..
Принимаем для установки трансформаторы напряжения типа VRQ3 (аналог отечественного НТМИ).
Поскольку к трансформатору напряжения подключены как щитовые приборы так и расчетные счетчики то класс точности должен быть не ниже 1.0
По вторичной нагрузке:
Расчет вторичной нагрузки сводится в таблицу:
Потребляемая мощность
Счетчик активной энергии счетчик реактивной мощности
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Номинальная нагрузка трансформатора напряжения VRQ3 в классе точности 0.5 составляет 120 ВА.
Таким образом выбираем трансформатор напряжения VRQ3 по одному на каждой секции шин ЗРУ-10 кВ
Сечение алюминиевых соединительных проводов принимаем по условию механической прочности 2.5 мм2.
Выбор трансформаторов собственных нужд.
Состав потребителей собственных нужд подстанций зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам без синхронных компенсаторов без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов обогрев приводов QR и QN шкафов КРУН а также освещение подстанции.
На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ ВВБ) а при оперативном постоянном токе — зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки их подшипников насосы системы охлаждения GC. Также следует предусмотреть отопление помещения ЗРУ.
Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанций являются оперативные цепи система связи телемеханики система охлаждения трансформаторов и GC аварийное освещение система пожаротушения электроприемники компрессорной.
Мощность потребителей с. н. невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов.
На двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН мощности которых выбирают по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки одновременности и допустимой аварийной перегрузки.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.
Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330 — 750 кВ; на подстанциях 110 — 220 кВ — с числом масляных выключателей 110 или 220 кВ три и более; на подстанциях 110 — 220 кВ — с воздушными выключателями.
Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35 — 220 кВ без выключателей ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока на подстанциях 110 кВ с одним или двумя выключателями ВН.
На подстанциях с оперативным переменным током трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 6—10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6—10 кВ.
На проектируемой подстанции не установлено выключателей ВН напряжение ВН следовательно для питания оперативных цепей используется переменный оперативный ток
Определение нагрузки собственных нужд подстанции:
Установленная мощность кВт
Охлаждение силового трансформатора ТРДН-25000110
Отопление освещение и вентиляция помещения ЗРУ
Подогрев приводов разъединителей отделителей короткозамыкателей
Подогрев релейного шкафа
Расчетная нагрузка потребителей собственных нужд:
где kС – коэффициент спрос учитывающий одновременности нагрузки принимается равным 08.
Мощность трансформаторов СН:
Окончательно принимается трансформатор собственных нужд ТСКС-6010.
Расчет шин и шинных конструкций.
Выбор сборных шин ЗРУ-10кВ:
В закрытых распределительных устройствах 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка. Ошиновка и сборные шины преимущественно выполняются алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка электроустановок в пределах РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются. Поэтому выбор шин сводится к выбору сечения по нагреву а также производится проверка на электродинамическую и термическую стойкость.
Выбор шин по нагреву. При этом учитывается ток послеаварийного режима а также режима в период ремонтов.
Iдоп=2670 А для шин коробчатого сечения из алюминия АДО
Проверка шин на термическую стойкость к току КЗ
Проверка шин на электродинамическую стойкость токам КЗ сводится к сопоставлению механический напряжений возникающих в материале шин под действием токов КЗ.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
Длина пролета между изоляторами:
Расстояние между осями фаз:
Момент сопротивления:
Ударный ток короткого замыкания:
Сила взаимодействия между швеллерами:
Напряжение в материале составит
Условие механической прочности шин:
для алюминия марки АДО.
Условие механической прочности соблюдено.
Принимаются шины коробчатого сечения алюминиевые (АДО) сечением 695 мм2
В РУ шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах которые выбираются:
По допустимой нагрузке:
Fрасч- сила действующая на изолятор Н;- допустимая нагрузка на головку изолятора Н:
Fразр- разрушающая нагрузка на изгиб Н. Определяется по справочным данным.
Выбираем опорный изолятор ОФ-10-750
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЕЙ ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ
Для передачи электроэнергии от ГПП к цеховым трансформаторным подстанциям (ТП) будем использовать трехжильные силовые кабели на напряжение 10 кВ с бумажной пропитанной маслоканифольной изоляцией и нестекающим составом с жилами сделанными из алюминия. Выберем способ прокладки кабелей без специальных сооружений непосредственно в земляных траншеях. Марка кабеля АСБ (А – алюминиевые жилы бумажная изоляция С – свинцовая оболочка Б – ленточная броня покрытая пряжей.
Выбор кабелей произведем по следующим условиям:
)По номинальному напряжению
)По длительному допустимому току
где Iдоп – длительно допустимый ток с учетом поправки на количество проложенных рядом кабелей К1 и на температуру окружающей среды К2
Принимаем К1 = 1 (так как в траншее проложен один кабель); К2 = 1 (так как расчетная температура воздуха принята равной 250 С температура земли – 160 С). Значение Iдоп. ном выбираем по справочным данным.
Imax – расчетный ток продолжительного режима работы электроустановки. Он определяется по следующим выражениям:
Для отходящих линий на цеховые ТП рассчитывали при выборе коммутационной аппаратуры:
где Sм – суммарная цеховая полная мощность
N – количество отходящих линий к цеховым ТП;
Uнн – номинальное напряжение РУ НН.
Выбираем кабель с сечением жилы равным 95 мм2:
)По экономической плотности тока
где Jэк – экономическая плотность тока Амм2. Принимается в зависимости от конструкции кабеля и материала жил (для кабеля с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами Jэк = 1.4 Амм2.
Из двух сечений выбранных по допустимому току и по экономической плотности тока принимаем наибольшее то есть кабель с сечением жилы равным 120 мм2.
Выбранное по предыдущим условиям сечение кабеля проверим на термическую стойкость:
где q – выбранное по предыдущим условиям сечение;
qmin – минимальное сечение по термической стойкости
где С – функция значение которой принимаем равным 94;
Bk – импульс квадратичного тока КЗ (равен соответствующему значению из предыдущих расчетов).
а) для отходящих линий на цеховые ТП
Выбранное сечение кабеля по экономической плотности тока прошло проверку на термическую стойкость.
РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
Заземляющее устройство подстанции выполняется для трех типов заземления: защитного рабочего грозозащитного.
В качестве электродов заземления применяют отрезки угловой стали; стальные трубы (длиной 2.5 – 3.5 м); стержневые электроды (диаметром 10 – 14 мм; длиной 4.5 – 5 м).
Расчет заземляющего устройства сводится к определению количества электродов n обеспечивающих необходимое сопротивление.
Расчет выполним в следующем порядке:
)В зависимости от удельного сопротивления грунта ρ в месте сооружения определим сопротивление растеканию R прямоугольного контура подстанции периметром Pф.
Периметр спроектированной заводской ГПП составляет Pф = 159.4 м.
Удельное сопротивление грунта зависит от типа грунта (в соответствии с заданием на КП тип грунта в месте сооружения ГПП – мергель; соответственно ρ = 2000 Ом м).
По заданным Pф и ρ определим сопротивление растеканию R (по графику (сопротивление растеканию прямоугольного контура на глубине 2.5 м для всех климатических зон) приведенному в справочнике):
)В зависимости от расстояния между электродами α определим количество электродов n.
В качестве заземлителя будем использовать стержневые электроды (диаметром 10 мм; длиной 4.5 м) соответственно расстояние между электродами α равно 5 м.
По заданным ρ R и α определим количество электродов n (по номограмме (номограмма для определения количества электродов n для I и II климатических зон) приведенной в справочнике):
РАСЧЁТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ
Для защиты электрооборудования и сооружений ГПП применим многократные стержневые молниеотводы. Расположим молниеотводы на портале ОРУ 110 кВ и на здании ЗРУ 10 кВ.
Расчет молниезащиты подстанции сводится к определению высоты молниеотводов и построению зоны защиты.
Расчет проведем в следующем порядке:
)По известным данным D и hx определим ориентировочную высоту молниеотводов:
где D – диагональ прямоугольника образованного четырьмя стержневыми молниеотводами м;
р – поправочный коэффициент зависящий от высоты молниеотвода (для заводских подстанций р = 1 (h 30 м)).
)Определим высоту зоны защиты h0 между парами соседних молниеотводов:
где L1-2 – расстояние между молниеотводом расположенным на входном портале и молниеотводом находящемся на здании ЗРУ НН м.
)Определим оптимальную высоту молниеотводов:
)Определим радиус зоны защиты rx (м) на высоте hx (м) каждого молниеотвода:
)Определим ширину зоны защиты bx для каждой пары молниеотводов:
)По полученным данным построим внешнюю границу зоны защиты молниеотводов.
Зона защиты многократного стержневого молниеотвода
(выполнено в масштабе)
ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Волны грозовых перенапряжений возникающие во время грозы в электрических линиях распространяются по сети и воздействуют на изоляцию как самих линий так и электрооборудования электрических станций и подстанций. Защита электроустановок от грозовых перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжения.
Обмотка ВН трансформатора на 11010 кВ соединяется в звезду с нулевым проводом. Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное напряжение то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ограничителя перенапряжения к нулевой точке трансформатора.
Исходя из выше сказанного на проектируемой ГПП установим ограничители перенапряжения типа ОПН-110У3 для защиты от грозовых перенапряжений на каждую фазу двух подходящих линий ЗРУ ВН и в нейтраль обоих трансформаторов (в нейтраль устанавливаем ОПН номинальное напряжение которого в 2 раза меньше номинального напряжения сети то есть ОПН-35У1).

Чертеж 2.cdw

Стержневой молниеотвод
Высоковольтный выключатель
Ограничитель перенапряжения
Железнодорожный путь
Силовой трансформатор

Однолинейка.cdw