Проект электрической подстанции

ЭЧСП-1 и 2 листы.9.7.dwg

АТДЦТН-12500033011035
Проектирование электрической части
электрических соединений
Разрез по ячейке линии.
Опорный изрлятор 35 кВ.
Разъединитель 35 кВ.
Трансформатор тока 35 кВ.
Фильтр присоединения.
Разрез по ячейке трансформатора.
Однолинейная схема первичных
ГГТУ им. П.О.Сухого
Проект электрической подстанции
соединений подстанции
План и разрез РУ высокого
напряжения подстанции.

Задание 9 Вариант 7..doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
кафедра “электроснабжение”
по курсу: Электрическая часть станций и подстанций”
на тему: ”Проект электрической подстанции”.
Принял: Преподаватель
Определение суммарной мощности потребителей подстанции.
Выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов.
Выбор главной схемы электрических соединений подстанций.
Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанций.
Расчет токов короткого замыкания.
1 Составление схемы замещения электрической сети.
2 Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения.
3 Расчет токов к.з. на стороне 150 кВ.
4 Расчет токов к.з на стороне 35 кВ.
5 Расчет токов к.з на стороне 10 кВ.
Выбор средств ограничения токов короткого замыкания и коммутационной аппаратуры.
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
Выбор сборных шин токопроводов и кабелей для всех РУ.
Выбор конструкции РУ.
Выбор источника и оборудование оперативного тока.
Выбор схемы дистанционного управления и сигнализации выключателя.
Список используемых источников.
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений (с разработкой схем распределительных устройств и собственных нужд).
Выбор сечения воздушной и кабельной линий и расчет режимов электрической сети с проектируемой подстанцией.
Выбор коммутационных аппаратов.
Выбор токоведущих частей и кабелей.
Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы.
Выбор измерительных трансформаторов.
Выбор и описание конструкции распределительных устройств.
Графическая часть проекта содержит два листа. Главная схема электрических соединений – лист 1. Результаты расчета режимов электрической сети с проектируемой подстанцией – лист 2.
Основные цели и задачи проектирования:
Производство передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
Суммарная активная мощность определяется по формуле;
где n – количество отходящих линий.
P – передаваемая мощность по одной линии МВт.
kнп – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.
Суммарная полная мощность определяется по формуле;
где cosj – коэффициент мощности.
Суммарная реактивная мощность определяется по формуле;
Определим активную полную и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 10 кВ;
Определим активную полную и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 35 кВ;
Определим активную реактивную полную мощности потребляемой на стороне напряжения 150 кВ с учетом питания от ТЭЦ;
Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции кроме РУ низкого напряжения сооружаются РУ высокого и среднего напряжения (СН) и устанавливаются автотрансформаторы или трехобмоточные трансформаторы.
Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений но как правило при проектировании новых подстанций не устанавливается более двух трансформаторов на присоединение одного напряжения данного РУ.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:
где Sт.расч - расчетная мощность трансформатора МВA;
kп.ав=14 – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов. Такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условии что коэффициент предшествующей нагрузки kз не более 093 и длительность перегрузки не более 6 ч.
S - суммарная мощность потребителей МВA S=Sсн+Sнн. МВА;
Кав - коэффициент аварийной перегрузки;
n - количество трансформаторов.
Для первого и второго варианта выбираем в РУ по два трансформатора.
Первый вариант: питание предполагается осуществить на напряжении 150 кВ следовательно необходимо выбирать трансформаторы с высшим напряжением 150 кВ.
Для установки в РУ напряжением 110кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-25000 1503510 [1. стр. 154. Таблица 3.7.].
Второй вариант: согласно задания нет возможности применить другое напряжение питания. Также при проектировании новых подстанций как правило не устанавливается более двух трансформаторов одного наименования в одном РУ в данном случае также нет такой возможности. Исходя из этого разработка второго варианта заключается в применении другого трансформатора меньшей мощности с учетом недоотпуска электроэнергии.
Для установки в РУ напряжением 150кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-16000 1503510 [1. стр. 154. Таблица 3.7.].
Рассчитаем технико-экономические показатели.
Основное внимание уделяется методике выполнения расчетов а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям и в условных единицах.
Сопоставительную оценку рассматриваемого варианта схемы проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З у.е.год которые определяются из выражения:
Где рн – нормативный коэффициент эффективности 1год принимаемый в расчётах 012;
К– капиталовложения у.е.;
И– годовые издержки у.е.год;
Уо – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости трансформаторов. Результаты расчётов капиталовложений оформляют в таблицу 3.1.
Таблица 3.1.Результаты расчетов капиталовложений.
Количество единиц1вариант.
Количество единиц2вариант.
Стоимость единицы у.е.
Общая стоимость руб·=у.е.
Разъединители 220 кВ
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
где Иа=аК– амортизационные отчисления;
а– норма амортизационных отчислений для силового оборудования;
Ио=вК– издержки на обслуживание электроустановки;
В– норма отчислений на обслуживание;
Ипот=Wпот – издержки обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;
– удельные затраты по возмещению потерь у.е.кВтч.;
Wпот – годовые потери энергии кВтч.;
Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: а=64% в=3% – для оборудования до 150 кВ а=64% в=2% – при Uном≥220.кВ. При курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать =0810-5 тыс. у.екВт.ч.
Амортизационные отчисления;
Издержки на обслуживание электроустановки;
Рассчитаем потери энергии в трансформаторах;
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяется по формуле МВт ч.
где пс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции ч.
Время наибольших потерь определяется по формуле;
где Тм = 5000ч.– время использования максимальных нагрузок. ч;
При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания и потерь холостого хода определяем по [1].
Годовые потери в трансформаторе ТЦТН-16000 1503510;
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии Зэ1 по графику приведенному в [2. стр. 317. Рис. 8.1.] Зэ=18 у.е.(кВт ч).
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции;
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле (3.2) у.е.
Приведенные затраты определим по формуле (3.1) ;
Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции приведен в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции.
Стоимость оборудования ПС . у.е.
Издержки на амортизацию . у.е.
Издержки на обслуживание . у.е.а=64% в=3% – 150 кВ а=64% в=2% – при Uном≥220.кВ
Потери электроэнергии в трансформаторах МВт ч.
потери в трансформаторе 1503510
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в тр-рах . у.е.
Годовые эксплуатационные расходы . у.е.
Приведенные затраты у.е.
Выполним проверку по недоотпуску электроэнергии по критерию надёжности.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:
где y0 - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии принимаются равными у.е.(кВтч);
- параметр потока отказов принимаем равным 004 отказгод;
Тв - среднее время восстановления принимаем по [1] табл.6.6 равным 438 ч;
ΔP- аварийное снижение мощности трансформатора кВт.
Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:
где Sном - номинальная мощность трансформатора кВ×А;
Sрасч - мощность передаваемая через трансформатор кВ×А;
cosj - коэффициент мощности принимаем cosj = 085.
Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 16МВА):
Ущерб от недоотпуска электроэнергии для второго варианта:
Рассчитаем суммарные затраты для первого варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 10 МВА) с учетом затрат от недоотпуска электроэнергии.
З=23925352297+32904=2392568133.у.е.год;
Таким образом из расчётов видно что вариант с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА (учитывая ущерб по недоотпуску электроэнергии) не экономичнее варианта с трансформаторами мощностью 25 МВА поэтому на основании этого принимаем для дальнейших расчётов вариант с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.
Схема приведена на рис. 3.1.
Распределительное устройство на напряжении 150 кВ выполнено по схеме - одна секционированная система шин с обходной с секционным - обходным выключателями распределительное устройство на напряжении 35 и 10 кВ выполнено по схеме – одна секционированная система С110 35 и 10кВ подключаются через вводные выключатели к трансформатору ТДТН-25000 1503510.
Главная схема электрических соединений представлена на рис. 3.1.
Рис 3.1. Главная схема электрических соединений варианта 1.
Мощность потребителей СН подстанций невелика поэтому они питаются от сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двухтрансформаторных подстанциях 35–220 кВ устанавливаются два ТСН мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками с учетом допустимой перегрузки (kп=14) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов. Предельная мощность ТСН – 630 1000 кВ×А. На подстанциях 110 кВ и выше ТСН присоединяются к выводам 6–10 кВ главных трансформаторов до их выключателей через предохранители. На подстанциях с постоянным оперативным током ТСН подключаются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6–35 кВ.
Состав потребителей собственных нужд сводим в табл. 4.1.
Таблица 4.1. Состав потребителей собственных нужд.
Собственные нужды подстанции.
Установленная мощность кВт.
Подогрев приводов разъединителей 150 кВ.
Подогрев приводов выключателей 150кВ.
Подогрев релейных отсеков выключателей 150 кВ.
Подогрев приводов разъединителей 35 кВ.
Подогрев приводов выключателей 35 кВ.
Подогрев релейных отсеков выключателей 35 кВ.
Подогрев релейных отсеков ячеек 10 кВ.
Подогрев релейных отсеков ячеек 6 кВ.
Отопление освещение вентиляция ОПУ и комнат ДП.
Освещение ОРУ-110 кВ.
Освещение ОРУ-35 кВ.
Освещение ЗРУ-10 - 6 кВ.
Охлаждение тр-ров 2хТДТН-250001503510.
Расчетная мощность потребителей собственных нужд.
Аварийная перегрузка одного ТСН.
Расчетный ток ТСН на стороне 10 кВ.
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:
где Кс - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки принимается равным 0.8;
При наличии двух ТСН аварийная перегрузка одного ТСН возможна на kп=14 следовательно расчетная мощность ТСН;
Выбираем трансформатор типа ТМ-10010 [7. стр.180. таблица. П.2.1.]
Выбор схемы собственных нужд.
Защитный аппарат устанавливаемый перед ТСН предохранитель типа ПКТ(ПК) Схема присоединения ТСН указано в листе 1 графической части КП.
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также параметров электрических аппаратов релейной защиты Точки к.з. выбираем в трех местах системы чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения ее элементы (система генератор трансформатор линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенность составления схемы замещения: как правило силовые трансформаторы на понижающих подстанциях работают на шины низкого (среднего) напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов к.з. в электрической сети. Схема замещения представлена на рис. 5.1.
Рис 5.1. Расчетная схема замещения проектируемой подстанции.
За базисную мощность принимаем мощность равную Sб=1000 МВа;
За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети которые равны: Uб1=155 Uб2=367 кВ Uб3=105 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з. которые намечаются в расчетной схеме т.е. К1 - на шинах напряжения 150 кВ подстанции К2 - на шинах напряжения 35 кВ К3 на шинах напряжения 10 кВ.
Базисные токи определяются по формуле:
где Sб - базисная мощность МВА;
Uб - базисное напряжение кВ.
Определяем сопротивления элементов схемы замещения. ПС 110 кВ.
Сопротивление линий электропередач;
Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:
где Uк - напряжение короткого замыкания %.
Sн – номинальная мощность трансформатора МВА.
Для трансформаторов ТДТН 250001503510:
Определим сопротивление обмоток трансформаторов по (5.2.2).
3. Расчет токов к.з. на стороне 150 кВ.
Рассчитаем ток к.з. на стороне высокого напряжения трансформатора то есть в точке К1. Для чего преобразуем ее к следующему виду рис. 5.3.1.
Рис. 5.3.1. Преобразованная схема для расчета токов КЗ на стороне напряжения 150 кВ.
Параметры схемы замещения изображенной на рис. 5.3.1. следующие.
Сверхпереходной ток находим по формуле;
где I - сверхпереходной установившийся ток о.е.;
Е - ЭДС системы о.е.;
х - результирующее сопротивление ветви о.е.
Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле;
где kу – ударный коэффициент для 150 кВ. (kу=172) [3. стр. 161. Табл. 3-8.]
Iк – расчетный сверхпереходной ток трехфазного короткого замыкания;
4. Расчет токов к.з на стороне 35 кВ.
Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне 35 кВ. Преобразуем ее к следующему виду рис 5.4.1. Так как ветви на стороне 35 кВ напряжения имеют одинаковые сопротивления то токи к.з. на 1С 35 кВ и 2С 35 кВ будут иметь одинаковые значения.
Рис. 5.4.1.Преобразованная схема для расчета токов КЗ на стороне напряжения 35 кВ.
Параметры схемы замещения изображенной на рис. 5.4.1. следующие.
где kу – ударный коэффициент для 35 кВ. (kу=161) [3. стр. 161. Табл. 3-8.]
5. Расчет токов к.з на стороне 10 кВ.
Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне 10 кВ. Преобразуем ее к следующему виду рис 5.5.1. Так как ветви на стороне 10 кВ напряжения имеют одинаковые сопротивления то токи к.з. на 1С 10 кВ и 2С 10 кВ будут иметь одинаковые значения.
Рис. 5.5.1. Преобразованная схема для расчета токов КЗ на стороне напряжения 10 кВ.
Параметры схемы замещения изображенной на рис. 5.5.1. следующие.
Сопротивления Т1 и Т2 стороны высокого напряжения и среднего напряжения образуют треугольник который можно преобразовать в звезду и далее рассчитать но так как сопротивление стороны среднего напряжения равно 0 то расчеты можно упростить.
где kу – ударный коэффициент для 10 кВ. (kу=137) [3. стр. 161. Табл. 3-8.]
Результаты расчета токов короткого замыкания сведем в таблицу 5.6.
Таблица 5.6. Результаты расчета токов короткого замыкания.
Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов к.з является;
-секционирование электрических сетей;
-установка токоограничивающих реакторов;
-широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.
Реакторы служат для ограничения токов к.з. в мощных электроустановках а также позваляют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.
Реакторы выбираются по номинальному напряжению току и индуктивному сопротивлению.
Номинальное напряжение реактора выбирают в соответствии с номинальным напряжением электроустановки.
Номинальный ток реактора не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи в которую он включен.
Индуктивное сопротивление реактора определяют исходя из условий ограничения тока к.з. до заданного уровня.
Результирующее сопротивление Ом цепи до установки реактора определяются по выражению.
Требуемое сопротивление Ом цепи определяется по выражению;
Требуемое сопротивление Ом реактора определяется по выражению;
Далее по каталожным данным выбирают тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением.
Результирующее сопротивление Ом цепи с учетом реактора определяется по выражению;
Из результатов расчета видно что токи к.з. не превышает паспортные данные отключающей способности выключателей следовательно нет необходимости в установке токоограничивающего реактора.
Выбор разъединителей на стороне 150 кВ.
Определим максимальный ток для коммутационной аппаратуры со стороны напряжения 150 кВ;
Исходя из этого предварительно выбираем разъединитель типа РНДЗ.2-1501000 У1. [1. стр. 272. табл.5.5.]
Условия выбора. По номинальному напряжению;
Uном=150 кВ = Uрзд=150кВ;
По максимальному рабочему току;
Iн=1000. А > Iмакс=1347. А;
Проверка на динамическую стойкость;
Проверка на термическую стойкость;
Где Iкi – ток короткого замыкания в точке Кi.
Вk – тепловой импульс к.з. кА2с;
tоткл – полное время отключения тока к.з.
Та – постоянная времени затухания [М.ук табл 2.3].
Условия выполняются.
Результаты расчетов по выбору разъединителей сведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Результаты расчетов по выбору разъединителей 150 кВ.
Расчетные параметры сети.
Каталожные данные оборудования.
Результат выбора вводного разъединителя: РНДЗ.2-1501000 У1.
Результат выбора линейного разъединителя: РНДЗ.2-1501000 У1.
Результат выбора секционного разъединителя: РНДЗ.2-1501000 У1.
Выбор выключателей на стороне 150 кВ.
Рабочий ток для выключателей 150 кВ: Iраб=1347. А.
Исходя из этого предварительно выбираем элегазовый выключатель типа ВГТ-220-Iном=2500А Iот=40кА Iтсtтс=40кА3с (элегазовый);
Uном=150. кВ Uвык=220. кВ;
Iн=2500. А > Iмакс=1347. А;
Проверка на отключающую способность;
Iо=40. кА ≥ Iк1=43. кА;
Условие проверки на термическую стойкость выполняется.
Результаты расчетов по выбору выключателей сведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2. Результаты расчетов по выбору выключателей 150 кВ.
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Примечание: Технические данные секционного и линейного выключателя на стороне напряжения 150 кВ будут аналогичны выбранному линейному выключателю так как при различной схеме РУ 150 кВ нагрузка через секционный и линейный включатели может протекать расчетная максимальная.
Аналогично производим расчет и выбор аппаратов на стороне напряжения 35 и 10 кВ результаты расчетов сведем в таблицы 6.3-6.5.
Таблица 6.3. Результаты расчетов по выбору разъединителей 35 кВ.
Результат выбора вводного разъединителя: РНДЗ.2-351000 У1.
Результат выбора линейного разъединителя: РНДЗ.2-351000 У1.
Результат выбора секционного разъединителя: РНДЗ.2-351000 У1.
Таблица 6.4. Результаты расчетов по выбору выключателей 35 кВ.
Таблица 6.5. Результаты расчетов по выбору выключателей 10 кВ.
Примечание: На базе вакуумных выключателей ВР 1 возможно применять шкафы КРУ марки КУ–10Ц также возможна замена устаревших выключателей ВК-10 ВКЭ-10 ВМГ-133-10 ВМПЕ-10 ВЕМ-10Е в ячейках КРУ типа К-104 КМ-1Ф КР6-У4 К-ХII КРУ-2-10Е и др в ячейках КРУ.
Выбор предохранителей ТСН.
Для защиты ТСН используем предохранители марки ПК ПКИ ПКТ предназначенные для защиты силовых трансформаторов воздушных и кабельных линий в сетях 6 10 кВ также данные предохранители обладают токоограничивающим эффектом.
Рабочий ток для ТСН 10. кВ:
Исходя из этого предварительно выбираем предохранитель марки ПКТ101-10-20-315У3 [1. стр.254. Табл. 5.4] с плавкой вставкой большей через одну ступень.
Условия выбора по напряжению установки:
Uном=10. кВ = Uпр=10. кВ;
Iн=20. А > Iраб=789. А;
Iо=315. кА ≥ Iк3=129. кА;
Результаты расчетов по выбору предохранителей сведены в таблице 6.7.
Таблица 6.7. Результаты расчетов по выбору предохранителей.
Каталожные данные предохран.
Результат выбора: ПКТ101-10-20-315У3.
Выбор защиты от атмосферных перенапряжений.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 150кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН–15073102УХЛ1 с Uн=150кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 35кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1– 3563102УХЛ1 с Uн=35кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 10кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1–10МУ3 с Uн=10кВ для установки в ячейках выключателей и ТН–10 для установки на ОРУ применяется ОПН–П1 10105УХЛ1.
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.
Условие выбора опорных изоляторов. По номинальному напряжению установки.
где Uном.уст. – номинальное напряжение установки кВ;
Uном.из. – номинальное напряжение изолятора кВ;
По механической прочности.
где Fрасч. – сила действующая на изолятор Н;
Fдоп. – допустимая нагрузка на головку изолятора Н;
Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется по формуле;
где Fразр. – разрушающая нагрузка на изгиб Н;
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила определяется по формуле;
где kh – поправочный коэффициент учитывающий высоту шины если она расположена на ребро так как шины расположены горизонтально то kh=1.
а – ширина между фазами.
Выполним выбор изоляторов для напряжения 10 кВ.
Определим расчетную силу.
Выбираем изолятор типа ИО–10–375 У3 [1. стр. 282. табл. 5.7.] с Fрасч. =375. кН. Допустимая нагрузка на головку изолятора;
Следовательно данный изолятор по условиям выбора проходит.
Для РУ 10 кВ выбираем изолятор типа ИО–10–375 У3. [1. стр. 282. табл. 5.7.].
Для РУ 35 кВ выбираем изолятор типа С4-200I УХЛ. [1. стр. 284. табл. 5.7.].
Для РУ 150 кВ выбираем изолятор типа С4-950I УХЛ. [1. стр. 285. табл. 5.7.] так же на ОРУ 150 и 35 кВ применим подвесные изоляторы.
1. Выбор измерительных приборов.
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.
Измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования которые определяют режим управления объекта – подстанции.
В соответствии с ПУЭ показывающие или реагирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 25; счетчики активной энергии предназначенные для денежных расчётов (расчётные счётчики) - не ниже 20 а для линий межсистемных связей напряжением 110 кВ –10 220 кВ и выше – 05.
Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии. Для фиксирующих приборов допускается класс точности 30. Амперметры подстанций РУ могут иметь класс точности - 4.
В таблице 7.1 приведены приборы устанавливаемые на подстанции.
Таблица 7.1. Перечень приборов устанавливаемых на подстанции.
Трансформатор 1503510
Амперметр варметр ваттметр счетчики активной и реактивной энергии.
Сборные шины 1503510 кВ.
На каждой секции шин или системе шин
Вольтметр с переключателем для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр; осциллограф на транзитных пст.; фиксирующий прибор (U0).
Секционный выключатель.
Секционный выключатель
Отходящие линии 150 кВ.
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места к. з. расчетные счетчики активной и реактивной энергии.
Отходящие линии 3510 кВ.
Трансформатор собственных нужд
Амперметр расчетный счетчик активной энергии
2. Выбор трансформаторов тока.
Выбор трансформаторов тока встроенных в силовой трансформатор 1503510 на стороне 150 кВ.
Таблица 7.2.1. Приборы устанавливаемые на стороне 150кВ для силового трансформатора.
Таблица 7.2.2. Наименование приборов устанавливаемых на стороне 150кВ для силового трансформатора.
Максимальный ток для коммутационной аппаратуры со стороны напряжения 150 кВ;
Суммарная потребляемая мощность на вторичной обмотке ТТ.
Сопротивление контактов при малом количестве подключаемых приборов.
Исходя из этого предварительно выбираем трансформатор тока типа ТВТ-150-II-3005 [1. стр. 377. табл. 5.11].
Uном=150. кВ = UТТ=150. кВ;
Iн=300. А > Iраб=1347. А;
Проверка по вторичной нагрузке;
Сопротивление приборов;
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 30-Z2ном = 12. Ом.
Определяем допустимое сопротивление проводов;
С учетом механической прочности выбираем алюминиевые провода в поливинилхлоридной изоляции сечением 40 мм2 так как выбранное сечение больше следовательно сопротивление меньше и тем самым суммарное сопротивление не превышает допустимое сопротивление вторичной нагрузки ТТ.
где r0=781 мОмм – удельное активное сопротивление медного провода сечением 4 мм2.
Результаты расчетов по выбору ТТ на стороне напряжения 150 кВ сведены в таблице 7.2.3.
Таблица 7.2.3. Результаты расчетов по выбору ТТ.
Iт2× tт =252·3=1875 кА2·с.
Результат выбора: ТВТ-150-II-3005.
Выбор трансформаторов тока для силового трансформатора 1503510 на стороне 35 кВ.
Таблица 7.2.4. Наименование приборов устанавливаемых на стороне 35кВ для силового трансформатора.
СН (ячейка ввода 35 кВ)
Счётчик активной энергии ЕА05RAL
Алгоритм расчета и выбора встроенных трансформаторов тока аналогичен выбору трансформаторов по стороне напряжения 150 кВ Результаты расчетов по выбору ТТ на стороне напряжения 35 кВ сведены в таблице 7.2.5.
С учетом механической прочности выбираем алюминиевые провода в поливинилхлоридной изоляции сечением 40. мм2.
Таблица 7.2.5. Результаты расчетов по выбору ТТ.
Результат выбора: ТВ-35-II-6005. ТТ встроенные в ввода выключателя.
Выбор трансформаторов тока для силового трансформатора 1503510 на стороне 10 кВ.
Таблица 7.2.6 Наименование приборов устанавливаемых на стороне 10кВ для силового трансформатора.
НН (ячейка ввода 10 кВ)
Алгоритм расчета и выбора встроенных трансформаторов тока аналогичен выбору трансформаторов по стороне напряжения 150 кВ Результаты расчетов по выбору ТТ на стороне напряжения 10 кВ сведены в таблице 7.2.7.
Таблица 7.2.7. Результаты расчетов по выбору ТТ.
Iт2× tт =252·3=1875. кА2·с.
Результат выбора: ТПЛ-10-II-16005 ТТ встроенные в ячейку ввода выключателя ВР1-10-201600.
Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 150 кВ.
Таблица 7.2.12 Приборы устанавливаемые на стороне 150кВ для выключателей.
Таблица 7.2.13. Наименование приборов устанавливаемых на стороне 150кВ для выключателей.
Определим максимальный ток для коммутационной аппаратуры со стороны высокого напряжения 150 кВ;
Сопротивление контактов при большом количестве подключаемых приборов.
Исходя из этого предварительно выбираем элегазовый трансформатор тока типа ТОГ-150-II-I3005.
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05-Z2ном=12. Ом.
С учетом механической прочности выбираем алюминиевые провода в поливинилхлоридной изоляции сечением 40. мм2 так как выбранное сечение больше следовательно сопротивление меньше и тем самым суммарное сопротивление не превышает допустимое сопротивление вторичной нагрузки ТТ.
где r0=781–удельное активное сопротивление алюминиевого провода сечением 4 мм2.
Проверка на динамическую прочность;
Результаты расчетов по выбору ТТ сведены в таблице 7.2.14.
Таблица 7.2.14. Результаты расчетов по выбору ТТ.
Iт2× tт =632·3=11907 кА2·с.
Результат выбора для линейных выключателей: ТОГ-110-II-I3005.
Результат выбора для секционного выключателя: ТОГ-110-II-I3005.
Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 35 кВ.
Таблица 7.2.15. Приборы устанавливаемые на стороне 35кВ для выключателей.
Алгоритм расчета и выбора трансформаторов тока для выключателей аналогичен выбору трансформаторов по стороне напряжения 150 кВ. Результат расчета и выбора сведем в таблицу 7.2.16.
Таблица 7.2.16. Результаты расчетов по выбору ТТ.
Результат выбора ТТ для вводного выключателя: ТВ-35-II-6005. ТТ встр. в ввода выкл. ВБЦ-35201250У1.
Результат выбора ТТ для секционного выключателя: ТВ-35-II-3005. ТТ встр. в выкл. ВБЦ-35201250У1.
Результат выбора ТТ для линейного выключателя: ТВ-35-II-2005. ТТ встр. в выкл. ВБЦ-35201250У1.
Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 10 кВ.
Таблица 7.2.17. Приборы устанавливаемые на стороне 10кВ для выключателей.
Алгоритм расчета и выбора трансформаторов тока для выключателей аналогичен выбору трансформаторов по стороне напряжения 150 кВ. Результат расчета и выбора сведем в таблицу 7.2.18.
Таблица 7.2.18. Результаты расчетов по выбору ТТ.
Результат выбора ТТ для вводного выключателя: ТПЛ-10-II-16005.
Результат выбора ТТ для секционного выключателя: ТПЛ-10-II-8005.
Результат выбора ТТ для линейного выключателя: ТПЛ-10-II-2005.
3. Выбор трансформаторов напряжения
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 150 кВ.
К С150 кВ подключены две отходящих (одна питающая) линии 150 кВ силовой трансформатор сам трансформатор напряжения. Также на отходящей линии 150 кВ установлены счетчики активной и реактивной мощности. Требуемый класс точности 05 L=100м. При применении современных электронных счетчиков нагрузка всех трех фаз будет примерно одинаковая исходя из этого будем применять элегазовые трансформаторы напряжения из трех однофазных марки НОГ - 150. Также расчет вторичной нагрузки и потерю напряжения в соединительных проводах будем вести от одной фазы.
Расчет нагрузки основной обмотки приведем в таблице 7.3.1.
Таблица 7.3.1. Расчет нагрузки основной обмотки для С150кВ.
Наименование и тип прибора.
Мощность одной катушки. ВА.
Счетчик энергии ЕА05RAL.
Результат выбора: НОГ – 150 Sн=50.ВА. ОАО”Запорожский завод высоковольтной аппаратуры”.
Нагрузка вторичных цепей трансформатора напряжения по формуле;
Выбираем трансформатор ЗНОГ – 150 – У1 имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков 50 ВА.
Выполняется условие:
Сечение соединительных проводов с учетом механической прочности возьмем 4 мм2.
Расчетное значение тока фазы А;
Потеря напряжения в соединительных проводах одной из фаз:
Аналогично произведем расчет и выбор ТН для С35 С10кВ результаты сведем в таблицы 7.3.2 7.3.3.
Таблица 7.3.2. Расчет нагрузки основной обмотки для С35кВ.
Результат выбора: НАМИТ – 35 Sн=50.ВА.
Таблица 7.3.3. Расчет нагрузки основной обмотки для С10кВ.
Результат выбора; НАМИТ – 10 – У4 Sн=50.ВА.
Выберем предохранители марки ПКТН ПКН для защиты трансформатора напряжения 10 кВ. В данных предохранителях нет указателей срабатывания а плавкая вставка выполнена из константовой проволоки.
Рабочий ток для ТН 10. кВ Iр=039.А. Исходя из этого предварительно выбираем предохранитель марки ПКТН 103-10-2-315У3. с плавкой вставкой большей через одну ступень.
Условия выбора. По напряжению установки: Uном=10. кВ = Uпр=10. кВ;
По максимальному рабочему току; Iн=2. А > Iраб=039. А;
Проверка на отключающую способность; Iо=315. кА ≥ Iк3=129. кА;
Результаты расчетов по выбору предохранителей для ТН 10 сведены в таблице 7.3.4.
Таблица 7.3.4. Результаты расчетов по выбору предохранителей для ТН 10кВ.
Каталожные данные предохранит.
Результат выбора: ПКТН 103-10-2-315У3.
Основное оборудование подстанций и аппараты в этих целях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований вытекающих из условий работы.
Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры.
Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов к.з.
Выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий.
Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
Выбор сборных шин на стороне 150 кВ.
Сборные шины выбираются по допустимому току а не по экономической плотности тока так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих участках меньше рабочего тока.
Поэтому сборные шины должны удовлетворять условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:
Iдоп – допустимый ток на шины выбираемого сечения с учетом температуры окружающей среды А.
на термическую стойкость при воздействии токов к.з.;
на динамическую стойкость при к.з. (механический расчет).
Ток при максимальной нагрузке на шине Iр=13470.А. В РУ 150 кВ используют гибкие шины круглого сечения из проводов марки АС.
Выберем провод марки АС минимально допустимый по условиям коронирования АС-12019 с Iдоп=390. А.
Мощность к.з. на шинах 110 кВ;
Не требуется проверка на схлестывание т.к. мощность КЗ Sкз= 11172.МВА4000.МВА.
Проверка на термическую стойкость не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования не требуется так как провода выбраны с минимально допустимым сечение по условиям коронирования;
Окончательно выбираем провод типа: АС-12019 с Iдоп=390. А.
Выбор гибких токопроводов на стороне 110 кВ.
Токоведущие части от присоединений к сборным шинам до выводов к трансформаторам выполняются проводами.
Ток при максимальной нагрузке Iр2=13472=674.А.
По [1] определяем экономическую плотность тока ( при этом принимаем величину времени максимальных потерь равной ТМАХ=5000час) Jэ=11.Амм2;
Определяем расчетное сечение:
По таблице 7.35 [1] выбираем ближайшее меньшее сечение следовательно провод минимально допустимый по условиям коронирования АС-12019 с Iдоп=390. А.
Проверка на ток после аварийного режима (отключение одного трансформатора).
Iдоп=390.А> Iав=1347.А;
Аналогично выбираем сборные шины для С35кВ результаты расчетов сведем в таблицу 8.1.
Выбор сборных шин на стороне 10 кВ.
Шины имеют горизонтальное расположение. Расстояние между фазами а=05 м и пролетом l=10 м.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 808 при количестве полос на фазу 1 с Iдоп = 1320. АIр=12124.А.
Проверка на термическую стойкость при к.з.:
Определим минимально допустимое сечение по термической стойкости;
Следовательно шины 80х8 термически устойчивы.
Проверка шин на электродинамическую стойкость. При проверке шин на электродинамическую стойкость находится собственная частота колебания шины по формуле;
где L – длинна пролета между изоляторами м.
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4;
q – поперечное сечение шины см2;
При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины находится по формуле;
где b – толщина шины см;
Определим собственную частоту колебаний шин;
так как fо > 200 Гц то механического резонанса возникать не будет.
Механический расчет шин.
Шины являются механически прочными при выполнении условия;
где доп – допустимое механическое напряжение в материале шин (для алюминиевых шин 823 МПа);
где расч – расчетное напряжение шин;
Момент сопротивления шины определяется по формуле;
Напряжение в материале шин возникающее при воздействии изгибающего момента;
Следовательно шины механически прочны.
Окончательно принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х8 с Iдоп=1320.А.
Выбор гибких токопроводов на стороне 10 кВ для соединения трансформаторов.
Максимальный ток равен Iр=121242=6062.А.
По [1] определяем экономическую плотность тока ( при этом принимаем величину времени максимальных потерь равной ТМАХ=4000час): Jэ=11.Амм2;
По таблице 7.35 [1] выбираем ближайшее сечение следовательно провод типа: 3хАС-18543 c Iдоп=3х515.А.
Проверка на ток после аварийного режима (отключение одного трансформатора) Iав=12124.А. Iдоп=3х515.А> Iав=12124.А;
Условие выполняется.
Окончательно выбираем провод типа: 3хАС-18543 c Iдоп=3х515.А.
Таблица 8.1. Результаты выбора токоведущих частей проектируемой подстанции.
Сборные шины. Iдоп.А.
Токоведущие части Iдоп.А.
АС-12019 Iдоп=390. А.
АС-30039 Iдоп=710. А.
хАС-18543 Iдоп=3х515. А.
Выбор и описание открытого распределительного устройства.
Существуют два основных вида РУ - закрытые и открытые. Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). ОРУ применяют обычно при напряжениях - 35 кВ и выше. Для напряжения 150 и 35 кВ выбираем ОРУ.
Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. ОРУ должно быть ограждено. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводников или круглых труб. Первые крепятся на порталах с помощью подвесных изоляторов а вторые с помощью опорных изоляторов на железобетонных и металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет уменьшить площадь ОРУ. Шины были выбраны гибкие из многопроволочных проводов. Под силовыми трансформаторами укладывается слой гравия не менее 25 см и предусматривается сток масла а в аварийных случаях в систему стока ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики воздуховоды прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных в конструкции ОРУ.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ:
- меньший объем строительных работ и как следствие уменьшение стоимости РУ так как необходимы лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;
- легче выполняется расширение и конструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения;
В то же время ОРУ занимают большую площадь менее пригодны для эксплуатации при плохих климатических условиях аппараты подвержены запылению загрязнению и колебанию температуры.
Открытое РУ 150 кВ выполнено по схеме одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями распределительное устройство на напряжении 35 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин.
На питающих линиях 150 кВ предусматриваем установку аппаратов высокочастотной обработки (конденсаторы связи фильтры присоединения и заградители) отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет приемопередатчик от высокого напряжения промышленной частоты линии.
Предусматриваем установку бумажно-масляных конденсаторов типа СМР - 553 - 0.044 на линиях 150 кВ. Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии соединяет конденсатор связи с землей образуя таким образом замкнутый контур для токов высокой частоты. Устанавливаем фильтр ОФП - 4.
Заградитель преграждает вход токов высокой частоты за пределы линии.
Выпускаемые отечественной промышленностью заградители КЗ-500 рассчитаны на рабочий ток 700 А. Предусматриваем также защиту оборудования подстанции от атмосферных перенапряжений с помощью вентильных разрядников. Разрядники размещаются в РУ-150 кВ РУ-35 10 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с TV устанавливаются на выкатом элементе. Кроме того разрядники устанавливаются на выводах высшего среднего и низшего напряжения трансформаторов так как они удалены от 150 и 35кВ более чем на 16 м.
Схемы и размеры РУ приведены в графической части проекта.
Выбор и описание закрытого распределительного устройства.
Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) обычно сооружаются на напряжения 3-20 кВ. Однако при ограничении площади РУ а также неблагоприятных климатических условиях и большой загрязненности атмосферы применяют ЗРУ 35-330 кВ. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым и должно запираться на замок.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не менее 1 м при одностороннем и при двухстороннем обслуживании - 1.2 м. Если в коридоре помещены приводы разъединителей и выключателей то ширина такого коридора должна быть 1.5 и 2 м соответственно.
Из помещения ЗРУ-10 кВ предусматриваются выходы наружу или в помещение с негорючими стенами и перекрытиями: один выход при длине РУ до 7м; два выхода по концам при длине РУ от 7 до 60 м и при длине более 60м – два выхода по концам и один с таким расчетом чтобы расстояние от любой точки коридоров РУ до выхода не превышало 30 м.
Двери из ЗРУ-10 кВ должны иметь самозапирающиеся замки открываемые со стороны РУ без ключа и открываться наружу. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Распределительное устройство должно быть экономичным. Так как помещение ЗРУ-10 кВ длиной более 7 метров предусматриваем два выхода по его торцам.
Для нормальной работы приборов и аппаратов управления и сигнализации а также для питания оперативных цепей релейной защиты и автоматики создающих логическую последовательность операций при срабатывании соответствующего устройства необходим вспомогательный источник оперативного тока. Возможно использование как постоянного так и переменного оперативного тока. Питание оперативных цепей может осуществляться как от специальных независимых источников энергии (аккумуляторных батарей) так и путем отбора мощности от первичной установки.
Использование аккумуляторной батареи в качестве источника оперативного тока обеспечивает электроснабжение вторичных устройств даже при полном исчезновении напряжения переменного тока в обслуживаемой электроустановке. Однако капитальные затраты оказываются значительными. Поэтому аккумуляторные батареи применяют только на мощных электростанциях и крупных районных подстанциях ( на всех подстанциях 330-750 кВ и на подстанциях 110-220 кВ при наличии РУ 110-220 кВ со сборными шинами). На основании вышеуказанного выбираем установку постоянного тока с аккумуляторными батареями.
Выполним выбор аккумуляторных батарей подзарядного и зарядного агрегата.
Аккумуляторные батарей выбираются по необходимой емкости уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.
Количество элементов присоединяемых к шинам в режиме постоянного заряда определяется по формуле;
где n0 - число основных элементов в батарее;
Uш – напряжение на шинах Uш=230 В;
Uпз – напряжение на элементе в режиме подзаряда Uпз=215 В;
Определим число основных элементов в батарее;
Число элементов в режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 26 В;
Число элементов в режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 175 В;
Число элементов присоединяемых к элементному коммутатору;
Типовой номер батареи выбирается по формуле;
где Iав – нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда А;
5 – коэффициент запаса;
j – допустимая нагрузка аварийного разряда АN приведенная к первому номеру аккумуляторов в зависимости от температуры электролита.
Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера.
Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толчковому току;
где 46 – коэффициент учитывающий допустимую перегрузку;
Iт.макс. – наибольший толчковый ток А.
Наибольший толчковый ток определяется по формуле;
где Iпр – ток потребляемый электромагнитными приводами выключателей включившихся в конце аварийного режима А;
Расчет нагрузки приведен в табл. 10.1.
Таблица 10.1. Расчет и выбор источника и оборудование оперативного тока.
Параметры электроприемников
Расчетные нагрузки. А
Номинальная мощность. кВт.
Расчетный ток длительного режима. А.
Аварийный режим до 05 ч
Толчок тока в начале аварийного режима.
Наибольший толчковый ток (в конце разряда).
Постоянная нагрузка.
Аварийное освещение.
Преобразовательные агрегаты оперативной связи.
Приводы выключателей 10 кВ.
Приводы выключателей 35 кВ.
Приводы выключателей 150 кВ.
Определим типовой номер батарей;
Принимаем необслуживаемую аккумуляторную батарею с типовым номером 10.
Выбранный аккумулятор необходимо проверим по наибольшему толчковому току;
В настоящее время выпускаются малообслуживаемые (требующие незначительного ухода) и герметичные необслуживаемые аккумуляторы. В них используется принцип рекомбинации газов по кислородному циклу в результате которой выделяющиеся внутри аккумулятора кислород и водород вновь соединяются с образованием воды. Существует два основных способа "связывания" электролитов:
применение пропитанного жидким электролитом пористого заполнителя например стекловолокна (технология Absorpt
использование гелеобразного электролита (технологии Dryfit и Gelled Electrolite — GEL).
Их главное преимущество перед аккумуляторами классического типа состоит в том что они практически не требуют обслуживания в течение всего срока службы и могут эксплуатироваться в помещениях с естественной вентиляцией.
Шкаф оперативного тока работает от двух независимых источников питания переменного тока (ТСН). Зарядное устройство и аккумуляторная батарея находятся в постоянном параллельном соединении обеспечивая таким образом высокую безопасность и надежность эксплуатации в сочетании с экономичностью. Зарядное устройство обеспечивает питание потребителей и одновременно заряжает батарею.
Заряд аккумулятора производится от источника постоянного тока (выпрямительной установки). При этом к аккумулятору подводится напряжение большее чем его э.д.с. и направление движения ионов внутри аккумулятора меняется на противоположное.
В качестве зарядных устройств применяются статические преобразователи. Для выбора подзарядного и зарядного устройств определяют величину тока подзаряда IП и напряжение UП ток заряда IЗ и напряжение в конце заряда UЗ по которым определяют необходимую мощность преобразователя.
Для подзаряда и послеаварийного заряда устанавливаем статические выпрямительные агрегаты ВАЗП-300-30 на напряжение 300 В и ток 70 А.
К системам дистанционного управления выключателями предъявляются следующие требования:
цепи управления должны допускать отключения выключателя как со щита управления так и по месту его установки;
на щите управления распределительного устройства должна быть предусмотрена сигнализация положения выключателя;
цепи управления (включения и отключения) должны иметь контрольные устройства сигнализирующие об обрыве этих цепей;
управляющий импульс должен сниматься с исполнительного элемента после выполнения команды так как обмотки электромагнитов приводов не предназначены для длительного обтекания током;
схема управления должна предусматривать блокировку от ”прыгания” исключающую возможность при к. з. многократных включений выключателя при одном командном импульсе;
схема должна предусматривать возможность не только ручного управления но и подачи соответствующего импульса от устройств релейной защиты и автоматики;
число жил контрольного кабеля соединяющего устройства щита управления и выключатель должно быть минимальным.
С учетом требований к дистанционным схема управления изложенным выше принимаем схему управления приведенную на рис. 12.1.
Электромагнит YAT предназначен для освобождения защелки привода после чего выключатель отключается под действием отключающихся пружин. Больших усилий при этом от электромагнита не требуется он выполняется компактным и потребляет небольшой ток. Поэтому YAT питается от шинок управления непосредственно через контакты ключа или реле управления.
Подача ключом ПМОВФ команды на включения выключателя производится в два приема: из положения рукоятки «отключено» в положение «предварительно включено» и из положения положение «предварительно включено» в положения «включено». Выполнение команды в два приема снижается вероятность ошибочных действий персонала. После подачи команды и освобождения рукоятки ключа последняя под действием механизма возврата переходит в положение «включено».
При подаче команды «включить» образуется цепь: +ШУ контакты 5 – 8 ключа управления KBS1 замкнутые вспомогательные контакты выключателя В обмотка промежуточного контактора КM – ШУ. По обмотке КM протекает ток и YAC включается.
Аналогично происходит включения выключателя при действии устройств автоматики выходные контакты которых включаются параллельно контактам ключа управления.
Команда на отключения выключателя выполняется с помощью ключа также в два приема: из положения рукоятки «включено» в положение «предварительно отключено» и из положения положение «предварительно отключено» в положения «отключено».
При подаче команды «отключить» образуется цепь: +ШУ контакты 6 – 7 ключа управления катушка реле KBS1 замкнутые вспомогательный контакт выключателя SQ (который замкнулся при включении) обмотка электромагнита YAT – ШУ. Сердечник YAT втягивается освобождает защелку привода и выключатель отключается.
Обмотки электромагнитов YAT и YAC рассчитаны на кратковременное прохождение тока. Кратковременность командного импульса обеспечивается введением в цепь управления вспомогательных контактов SQ связанных с валом привода выключателя размыкающих цепь управления после включения или отключения выключателя. Достаточно мощные вспомогательные контакты выключателя одновременно с разрывом цепи управления обеспечивают бестоковое размыкание контактов ключа управления или реле после выполнения управляющей команды так как эти контакты не рассчитаны на разрыв тока катушек YAT и YAC.
Блокировка от «прыгания» выполнена с помощью специального реле KBS.
Реле KBS имеет две обмотки: последовательную KBS1 в цепи YAT и параллельную KBS2.
При включении выключателя на к. з. ключом управления или устройством автоматики срабатывает релейная защита данного присоединения подавая команду на отключение выключателя. Создается положение когда одновременно существуют две команды: на включение – контакты ключа (если оператор еще не успел отпустить рукоятку ключа) или от устройств автоматического включения и на отключения – контактами релейной защиты. Неправильная работа привода выключателя в этом случае блокируется с помощью реле KBS.
Сигнализация положения коммутационных аппаратов служит для информации оперативного персонала о состоянии схемы электрических соединений в нормальном и аварийных условиях.
Сигнализация положения выключателей выполняется с помощью сигнальных ламп.
Сигнальные лампы располагают непосредственно у ключа управления или встраивают в мнемоническую схему щита.
В данной схеме подготовительные переключения в цепях сигнализации производятся контактами ключа одновременно с подачей команды изменение положение выключателя фиксируются вспомогательными контактами выключателя. Питание сигнальных ламп производится от тех же шинок что и питание цепей управления.
Если ключ находится в положении «отключено» и выключатель отключен то образуется цепь: +ШУ контакты 15–14 ключа резистор R2 нормально замкнутый вспомогательный контакт выключателя SQ зеленая лампа HLT– ШУ. Зеленая лампа горит ровным светом. Цепь красной лампы HLC разомкнута.
Если ключ находится в положении «включено» и выключатель включен то образуется цепь: + ШУ контакты 23 – 21 ключа резистор R1 вспомогательный контакт выключателя SQ (замкнется при включении выключателя) красная лампа HLC – ШУ. Красная лампа горит ровным светом.
При положении ключа «включено» и отключенном выключателе образуется цепь: + ШМ контакты 13 – 14 ключа резистор R2 вспомогательные контакты выключателя SQ лампа HLT – ШУ. Зеленая лампа горит мигающим светом.
При положении ключа «отключено» и включенном выключателе образуется цепь: + ШМ контакты 18 – 19 ключа резистор R1 вспомогательные контакты выключателя SQ лампа HLC –ШУ. Красная лампа горит мигающим светом.
Зеленая лампа горит мигающим светом также при положении ключа управления «предварительно включено» и отключенном выключателе.
Красная лампа горит мигающим светом также при положении ключа управления «предварительно отключено» и включенном выключателе.
Данная схема позволяет четко фиксировать с пункта управления все положения выключателя и вести контроль за выполнением управляющих команд.
Предупреждающая сигнализация извещает персонал о ненормальном режиме работы контролируемых объектов и частей электроустановки или о ненормальном состоянии вторичных цепей защиты и автоматики.
Для контроля цепей управления использованы два промежуточных реле: реле положения «включено» KL3 фиксирующее включенное положение выключателя и контролирующее цепь отключения и реле положения «отключено» KL2 фиксирующее отключенное положение выключателя и контролирующее цепь включения. В цепи этих реле устанавливаются дополнительные резисторы R для исключения ложного срабатывания контактора КM или YAT в случае закорачивания обмоток KL2 и KL3.
Запуск сигнализации обрыва цепей управления происходит через последовательное включенные размыкающие контакты реле KL3 и KL2. При исправном состоянии цепей управления обмотка одного реле обтекается током а другого обесточена. В результате цепь подачи сигнала разомкнута. В случаи обрыва цепи последующей операции обмотки обоих реле обесточены и происходит запуск сигнализации.
Рис. 10.1. Схема управления и сигнализации выключателя.
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа ТДТН-250001503510. При выборе принципиальной схемы предпочтение было отдано схеме по напряжению 150 кВ одна секционированная система шин с обходной с секционным и обходным выключателями распределительное устройство на напряжении 35 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин распределительное устройство на напряжении 10 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин. Собственные нужды ГПП запитались от С10 кВ. ТСН типа ТМ-10010.
Результат выбора коммутационной аппаратуры.
На стороне150 кВ-выключатели ВГТ-220-402500У1 разъединители РНДЗ.2-1501000 У1.
На стороне35 кВ-выключатели ВГБ-35125630У1 разъединители РНДЗ.2-351000 У1.
На стороне10 кВ-выключатели ВР1-10-201600-630.
Для защиты ТН 10 выбран предохранитель типа ПКТН 103-10-2-315У3.
Для защиты ТСН 10 выбран предохранитель типа ПКТ101-10-20-315У3.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 150кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН 15073102УХЛ1 с Uн=150кВ.
При выборе измерительных приборов были выбраны:
Для силового трансформатора ТДТН-250001503510 на стороне 150 кВ и 35 кВ- трансформаторы тока типа ТВТ-150-II-3005 встроенные в силовой трансформатор 1503510 и ТВ-35-II-6005 и встроенные в ввода выключателя ВГБ-35125630У1 ТПЛ-10-II-16005 в ячейках вводных выключателей 10 кВ ВР1-10-201600.
Для выключателей ВГТ-220-402500У1 - ТОГ-150-II-I3005.
Для выключателей ВГБ-35125630У1 - ТВ-35-II-6005 встроенные в вводные выключатели.
Для выключателей ВГБ-35125630У1 - ТВ-35-II-3005 встроенные в секционный выключатель.
Для выключателей ВГБ-35125630У1 - ТВ-35-II-2005 встроенные в линейный выключатель.
Для выключателей ВР1-6-20630 - ТПЛ-10-II-8005 встроенные в ячейки секционного выключателя.
Для выключателей ВР1-6-20630 - ТПЛ-10-II-2005 встроенные в ячейки линейного выключателей.
Трансформаторы напряжения типа НОГ-15050-У1 и НАМИТ – 3550-У1 установленные на С110 и С35 кВ.
на стороне 10 кВ - трансформаторы напряжения НАМИТ – 10 – У4 с Sн=50.ВА.
Выбор токоведущих частей:
на стороне 110 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС сборные шины АС-12019 токопроводы АС-12019 .
на стороне 35 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС сборные шины АС-30039 токопроводы АС-30039.
на стороне 10 кВ - окрашенные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х8 токопроводы 3хАС-18543.
Крючков И.П. Неклипаев Б.Н.. Электрическая часть электростанций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М. Энергоатомиздат1989 г.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. Изд. 2-е перераб. и доп. М. Энергия 1977 288 с. с ил.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С.. Электорооборудование станций и подстанций. 2-е изд. -М.: Энергия 1980 г.
Гук Ю.Б. и др.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебное пособие для вузов. -Л.: Энергоатомиздат1986 г.
Методические указания для курсового проектирования по курсу “Электрические станции и подстанции систем электроснабжения”.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций- М.: Энергоатомиздат 1986.
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. – Мн.: ДизайнПРО 1997.-192с.: ил.