Проектирование электрической части подстанции 35/10-10

Копия (3) Министерство образования и науки РФ.doc2.doc

Министерство образования и науки РФ
Саратовский Государственный Технический Университет
Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту на тему:
Районная понизительная подстанция
Схема электроснабжения
Курсовой проект по курсу “Электрические сети и подстанции систем электроснабжения” на тему “Районная понизительная подстанция 3510-10 кВ” содержит 57 страниц включая 23 рисунка 34 таблиц и 9 источника литературы а также 2 чертежа.
ПОТРЕБИТЕЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НАГРУЗКА ГРАФИКИ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР РАЙОННАЯ ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА АВТОМАТИКА ИЗМЕРЕНИЕ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической части районной понизительной подстанции. При проектировании были соблюдены требования ПУЭ по обеспечении надежности электроснабжения потребителей были произведен выбор главных схем электрических соединений подстанции трансформаторов релейной защиты и автоматики оборудования и электрических аппаратов.
Целью данного курсового проекта является:
-углубление и закрепление знаний полученных при изучении курсов “Электрические станции и подстанции систем электроснабжения” “Переходные процессы в системах электроснабжения” и др.;
-получения первоначального опыта проектно-конструкторской работы изучения методов проектирования электроустановок;
-ознакомление с литературой используемой при расчетах и конструктивном проектировании электрических схем и распредустроиств.
Схема сетевого района .. .7
Обработка графиков нагрузок .. 8
Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности
силовых трансформаторов .. .. 11
Выбор главной схемы электрических соединений подстанции 19
Расчет токов короткого замыкания . 21
Выбор основного оборудования и токоведущих частей 28
Выбор релейной защиты и автоматики 45
Измерение и учет электроэнергии 49
Выбор оперативного тока источников питания. .. .. .. 50
Собственные нужды ПС 50
Регулирование напряжения на подстанциях .. 51
Выбор конструкции распределительных устройств .52
Заземление подстанции 53
Молниезащита подстанции 55
Заключение .. .. .. 56
Список литературы .. .. .. .. 57
В России в настоящее время действует один из крупнейших электрических потенциалов мира объединенный в систему называемую Единой энергетической системой (ЕЭС) России.
В ЕЭС России входят более 70 региональных электроснабжающих организаций обеспечивающих электрической энергии более 40 миллионов промышленных сельскохозяйственных и других потребителей. Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные совместные предприятия строятся новые жилые загородные поселки ведется строительство новых городских построек появляются фермерские хозяйства и многое другое.
Все это потребители электроэнергии и зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью для надежного электроснабжения вновь появившихся потребителей или же в некоторых местах вообще нет источников электроэнергии. Все эти факторы требуют строительства новых подстанций или же реконструкции уже существующих но устаревших подстанций.
Таблица 1.1 - Генераторы
Таблица 1.2 - Система
Таблица 1.3 - Трансформаторы
Таблица 1.4 - Воздушные линии
Таблица 1.5 - Нагрузка
Таблица 1.6 - Подстанция
Рmax при cosφ=08 МВт
Число отходящих линий
Категории потребителей %
Таблица 1.7 - Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки
Потребители подключенные к РУНН
Потребители подключённые к РУСН
Таблица 1.8 - Заземляющее устройство подстанции
Удельное сопротивление Ом·м
Толщина верхнего слоя земли с ρ h1 м
Сведения для выбора схемы электроснабжения
Вариант 11 проектируемая подстанция: ПС5 с трансформаторами Т13 Т14.
Выключатели: Q4 Q5 Q3 Q6 Q7 Q14 Q15 Q27 Q23 Q25 Q29 Q30 Q39 Q40 Q42 Q48 Q49 Q50 Q33 Q19 Q20 Q12 Q13.
Примечание: сумма двух последних цифр зачётки равна 2 последняя цифра зачётки равна
Схема сетевого района
Рис.2.1 Схема электроснабжения
Обработка графиков нагрузок потребителей
По заданным суточным графикам в относительных единицах (таблица 1.7) и максимальной нагрузке на шинах высшего напряжения (таблица 1.6) строим зимний и летний суточные графики на шинах 10 35 кВ.
Распределение нагрузки между СН и НН примем равное.
Рис 3.1 Суточный график нагрузки на низшем напряжении
Рисунок 3.2 Суточный график нагрузки на среднем напряжении
По зимним суточным графикам вычисляем коэффициенты нагрузки
Рисунок 3.3 Суточный график нагрузки на высшем напряжении
По полученным зимнему и летнему суточным графикам построим годовой график по продолжительности нагрузок. Продолжительность зимнего периода можно условно принять 213 суток а летнего-152.
Количество электроэнергии проходящей через проектируемую подстанцию за год
Рисунок 3.4 Годовой график по продолжительности нагрузок для НН
Рисунок 3.5 Годовой график по продолжительности нагрузок для СН
Рисунок 3.6 Годовой график по продолжительности нагрузок для ВН
Среднегодовая нагрузка
Коэффициент заполнения
Продолжительность использования максимальной нагрузки.
Время потерь находится по кривым =f(Тcos φ)
Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов
По таблице 2.3: Т3Т4 имеют мощность S=63 МВА;
У генераторов G1-G4 Uном=105 кВ;
У системы С2 U=500 кВ;
Поэтому были выбраны:
Т3Т4: ТДТН-63000110;
Т5Т6: АТЦТН-250000500110;
Т7Т8: ТДТН-40000110 [Л 5].
Из чего следует что ВН ПС5-35 кВ.
Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях имеющих потребителей первой и второй категорий как правило предусматривается установка двух трансформаторов.
Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов мощности.
Для первого варианта мощность тр-ра: Sт1=Smax*KI-IIKав МВА
KI-II-коэффициент участия потребителей I и II категорий равный 08 (таблица 1.6)
Kав-принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки. Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М Д ДЦ и Ц на 40% (Кав=14) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.
Если хотя бы одно из этих требований не выполняется аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30 % (Кав=13) в течение 120 минут.
Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения ) по шкале ГОСТ 9680-77.
Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=13.
Smax= РMAXcosφ=1508=1875 МВА
Sт1=1875*0813=1154 МВА
Ближайшее ном. значение: 16 МВА
Вариант для сравнения: 25 МВА
) Sном=16 МВА; ТДН-1600035; Рк=85 кВт; Рх=18 кВт; Q Uk=10 %; Qкз=Sномт*
) Sном=25 МВА;ТРДНС-2500035; Рк=115 кВт; Рх=25 кВт; Q Uk=95%. [Л 5 табл.6.48 6.49]
В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:
При этом принимают SНН1 = SНН2 = 05SН и РкзНН1 = РкзНН2 = 05РкзВН-НН двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой.
=1169978266 кВт · ч.
Определим капитальные затраты по формуле:
где Кi расчетная стоимость трехфазных трансформаторов Kуд - коэффициент удорожания Куд = 75 – по консультации экономиста.
К1 = 2×612×75 = 9180 тыс. руб;
К2 = 2×77×75 = 11550 тыс. руб.
Показателем экономической эффективности являются интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД); индекс доходности (ИД); срок окупаемости(Ток).
Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период приведенная к начальному шагу или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).
Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:
где - результат (доходы) достигаемый на t-м шаге расчета; - затраты (без капитальных) осуществляемые на t-м шаге расчета; Т— продолжительность расчетного периода или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта); - коэффициент дисконтирования.
где Е - норма дисконта равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта); t - номер шага расчета как правило по годам начиная с момента начала осуществления проекта.
Величина дисконтированных капиталовложений:
где Кд-сумма дисконтированных капиталовложений; Кt-капиталовложения на t-ом шаге.
Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:
Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта) за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это период (измеряемый в годах или месяцах) после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.
После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства рентабельность продукции.
Рентабельность производства определяется по формуле:
Где ПВt-валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т тыс.руб.год; Kt стоимость производственных фондов тыс.руб.; T- период ввода объекта в экcплуатацию.
Рентабельность продукции вычисляется по формуле:
где Пчt - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года тыс.руб.год;
R- выручка от реализации t-гo года тыс.руб.год.
Полученные значения экономической и финансовой эффективности для сравниваемых вариантов сводятся в таблицу.
Порядок заполнения таблицы "Ожидаемые технико-экономические показатели выбранного варианта электроснабжения”
Принять продолжительность расчетного периода (горизонт расчета) который может быть равен сроку службы системы электроснабжения. Структуру и распределение во времени доходов и расходов показать в таблице по всем годам (за весь срок жизни проекта).
Прежде чем распределять по годам капитальные затраты необходимо принять продолжительность строительной стадии т. е. количество лет или месяцев от начала осуществления проекта до момента ввода его в эксплуатацию затем распределить равномерно (или неравномерно) по годам первоначальные капитальные вложения.
Учитывая особенности производства передачи и распределения электроэнергии а также невозможность (в рамках требований государственного стандарта и учебного плана) проследить и учесть все взаимосвязи и влияние работы проектируемой системы электроснабжения на конечные результаты деятельности предприятия в целом рекомендуется в ряде случаев (по согласованию с консультантом по экономической части дипломного проекта) в качестве товарной продукции условно принимать объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения. Выручка от реализации в этом случае рассчитывается по формуле:
где I - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии (03);W- объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения кВт*чгод; С - тариф на электроэнергию руб.кВт*ч.
Затраты (без капитальных) осуществляемые на t-ом шаге расчета определяются по формуле:
где И- суммарные эксплуатационные расходы t-го года тыс.руб.год;
H - налоги и сборы t-го года тыс.руб.год.
При выборе схем электроснабжения определение структуры Ии расчет экономических элементов этого показателя производится согласно методическим указаниям кафедры ЭПП [Л 1Л 8] по формуле:
где И - стоимость потерь электроэнергии t-гo года тыс.руб.год; Иot -отчисления на эксплуатационное обслуживание t-гo года тыс.руб.год. Амортизация ранее приобретенного оборудования включаемая в себестоимость продукции в денежных потоках не отражается. С одной стороны она не является "платежом на сторону" с другой стороны затраты на приобретение оборудования нельзя включать в денежные потоки дважды: в составе инвестиций и в составе затрат на производство продукции.
Строку "Налоги и сборы" заполнять после расчета прибыли от реализации продукции в расчетном году. Сумма всех налогов и сборов по годам условно рассчитывается как произведение прибыли от реализации продукции и условной ставки (среднего коэффициента) суммы всех налогов и сборов и отчислений:
Значение условной ставки n=60%. При этом в сумме налогов и сборов учитываются следующие показатели: налог на прибыль налог на имущество налог на содержание жилого фонда и объектов социально-культурной сферы налог на пользователей автомобильных дорог целевой сбор на содержание муниципальной милиции целевой сбор на уборку территории отчисления в резервный фонд и др.
Используя данные таблицы рассчитать величину интегрального эффекта (ЧДД) срока окупаемости и индекса доходности. Анализ полученных значений показателей заключается в их сравнении с показателями альтернативного варианта. Наиболее эффективным считается тот вариант проекта где больше ЧДД или меньше срок окупаемости.
В случае отсутствия альтернативного варианта эффективность проекта определяется положительной величиной ЧДД а также если ИД>1. Если ЧДД отрицателен или ИД 1 то проект считается неэффективным.
В итоге делаем вывод об эффективности одного варианта системы электроснабжения относительно другого.
Экономическая оценка вариантов систем электроснабжения промышленного предприятия города района проводится в интервале 13 лет (Т=13). Строительство системы электроснабжения длится 3 года эксплуатация начинается с 3-го года рассматриваемого периода Т. Норма дисконта Е составляет 10% во всех вариантах.
Капитальные вложения (Kt) затраты на потери электроэнергии (Иэt) эксплуатационное обслуживание (И) а также другие показатели определены согласно методикам ТЭР в энергетике [Л1Л 8] и приведены по годам рассматриваемого периода.
К1=9180 тыс.руб.; К2=11550 тыс.руб.
На первом году вкладывается 20% на втором-50% на третьем-30%.
Результаты расчёта приведены в сводных таблицах 4.14.24.3.
Таблица 4.1 - Технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов
Число часов использования максимальной нагрузки
Рентабельность реализованной продукции
ЧДД нарастающим итогом за 2021 год
Срок окупаемости (целое число)
По таблице 4.2 4.3 (Графики из Exel)строим график определения срока окупаемости (рис.4.1).
Из технико-экономического расчёта делаем вывод что вариант1 а также вариант 2 имеют практически одинаковую экономическую целесообразность. Поэтому выбираем вариант2 (S=25 МВА)
Ожидаемые технико-экономические показвтели варианта 1 СЭС
Величина показателя по годам
Выручка от реализации
Тариф на электроэнергию
Уд.себестоимость трансформации электроэнергии
Затраты на потери электоэнергии в СЭС
Отчисления на эксплуатационное обслуживание
Чистый доход (без дисконтирования)
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Чистый дисконтированы
Рентабельность продукции
Ожидаемые технико-экономические показатели варианта 2 СЭС
Удельная себестоимость трансформации электроэнергии
Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом
Рис.4.1 Определение срока окупаемости
Выбранные трансформаторы необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки.
Такая проверка производится с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов приведенных в ГОСТ 14209-69 представляющих собой кривые К2 = f(К1) для различных систем охлаждения мощности трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающей среды или с помощью таблиц норм максимально допустимых систематических нагрузок трансформаторов приведенных в ГОСТ 14209-85 .
Для того чтобы пользоваться указанными графиками заданный суточный график должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.
Построим суточный график нагрузки для S(t) (рис.4.2). На графике проводим линию номинальной мощности трансформатора и линию номинальной мощности двух трансформаторов поскольку проектируемая подстанция двухтрансформаторная.
Рисунок 4.2 Суточный график нагрузки
Как видно из графика зоны перегрузки для 2-х трансформаторов нет вообще что делает проверку на систематические перегрузки лишённой смысла.
Выбор главной схемы электрических соединений подстанции
Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района. По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые ответвительные проходные и узловые.
Выбор главных схем электрических соединений проектируемой подстанции производим исходя из требований ПУЭ по обеспечению надежности электроснабжения из того что проектируемая подстанция является тупиковой.
На стороне РУ ВН выбираем схему с уменьшенным количеством выключателей – мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.
Применение на стороне 35 кВ схемы с мостиком с выключателями в цепях трансформаторах и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов обуславливается надежностью электроснабжения Q1 (в мостике) включений. При повреждении одной из линии выключатель Q1 отключает ее и вторая линия тем самым остается в работе что обеспечивается бесперебойность электроснабжения потребителей.
Выбор схемы с выключателями базируется на том что доля потребителей I и II категории из подключённых к сборным шинам РУ НН подстанции составляет 80%.
На стороне НН применяются две одиночные секционированные выключателями системы шин.
Упрощённая схема позволяет уменьшить расход электрооборудования строительных материалов снизить стоимость РУ ускорить его монтаж.
В нормальном режиме выключатели QВ1 и QВ2 отключены т.к. если они будут включены то при коротком замыкании на любой секции шин отключится вся повреждённая система шин.
Для отключения Т1 достаточно отключить выключатели Q2 и Q4. Затем разъединителями QS5 и QS7 создаётся видимый разрыв цепи а Т2 питается от ВЛ W1 иW2 благодаря перемычке с выключателем Q1.
Благодаря ремонтной перемычке возможен вывод в ремонт любого участка с выключателями Q1 Q2 или Q3.
Схема достаточно надёжна для данных условий проектирования.
Рис. 5.1 Упрощенная схема электрических соединений подстанции
Расчет токов короткого замыкания. Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ производится для выбора (проверки) электрических аппаратов шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме выбора средств ограничения токов КЗ (ректоров) а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.
Расчетное время КЗ t расч согласно ПУЭ оценивают в зависимости от цели расчета. При проверке электрооборудования на термическую стойкость t расч принимается равным сумме времени действия основной защиты ближайшего выключателя и полного времени отключения этого выключателя:
С учетом действительных характеристик современных выключателей получим расчетное время КЗ 01 с.
Для заданной схемы сетевого района составляется однолинейная схема замещения в которую вводятся все источники питания участвующие в питании места КЗ и все элементы электроснабжения (трансформаторы воздушные и кабельные линии реакторы) расположенные между ними и местом КЗ. При этом элементы связей заменяют соответствующими сопротивлениями в относительных единицах с указанием порядковых номеров индуктивных сопротивлений и их величин приведенных к базисной мощности.
Применим метод расчётных кривых. Методика расчёта изложена в [Л 2]
1 Расчёт короткого замыкания на шинах высшего напряжения
Составим схему замещения для расчёта трёхфазного КЗ на шинах ВН ПС5 (рис.6.1.1).
Эквивалентируем схему замещения (рис.6.1.1) тогда для рис.6.1.2 получим:
Эквивалентируем схему замещения (рис.6.1.2) тогда для рис.6.1.3 получим:
Эквивалентируем схему замещения (рис.6.1.3) тогда для рис.6.1.4 получим:
Эквивалентируем схему
Замещения (рис.6.1.4) тогда для рис.6.1.5 получим:
(+007=27 т.к.демпферные обмотки)
Для Gэкв: (по расчётным кривым) ; .
Переведём в номинальные единицы:
Апериодическая составляющая тока КЗ.
[Л 2 (3.43) стр.151]
Результаты расчёта сведены в таблицу 6.1
2 Расчёт короткого замыкания на шинах низшего напряжения
В силу особенности схемы РУ НН (рис.5.1) схема замещения учитывая предыдущее эквивалентирование примет вид рис.6.2.1 где - место КЗ на шинах НН- сопротивление обмотки ВН трансформатора - сопротивление обмотки НН1 трансформатора.
Эквивалентируем схему замещения (рис.6.2.1) тогда для рис.6.2.2 получим:
Для Gэкв: (т.к. ХРАСЧ>3)
Таблица 6.1 - Результаты расчёта токов короткого замыкания
Расположение точки КЗ
Значения токов короткого замыкания полученные в результате расчёта являются относительно небольшими поэтому при подборе соответствующего оборудования не возникнет препятствий. Применение секционирования шин РУ НН а также силовых трансформаторов с расщеплённой обмоткой достаточно.
Выбор шин аппаратов и изоляторов
1.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении
Выбираем жёсткие алюминиевые шины вертикального расположения.
Однополосные шины прямоугольного сечения. [Л 2 стр.625 (метод стр.220)]
Термическая стойкость
[Л 2табл. 3.14 стр. 192]
[Л 2(3.85) стр.190] с.; с.
Электродинамическая стойкость
Определяем пролет l при условии что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц
J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4;
q - поперечное сечение шины см2;
Если шины расположены на ребро:
Таким образом принимаем l = 0.115м
Если шины расположены плашмя:
Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов принимаем l=116 м.
МПа [Л 2 марка АДО табл.4.2]
Таблица 7.1 - Выбор сборных шин на низшем напряжении
1.2 Выбор гибких шин между трансформатором и КРУН
Принимаем 2несущих провода АС-24032
Число проводов А-240
Принимаем токопровод
) Термическая стойкость
[Л 2 табл. 3.12 стр. 192]
Таблица 7.2 - Выбор гибких шин между трансформатором и КРУН
1.3 Выбор гибких шин на высшем напряжении
Таблица 7.3 - Выбор гибких шин на высшем напряжении
1.4 Выбор трубчатых алюминиевых шин на высшем напряжении
) А. Выбираем шины мм; А [Л 4стр.397]
) Электродинамическая стойкость
МПа [Л 2 марка АДОтабл.4.2]
Таблица 7.4 - Выбор трубчатых алюминиевых шин на высшем напряжении
2.1 Выбор изоляторов сборных шин на низшем напряжении
2.1.1 Выбор опорных изоляторов
Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С4-80 I УХЛ Т1 с Fразр.=4 кН.
2.1.2 Выбор проходных изоляторов
Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-101000-750УХЛ1 с Fразр.=750 Н.; Uном=10 кВ. А.
2.2 Выбор изоляторов гибких шин между трансформатором и КРУН
2.2.2 Выбор проходных изоляторов
2.2.3 Выбор подвесных изоляторов
Выбираем изоляторы ШН-10 [Л 7 стр.319]
Количество в гирлянде для крепления шин на U=10 кВ – 1.
2.3 Выбор изоляторов шин на высшем напряжении
2.3.2 Выбор подвесных изоляторов
Выбираем изоляторы ПФ6-Б [Л 7 стр.319]
Количество в гирлянде для крепления шин на U=35 кВ – 5
2.3.3 Выбор опорных изоляторов
Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С4-200 I УХЛ Т1 с Fразр.=8 кН.
3 Выбор высоковольтных выключателей
Так как вакуумные выключатели обладают высокой надежностью и относительно недорогой стоимостью в настоящее время принимаем решение в проекте использовать их как на низшем так и на высшем напряжении.
3.1 Выбор высоковольтных выключателей на низшем напряжении
3.1.1 Выбор высоковольтных выключателей Q4-Q7QB1QB2 (рис.5.1)
Выбираем вакуумные выключатели ВБЭ-10-201600 УХЛ2 с электромагнитным приводом.
)Исполнение выкатное
)Электродинамическая стойкость
)Термическая стойкость
((3.85) стр.190) с.; с.
Представим выбор выключателя в табличной форме (таблица 7.5)
Таблица 7.5 - Выбор высоковольтных выключателей Q4-Q7QB1QB2
3.1.2 Выбор высоковольтных выключателей Q8-Q19 (рис.5.1)
Выбираем вакуумные выключатели ВБЭ-10-20630 УХЛ2 с электромагнитным приводом.
Представим выбор выключателя в табличной форме (таблица 7.6)
Таблица 7.6 - Выбор высоковольтных выключателей Q8-Q19
3.2 Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении
Выбираем вакуумные выключатели ВБЭК-35-251250 УХЛ2 с электромагнитным приводом.
)Исполнение выкатное.
Считаем что по термической стойкости проходит.
Представим выбор выключателя в табличной форме (таблица 7.7)
Таблица 7.7 - Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении
ВБЭК-35-251250 УХЛ2
4 Выбор разъединителей
Выбираем разъединители для наружной установки. РНДЗ-351000 У1
Uном=35 кВ; А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кАс; заземляющие ножи кАс. Привод ПРН-110У1 [Л 4 стр.269].
)Uном.р=35 кВ =Uном.уст.=35 кВ;
)Наружная установка двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами;
Не проверяются вследствие отсутствия данных
Таблица 7.8 - Выбор разъединителей на высшем напряжении
На линиях отходящих к потребителям выберем силовые кабели типа АПАШв.
Кабели трёхжильные прокладываются в земле.
Выбираем два кабеля с q по 95 А [Л 4 стр.401]
Для проверки термической стойкости определяют ток КЗ за пучком из двух кабелей. Поскольку имеют значения больше 3 то увеличение за счёт кабелей приведёт к уменьшению поэтому считаю целесообразным сделать проверку со значениями тока рассчитанными раннее.
[Л 2 табл. 3.12 стр. 187]
6 Выбор трансформаторов тока
6.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы
Выбираем трансформатор типа ТВТ 35-I-10005 с параметрами А; А; Uном=35 кВ [Л 4 стр.318].
Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-50005 с параметрами А; А; Uном=10 кВ [Л 4 стр.318].
Данные трансформаторы используются для ДЗТ.
6.2 Выбор трансформатора тока расположенного на ремонтной перемычке РУ ВН
Выбираем трансформатор типа ТФЗМ-35А У1 с параметрами А; А; Uном=35 кВ; класс точности 05 [Л 4 стр.302-303]
Приборы сведены в таблицу 7.9.
Таблица 7.9 -Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-35А У1
Мощность потребляемая обмоткой тока ВА
Сечение во вторичной цепи:
По [Л 6] для алюминиевых проводов .
Не проверяется вследствие отсутствия данных
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.10
Таблица 7.10 - Проверка ИТТ ТФЗМ-35А У1
6.3 Выбор трансформаторов тока расположенных рядом с выключателем на 35 кВ
Приборы сведены в таблицу 7.11
Таблица 7.11 - Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-35А У1
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный
[Л 4стр.387 ; Л 2стр.635]
По [Л 6] для алюминиевых проводов
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.12.
Таблица 7.12 - Проверка ИТТ ТФЗМ-35А У1
6.4 Выбор трансформаторов тока расположенных на вводах от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
Выбираем трансформатор типа ТШЛК-10 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; класс точности 05 [Л 4 стр.302-303]
Приборы сведены в таблицу 7.13.
Таблица 7.13 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10
[Л 4 стр.387 ; Л 2 стр.635]
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.14.
Таблица 7.14 - Проверка ИТТ ТШЛК-10
6.5 Выбор трансформаторов тока расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения
Выбираем трансформатор типа ТШЛК-10 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; класс точности 05 [Л 4 стр.298]
Приборы сведены в таблицу 7.15.
Таблица 7.15 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.16.
Таблица 7.16 - Проверка ИТТ ТШЛК-10
6.6 Выбор трансформаторов тока расположенных на отходящих линиях
Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; класс точности 05 [Л 4 стр.298]
Приборы сведены в таблицу 7.17.
Таблица 7.17 - Приборы подключённые к ИТТ ТОЛ-10
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.18.
Таблица 7.18 - Проверка ИТТ ТОЛ-10
7 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по:
напряжению установки ;
конструкции и схеме соединения обмоток;
где - номинальная мощность в выбранном классе точности.
Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [Л 2 табл.4.11]. Предполагая что на стороне 10 кВ применено комплектное РУ наружной установки выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ.09-10У2 Uном =10 кВ S2ном =75 ВА в классе точности 05. Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 7.19.
Три трансформатора напряжения соединённых в звезду имеют мощность ВА что больше .
Таблица 7.19 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Ввод 10 кВ от силового трансформатора
8 Выбор предохранителей
Предохранители выбирают по номинальному напряжению номинальному длительному току плавкой вставки роду установки конструктивному выполнению и предельному отключапющему току.
Номинальный длительный ток плавкой вставки доложен быть выбран с учетом работы цепи в форсированом режиме переходных режимах (например при включении силового трансформатора или трансформатора напряжения и.т.д ) и обеспичения изберательности оключения при К.З.
Выберем предохранителитипа ПКТ 101-10-2-315У3.
Uном =10 кВ; А; кА. [Л 4 стр.254]
Выберем предохранители расположенные между КИП и трансформатором напряжения типа ПН2.
9 Выбор ограничителей перенапряжения
9.1 Выбор ограничителей перенапряжения в РУ ВН
Выбираем ОПНTEL 35405 .Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.21
9.2 Выбор ограничителей перенапряжения за силовыми трансформаторами (10 кВ)
Выбираем ОПН-РС 10127. Характеристика выбранного ОПН приведена в
9.3 Выбор ограничителей перенапряжения расположенных у трансформаторов напряжения
Выбираем ОПН-КРTEL 1012 .Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.20
Таблица 7.20 – Характеристики выбранных ОПН
Наименование параметра
Класс напряжения сети кВ
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение кВ
Номинальный разрядный ток кА
Остающееся напряжение на ОПН не более кВ при импульсе тока:
Максимальная амплитуда импульса тока 410 мкс кА
Пропускная способность не менее А
Классификационное напряжение ОПН Uкл не менее
При амплитуде тока 22 мА – 48
При амплитуде тока 15 мА – 231
При амплитуде тока 14 мА – 138
Удельная энергия кДжкВ
Длина пути утечки мм
Выбор релейной защиты и автоматики
1 Выбор релейной защиты
Релейная защита является важнейшей частью автоматики электроустановок и энергосистем. Ее основная задача состоит в том чтобы обнаружить поврежденный участок электрической системы и возможно быстрее выдать управляющий сигнал на его отключение.
Для защиты трансформаторов от короткого замыкания между фазами на землю и от витковых замыканий одной фазы применим дифференциальную защиту.
Основное преимущество дифференциальных защит трансформаторов состоит в том что они обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений как в самом трансформаторе так и на его выводах и токоведущих частях к его выключателям.
Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов предусмотрим газовую защиту которая реагирует на повреждения трансформатора возникающие внутри его бака. Газовая защита реагирует на понижение уровня масла в трансформаторе.
На трансформаторе наряду с защитами действующими при повреждении в трансформаторе и его соединениях предусматриваются резервные защиты для срабатывания при внешних коротких замыканиях. Для этой цели воспользуемся максимальной токовой защитой.
Для защиты от перегрузок применим токовую защиту от перегрузок.
Для быстрого отключения короткого замыкания применим токовую отсечку. От междуфазных коротких замыканий используется отсечка без выдержки времени. От двойных коротких замыканий на землю и двухфазных на землю в одной точке применяется селективная двухступенчатая защита токовая отсечка без выдержки времени и максимальная токовая защита.
От замыканий на землю применим токовую защиту нулевой последовательности.
Кабельные линии 10 кВ и линии 35 кВ
От многофазных замыканий применим токовую направленную защиту нулевой последовательности.
От однофазных замыканий с действием на сигнал применим токовую защиту нулевой последовательности реагирующую на первые гармоники тока или сумму всех гармоник.
В данном пункте были использованы [Л 3]
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)Автоматическое включение резервного (АВР) питания. Назначение АВР состоит в автоматическом восстановление электроснабжения потребителей от резервного источника питания к шине по каким либо причинам потерявшей питание. При включенном положении выключателя Q2 промежуточное реле KL находится под током и держит свои контакты в замкнутом состоянии. При отключении выключателя Q1 или Q2 схема АВР обеспечивает включение секционного выключателя без выдержки времени: через размыкающие вспомогательные контакты выключателя Q2 и контакты реле KL получает питание катушка промежуточного контактора секционного выключателя YAC3.
При отключении выключателя Q2 разрывается цепь питания катушки промежуточного реле KL однако его контакты размыкаются с выдержкой времени достаточной для надежного включения секционного выключателя.
В случае исчезновения напряжения на секции 1 сборных шин срабатывают реле напряжения KV1 и KV2. При наличии напряжении на секции 2 они запускают реле времени KT. Контроль наличия напряжения осуществляется реле напряжения KV3.После замыкания контактов реле времени отключается выключатель Q2 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 трансформатора напряжения.
Рис.8.2.1 Схема АВР на двухтрансформаторной подстанции
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. После кратковременного отключения линии её изоляция обычно восстанавливается и при повторном включении линии действием АПВ она остаётся в работе.
Рассмотрим принцип работы и схему двукратного АПВ линий оборудованных выключателями с электромагнитными приводами с применением реле типа РПВ-258 (рис.8.2.2). данное устройство применяют для линий с однодвухсторонним питанием на подстанциях работающих на оперативном постоянном токе. В схеме АПВ двукратного действия для осуществления первого цикла используют проскальзывающий контакт реле времени 1В а второго поперечный контакт 1В. После срабатывания реле 1В замыкается его проскальзывающий контакт 1В и конденсатор 1С разряжается на параллельную обмотку реле 1П и обмотку вспомогательного реле 1У вызывая их кратковременное срабатывание. При неуспешном АПВ в первом цикле защита вновь срабатывает и на реле времени 1В подаётся напряжение. проскальзывающий контакт 1В замыкается но реле 1П не срабатывает т.к. конденсатор 1С не успевает разрядиться. При замыкании замыкающего контакта 1В имеющего выдержку времени при замыкании конденсатор 2С разряжается срабатывают реле 1П и 2У и выключается выключатель так же как и в первом цикле.
Неуспешное действие устройств АПВ приводит к новому пуску реле РПВ-258 однако при замыкании замыкающих контактов 1В реле 1П не срабатывает т.к. конденсаторы не успели зарядиться. Реле 4П и РПВ-258 остаются во включённом состоянии до отключения схемы ключом управления. Контакт 4П включён на “-“ для предупреждения заряда конденсатора 1С и неправильного третьего отключения выключателя при возврате реле времени в исходное состояние происходящем после отключения схемы ключом управления.
Для ограничения скорости заряда конденсаторов 1С и С2 предназначены соответственно резисторы R2 и R3. Разряд конденсаторов 1С и 2С при наличии запрета АПВ происходит соответственно через резисторы R4 и R5.
Рис.8.2.2 Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе
Выбор контрольно-измерительных приборов
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.
В силу особенности порядка расчета в проекте КИП были выбраны в пп.7.6 7.7.
Выбранные КИП приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 – Выбранные контрольно-измерительные приборы
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
На секционных ТТ (10 кВ)
Выбор оперативного тока и источников питания
Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов) а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток т.к. мы выбирали выключатели которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.
Для проектируемой подстанции применим блоки питания БПТ-1002 и БПН-1002 т.к. они более мощные (выходная мощность до 1200 Вт напряжение 110 В).
Блоки питания БП-11 и БП-101 будем использовать для питания релейной защиты и автоматики.
Запитаем цепи включения выключателей с электромагнитными приводами от ТСН через специальные мощные выпрямительные устройства КВУ-662 размещаемые в комплектных шкафах КРУН.
Собственные нужды подстанции
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 11.1
Таблица 11.1 - Расход на СН для проектируемой подстанции
Установленная мощность приёмника кВт
Электродвигатели обдува трансформатора
Подогрев выключателя
Обогрев шкафов релейной аппаратуры
Обогрев приводов разъединителей
Выбираем мощность ТСН – 40 кВА. а именно ТМ-4010.
В пункте использованы [Л 2 Л 5].
Регулирование напряжения на подстанции
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирование напряжения под нагрузкой) которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.
Регулирование напряжения на шинах подстанции осуществляется переключением ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления специальные переключатели ответвлений при помощи которых измеряют число включённых в работу витков увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.
Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение близкое к номинальному когда первичное или вторичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.
Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рис.12.1 (для одной фазы)
где ab – основная обмотка;
bc – ступень грубой регулировки;
de – ступени плавной рерулировки;
И – избиратель. [Л 2 стр. 100-102]
Рис.12.1 Устройство РПН трансформаторов
Выбор конструкции распредустройств
РУ 35 кВ подстанции выполняется открытого типа.
Порталы для ошиновки принимаются со стойками из железобетонных труб.
Шины - трубчатые алюминиевые трубы вводы гибкие.
Шины 10 кВ – жёсткие алюминиевые прямоугольного сечения однополосные. Вводы гибкие.
Все аппараты на стороне 35 кВ располагаются на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Разъединители монтируются на специальных опорных конструкциях (стульях).
Фундаменты под силовые трансформаторы несущие конструкции выполняются на отметках 250 мм выше уровня планировки в виде железобетонных свай.
РУ 10 кВ выполняются из комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления с ячейками типа К-59У1.
Заземление подстанции
Заземляющее устройство выполним из вертикальных заземлителей соединенных полос полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении которые создают заземляющую сетку.
При расчете заземляющего устройства принимаем что площадь проектируемой ПС равна
Определим коэффициент напряжения прикосновения по формуле
где - параметр зависящий от
здесь - удельное сопротивление верхнего слоя грунта
- удельное сопротивление нижнего слоя грунта
следовательно по [Л 2 стр.598]
- длина вертикального заземлителя м
- длина горизонтальных заземлителей м
- расстояние между вертикальными заземлителями м
- коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней
Коэффициент напряжения прикосновения
Определим напряжение на заземлителе по формуле
где - наибольшее допустимое напряжение прикосновения В по [Л 2 стр. 596].
В. Условие выполняется.
Напряжение на заземлителе
Определим сопротивление заземляющего устройства по формуле
где - ток стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной
Число ячеек на стороне квадрата
Длина полос в расчетной модели
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при
бщая длина вертикальных заземлений
Относительная глубина
где - глубина прокладки заземлителя
По [3 таблица 7.6] для ; ;
определяем тогда Омм.
Общее сопротивление сложного заземлителя
что меньше допустимого Ом
Расчет Молниезащиты подстанции
Защиту распредустройств проектируемой подстанции осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токопроводящего спуска с заземлителем через который ток молнии отводится в землю.
Применим четыре стержневых молниеотвода.Устанавливаем молниеотводы по углам территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения. Тогда расчетные расстояния между молниеотводами
Высота молниеотвода =18 м.
Зона защиты определяется как зона защиты попарно взятых соседних молниеотводов. Условием защищенности объектов высотой является выполнение неравенства для всех попарно взятых молниеотводов. Где принимаем 63 м.
Для всех . Радиус действия молниеотводов позволяет защитить подстанцию от прямых ударов молнии.
В результате курсового проектирования была спроектирована районная понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергии напряжением 3510-10 кВ.
В результате проделанной работы были приобретены навыки по курсовому проектированию электрической части электростанций и подстанций.
Выбор современного оборудования позволил повысить надёжность и актуальность объекта проектирования.
В процессе работы было использовано множество источников научно-технической литературы а также применены программы ЭВМ которые помогли решить некоторые пункты расчёта более быстро и точно.
Таким образом был осуществлён проект районной понизительной подстанции удовлетворяющий нормам современного проектирования.
Куликов В.Д..Электрические станции и подстанции систем электроснабжения. Методические указания по курсовому проектированию.-Саратов:СГТУ2004.-35с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С..Электрооборудование станций и подстанций:Учебник для техникумов.-М.:Энергоатомиздат1987.-648с.
Неклепаев Б.Н..Электрическая часть электростанций и подстанций:Учебник для вузов.-М.:Энергоатомиздат 1986.-640с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.. Электрическая часть электростанций и подстанций:Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования:Учеб.пособие для вузов.-М.:Энергоатомиздат1989.-608с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для энергетических специальностей вузов:Учеб.пособие для студентов электроэнергетических спец.вузовВ.М.Блок Г.К.Обушев Л.Б.Паперно и др.;Под ред.В.М.Блок.-М.:Высш.шк.1990.-383с.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ).- СПб.: Изд-во ДЕАН 2002.- 928 с.
Справочник по проектированиюподстанций 35-500 кВГ. К. Вишняков Е.А.Гоберман С. Л. Гольцман и др.;Под ред. С.С.Рокотяна и Я.С.Самойлова.-М.:Энергоиздат1982.-352с.
Шаткин Б.Н. Расчеты по электроснабжению промышленных предприятий. Саратов: Сарат. политех. ин-т 1980.- 72 с.
Каталог «НПП Контакт»2005

Разрез подстанции и однолинейка.dwg

Схема заполнения ячеек КРУН-10 кВ
Конструктивный чертеж подстанции 3510-10
Подстанция 3510-10 Главная схема электрических соединений