Районная понизительная подстанция 110/35/6

Токи КЗ.docx

4 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания в курсовом проекте производится для выбора аппаратов проводов шин и кабелей. Поэтому расчетным является наиболее тяжелый эксплуатационный режим (форсированный). Нагрузки в расчете токов КЗ не учитываются так как они значительно электрически удалены от расчетных точек короткого замыкания. Для выбора аппаратов и проводников в качестве расчетных точек КЗ принимаются: сборные шины ВНСН и сборные шины НН.
Расчет токов при трехфазном КЗ выполняют в следующем порядке: - для рассматриваемой установки составляют расчетную схему;
- по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;
- путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду так чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением
- определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ затем ударный ток КЗ и апериодическую составляющую тока КЗ в момент начала расхождений дугогасительных контактов выключателя.
Расчёт тока установившегося короткого замыкания производимв относительных единицах с приближённымприведением.
базисные напряжения:
Приведём сопротивлений элементов схемы замещения к базисным условиям:
Индуктивное сопротивление линии:X0 0.4Омкм Длины линии :l 37 кмl 53 км
Относительные сопротивления линий приведённое к базисным условиям :
Xл2 X0 l Sб = 0.4 534000 6.412
где : n-число проводников линии l-длина проводника
Эквивалентное сопротивление линий :
Ec 1.05I ткл 40кАUср 115 кВSб 4103 МВА
Номинальная мощность трансформатора:Sном 25МВА Напряжение короткого замыкания трансформатора:
ukвн_сн 10.5 %ukвн_нн 17.5%ukсн_нн 6.5%
Относительные сопротивления обмоток трансформатора приведённые к базисным условиям :
Xв 0.005ukвн_нн ukвн_сн ukсн_ннSном
Xс 0.005ukсн_нн ukвн_сн ukвн_нн Sном
=0.005(17.5 10.5 6.5) 4000 17.2
=0.005(6.5 10.5 17.5) 4000 0.4
Xн 0.005ukвн_нн ukсн_нн ukвн_снSном = 0.005(17.5 6.5 10.5) 4000 10.8
Расчётная схема замещения примет следующий вид:
Рисунок 4.1 - Расчётная схема замещения
Составим схемы замещения для расчётов токов К.З. на шинах подстанции. Схема замещениядля расчётов токов К.З. на шинах 110 кВ подстанции принимает вид:
Рисунок 4.2 - Схема замещения для расчёта тока к.з. относительно точки К1
Эквивалентное сопротивление для точки К1 : Xэкв1 Xc Xл = 0.502 2.636 3.138
Схема замещениядля расчётов токов К.З. на шинах 35 кВ подстанции принимает вид:
Рисунок 4.3 - Схема замещения для расчёта тока к.з. относительно точки К2
Эквивалентное сопротивление для точки К2 :
Xэкв2 Xэкв1 Xв Xс = 3.138 17.2 0502 2084
Схема замещениядля расчётов токов К.З. на шинах 10 кВ подстанции принимает вид:
Рисунок 4.4 - Схема замещения для расчёта тока к.з. относительно точки К3 Эквивалентное сопротивление для точки К3 :
Xэкв3 Xэкв1 Xв Xн = 3.138 17.2 10.8 31.138
Значение периодического тока к.з. для точек К1К2К3 соответственно:
п.о.1 Xэкв1 Iб1 = 3.138 20.082 6.72кА
п.о.2 Xэкв2 Iб2 = 2084 62.416 3.145 кА
п.о.3 Xэкв3 Iб3 = 31.138 366.572 12.361 кА
Значения ударных коэффициентов для точек К1К2К3 принимаемпо справочным данным [2]:
Kу1 1.65Kу2 1.84Kу3 1.87
Значения ударных токов в точках короткого замыкания:
i 3 2Kу3 п.о.3 =21.8712.361 32.69 кА
Находим действующее значение апереодической составляющей тока К.З. в момент расхождения дугогасительных контактов:
Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей для точек К1К2К3 принимаем по справочным данным [2]:
Ta1 0.025Ta2 0.06Ta3 0.08
Время началарасхождения дугогасительных контактов выключателей:
где tрз - время срабатывания релейной защиты;
tсв - собственное время отключения выключателя.
Время срабатывания релейной защиты при U=110 кВ принимаем равным: t з1 0.01 с
При 35 кВ для вводных выключателей tрз2 = 1.5 с для секционных выключателей tрз3 = 1 с для выключателей отходящих линий tрз4 = 0.5 с.
t з2 1.5сt з3 1сt з4 0.5с
При 10 кВ для вводных выключателей tрз5 = 1.5 с для секционных выключателей tрз6 = 1 с для выключателей отходящих линий tрз7 = 0.5 с.
t з5 1.5сt з6 1сt з7 0.5с
Собственные времена отключения выключателей принимаем в соответствии с каталожными данными [10]:
для выключателей на 110 кВ ( ВГТ-110-40 2500 У1):t в1 0.035с
для выключателей на 35 кВ ( ВБН-35II-20 1600 УХЛ1):t в2 0.06с
для выключателей на 6 кВ ( элегазовые выключатели типа VF):t в3 0.06с
Таким образом времена начала расхождения дугогасительных контактов выключателей будут принимать следующие значения:
для выключателей на 110 кВ: t1 t з1 t в1 = 0.01 0.035 0.045 с
для вводных выключателей на 35 кВ:t2 t з2 t в2 = 1.5 0.06 1.56 с
для секционных выключателей на 35 кВ:t3 t з3 t в2 = 1 0.06 1.06с
для 35 кВ выключателей отходящих линий:t4 t з4 t в2 = 0.5 0.06 0.56с
для вводных выключателей на 6 кВ:t5 рз5 св3 = 1.5 0.06 1.56 с
для секционных выключателей на 6 кВ:t6 рз6 св3 = 1 0.06 1.06с
для 6 кВ выключателей отходящих линий:t7 рз7 св3 = 0.5 0.06 0.56с
Таким образом действующие значения апереодических составляющих токов К.З. в момент расхождения дугогасительных контактов принимают следующие значения:
для выключателей на 110 кВ:
для вводных выключателей на 35 кВ:
287e 0.062.3751011кА
для секционных выключателей на 35 кВ:
для 35 кВ выключателей отходящих линий:
i t4 2Iп.о.2 eTa223.287e 0.064.111104кА
для вводных выключателей на 10 кВ:
i t5 2Iп.о.3 eTa3212.361e 0.085.941108кА
для секционных выключателей на 10 кВ:
i t6 2Iп.о.3 eTa3212.361e 0.083.077105кА
для 10 кВ выключателей отходящих линий:
Тепловой импульс тока определяется по формуле:
B Iп.о.2 Ta t тк(4.3) где tотк – время отключения тока к.з.
tотк.в - полное время отключения выключателей принимаемое в соответствии с каталожными данными [10]:
для выключателей на 110 кВ ( ВГТ-110-40 2500 У1):t тк.в1 0.055 с
для выключателей на 35 кВ ( ВБН-35II-20 1600 УХЛ1):t тк.в2 0.08с для выключателей на 10 кВ ( элегазовые выключатели типа VF):t тк.в3 0.06 с для выключателей на 110 кВ:отк1 рз1 отк.в1 = 0.01 0.055 0.065 с
для вводных выключателей на 35 кВ:отк2 рз2 отк.в2 = 1.5 0.08 1.58 с
для секционных выкл-й на 35 кВ:отк3 рз3 отк.в2 = 1 0.08 1.08с
для 35 кВ выключателей отходящих линий:отк4 рз4 отк.в2 = 0.5 0.08 0.58с
для вводных выключателей на 6 кВ:отк5 рз5 отк.в3 = 1.5 0.06 1.56 с для секционных выкл-й на 6 кВ: отк6 рз6 отк.в3 = 1 0.06 1.06с
для 6 кВ выключателей отходящих линий:отк7 рз7 отк.в3 = 0.5 0.06 0.56с
B1 Iп.о.12 Ta1 t тк1= 6.7192 (0.025 0.065) 4.063кАс
B2 Iп.о.22 Ta2 t тк2= 3.2872 (0.06 1.58) 17.719кАс
B3 Iп.о.22 Ta2 t тк3= 3.2872 (0.06 1.08) 12.317 кА с
B4 Iп.о.22 Ta2 t тк4= 3.2872 (0.06 0.58) 6.915кА с
B5 Iп.о.32 Ta3 t тк5= 12.3612 (0.08 1.56) 250.583 кАс
B6 Iп.о.32 Ta3 t тк6= 12.3612 (0.08 1.06) 174.186кА с
B7 Iп.о.32 Ta3 t тк7= 12.3612 (0.08 0.56) 97.788кА с Результаты расчёта токов КЗ сводим в таблицу 4.1.
Выводы трансформатора со стороны 110 кВ (К1)
для отходящей линии (К2)
для отходящей линии (К3)
Таблица 4.1 - Результаты расчёта токов КЗ

Главная схема электрических соединений.cdw

КР-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-30-13
ТРАНСФОРМАТОР ТДТН-25000110
ТРАНСФОРМАТОР ТОКА TG-145
РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ РГ-1101000УХЛ1
ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ВГТ.II-402500У1
ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ВБН.II-201600 УХЛ1
РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ РГ-351000УХЛ1
ТРАНСФОРМАТОР ТОКА ТФЗМ35-У1
ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ ЗНОЛ-35
ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ НКФ-100-57

ПЗ.docx

Министерство образования Российской Федерации
НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет «Автоматики и электромеханики»
Кафедра "Электроэнергетики и электроснабжения
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовой работе по дисциплине
Электропитающие системы и сети
«Районная понизительная подстанция»
РАСЧЕТ СУММАРНЫХ ЭЛЕКТРОНАГРУЗОК НА ШИНАХ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ.4
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГЛАВНЫХ6
ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ6
СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ С РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ7
ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ ПО СЕКЦИЯМ И ТРАНСФОРМАТОРАМ7
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ17
1 Расчёт токов продолжительного режима работы17
2 Условия выбора аппаратов20
3 Выбор аппаратов РУ высшего напряжения23
4 Выбор ячеек КРУ 10 кВ26
5 Выбор аппаратов РУ низшего напряжения27
6 Выбор кабелей 10 кВ31
7 Выбор ошиновок от выводов НН трансформатора до ячеек КРУН36
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится:36
7.1 по допустимому току36
8 Выбор проводников на стороне 110 кВ39
9 Выбор проводников на стороне 35 кВ40
ВЫБОР ВИДА И ИСТОЧНИКОВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА42
РАСЧЕТ НАГРУЗОК ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА И СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД44
ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОНСТРУКТИВНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ПОДСТАНЦИИ46
РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ ПРИ УДЕЛЬНОМ48
СОПРОТИВЛЕНИИ ГРУНТА =80 ОМ·СМ48
РАСЧЁТ ЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ53
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДОВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ57
1 Размещение измерительных приборов57
2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке57
3 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке65
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ69
В настоящее время в связи с интенсификацией производства увеличением использования энергии и применения различных электробытовых приборов необходимо дальнейшее развитие электроэнергетики. В последнее время происходит рост единичных мощностей генераторов и суммарных мощностей электростанций усложняется энергетическое оборудование. Всё это выдвигает новые требования к экономичности и надёжности работы элементов энергосистемы. Именно эти задачи решались при выполнении данного проекта. В процессе проектирования применялись извлечения из ГОСТов и других нормативных документов приведённых в литературе использованной в проекте. Были получены навыки проектирования объектов современного электроснабжения.
Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции.
Для определения токов нормального и послеаварийного режимов и выбора мощности трансформаторов производится расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений подстанции с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузки в зависимости от количества и состава потребителей. Принимаю .
Результаты вычислений сводим в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 – Расчет электронагрузок на шинах подстанции
Отделение сухого льда
Воздуш. компрессорная
Суммарная нагрузка на шинах 6 кВ S6
Суммарная нагрузка на шинах 35 кВ S35
Суммарная трансформируемая нагрузка подстанции SТР.
Суммарная расчетная трасформируемая нагрузка SТР. РАСЧ
Расчет нагрузок производится по формулам:
где N - количество потребителей на шинах одного напряжения.
где: - суммарная нагрузка;
суммарная активная мощность;
- суммарная реактивная мощность;
суммарная расчетная трансформируемая нагрузка;
- коэффициента совмещения максимумов нагрузки.
Выбор числа и мощности главных
понизительных трансформаторов
На районных понизительных подстанциях число трансформаторов в большинстве случаев принимается равным двум.
В зависимости от напряжения и мощности подключаемых потребителей производим выбор трансформаторов.
Выбор номинальной мощности трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности. Возможность перегрузок трансформатора вытекает из того обстоятельства что на подстанции они практически никогда не несут постоянной нагрузки а большую часть суток бывают не догружены. При этом срок службы изоляции недоиспользуется. Допускаемый коэффициент перегрузки принимается (ГОСТ 1429-85). Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.
где – номинальная мощность трансформатора;
– расчетная мощность трансформатора.
где – суммарная расчетная мощность передаваемая через трансформаторы (трансформируемая);
– допускаемый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме.
Выбираем трехфазный трёхобмоточный трансформатор типа ТДТН-25000110 [3] с паспортными данными:
Sном.т = 25 МВА ; UBН = 115 кВ; UСН = 385 кВ; UНН = 63 кВ;
P Pкз = 140 кВт; Iхх = 07 %
uк(вн–сн) =105 %; uк(вн–нн) =175 %; uк(сн–нн) =65 %.
Определяем фактический коэффициент загрузки в номинальном и аварийном режимах (и ) и проверяем выполнение условия:
Составление схемы подстанций с распределением
отходящих линий по секциям и трансформаторам
Проектирование главной схемы электрических соединений включает в себя два последовательных этапа:
)составление структурной схемы (блок–схемы) (рисунок 3.1);
)выбор схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех напряжений подстанции.
)Структурная схема подстанции будет иметь следующий вид:
Рисунок 3.1– Блок–схема РПП
На блок схеме изображаем питающие линии связывающие РУ ВН пст с источником питания а также линии отходящие к потребителям от РУ всех напряжений. Кроме того на блок–схеме изображаем трансформаторы связывающие между собой РУ всех напряжений.
) Основными критериями выбора схем из номенклатуры типовых схем являются следующие:
Количество присоединений в РУ каждого напряжения;
По способу присоединения подстанции к питающей ЛЭП все подстанции делятся на четыре типа: тупиковые ответвительные или отпаечные проходные или транзитные узловые или распределительные. В данном случае так как в задании не сказано про транзит мощности через подстанцию но он возможен потому что питание производиться от двух независимых источников принимаем что подстанция является транзитной.
Согласно методическим указаниям [9] на сторонах ВН подстанций 35 220 кВ при необходимости секционирования линий и мощности трансформаторов до 63 МВА включительно применяются мостиковые схемы. В нашем случае для удобства ремонта любого выключателя в РУ 110 кВ и обеспечения надёжного транзита применяем схему 5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов).
Для РУ 35 кВ принимаем схему 35-9: “Одна рабочая секционированная выключателем система шин”. Эта схема применяется для РУ 35 кВ на сторонах ВН СН и НН трансформаторов при 5 и более присоединениях (в случае появления новых потребителей).
На стороне НН (10 кВ) подстанции при двух трансформаторах присоединённых к разным секциям согласно методическим указаниям [9] выбираю схему 10–1 (одна одиночная секционированная выключателем система шин). В нормальном режиме секции работают раздельно. Секционный выключатель срабатывает автоматически при авариях с одним из трансформаторов чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатель снабжают устройствоми автоматического включения резервного питания (АВР).
Так как позволяют климатические условия и нет ограничения по площади для размещения подстанции принимаем открытые РУ на напряжения 35 и 110 кВ. На напряжение 10 кВ принимаем к установке комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) состоящие из набора типовых металлических шкафов со встроенными в них аппаратами приборами устройствами защиты и управления.
Обслуживание подстанции осуществляется посредством дежурства на дому.
Схемы распределительных устройств и распределение отходящих линий по секциям изображены на чертеже.
Выбор электрических аппаратов и проводников
1 Расчёт токов продолжительного режима работы
Аппараты и проводники РУ всех напряжений подстанций выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.
Расчётными токами продолжительного режима являются:
Iнорм - наибольший ток нормального режима и Imax - наибольший ток ремонтного или послеаварийного (форсированного) режима.
Для конкретных цепей (присоединений) они рассчитываются по формулам
1.1 Расчёт токов на стороне 110 кВ:
1.1.1 Цепь вводного выключателя (цепь питающих линий)
1.1.2 Цепь транзитной перемычки:
В нашем случае максимальный ток через выключатель перемычки будет в случае совпадения ремонта вводного выключателя одного трансформатора и повреждения питающей линии другого трансформатора. В этом случае через выключатель перемычки будет протекать ток равный:
1.1.3 Цепь ремонтной перемычки
Ремонтная перемычка используется при ремонте выключателя транзитной перемычки и ток проходящий через неё принимаем равным
1.2 Расчёт токов на стороне 35 кВ:
1.2.1 Цепь вводного выключателя
1.2.2 Цепь секционного выключателя
1.2.3 Цепь потребителей 35 кВ (цепи отходящих линий)
где - мощность потребителя 35 кВ (табл.1.1)
n – количество отходящих к потребителю линий
1.2.4 Цепь сборных шин
Максимальный ток который может протекать по сборным шинам 35 кВ будет аналогичен току вводного выключателя (см. пункт 5.1.2.1)
1.3 Расчёт токов на стороне 6 кВ
1.3.1 Цепь вводного выключателя
где = 216 МВА - суммарная нагрузка на шинах 6 кВ (табл.1.1)
1.3.2 Цепь секционного выключателя
Считаем что в нормальном режиме секционный выключатель отключен.
1.3.3 Цепи потребителей 6 кВ:
где - мощность потребителя 6 кВ (табл.1.1)
Отделение сухого льда:
Воздуш. компрессорная:
1.3.4 Цепь сборных шин
Максимальный ток который может протекать по сборным шинам 6 кВ будет аналогичен току вводного выключателя (см. пункт 5.1.3.1)
2 Условия выбора аппаратов
Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий.
2.1 Выбор высоковольтных выключателей производится по:
2.1.1 Номинальному напряжению
где - номинальное напряжение сети в которой устанавливается выключатель.
- номинальное напряжение выключателя.
2.1.2 Номинальному длительному току
Расчётный ток продолжительного режима цепи в которой устанавливается выключатель
где – рабочий максимальный ток цепи в которой устанавливается выключатель
– длительный номинальный ток выключателя.
2.1.3 Номинальному току отключения
где – действующее значение периодической составляющей тока к.з. в момент расхождения контактов.
- номинальный ток отключения выключателя.
2.1.4 Номинальному апериодическому току отключения выключателя для момента времени начала расхождения дугогасительных контактов
где – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов;
– номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;
н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t %
Расчётное время было рассчитано ранее (см. пункт 4)
Если условие соблюдается а то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ
2.1.5 Электродинамической стойкости
где – ударный ток к.з. в цепи выключателя
- ток электродинамической стойкости выключателя
2.1.6 Термической стойкости
где – тепловой импульс тока КЗ по расчёту (см. пункт 4 );
-предельный ток термической стойкости который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости .
2.1.7 Включающей способности
где – номинальное действующее значение периодической составляющей тока включения;
– номинальное амплитудное (мгновенное) значение полного тока включения.
2.2 Выбор разъединителей производится по:
2.2.1 Номинальному напряжению
Выбор производится по условию (5.13)
2.2.2 Номинальному длительному току
Выбор производится по условию (5.14)
2.2.3 Электродинамической стойкости
Выбор производится по условию (5.18)
2.2.4 Термической стойкости
Выбор производится по условию (5.19)
2.3 Выбор трансформаторов тока производится по:
2.3.1 Номинальному напряжению
2.3.2 Номинальному току
Длительный рабочий расчётный ток цепи в которую включается трансформатор тока:
где – номинальный ток первичной цепи ТТ. Его величина выбирается как можно ближе к значению так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
2.3.3 Электродинамической стойкости
В Выбор производится по условию (5.18)
2.3.4 Термической стойкости
2.3.5 Нагрузке вторичных цепей
где – номинальная допустимая нагрузка (при заданном классе точности) Ом.
Допускается определять вторичную нагрузку упрощенно:
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому
где – сопротивление токовых катушек последовательно включённых приборов;
– сопротивление соединительных проводов;
– переходное сопротивление контактов.
2.4 Выбор трансформаторов напряжения производится по:
2.4.1 Номинальному напряжению
Номинальное напряжение сети и номинальное напряжение ТН одинаковы
2.4.2 Нагрузке вторичных цепей
Расчётная полная нагрузка вторичных цепей
где – номинальная вторичная мощность (при заданном классе точности) ВА. при этом следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединённых в звезду следует брать суммарную мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора .
При приближённом расчёте полная нагрузка определяется как сумма нагрузок на все фазы ТН без учёта схем включения приборов и их разделения по фазам:
где – полная мощность потребляемая всеми катушками напряжения прибора ВА; – коэффициент мощности приборов принимается для вольтметров ваттметров варметров и частотомеров равным единице а для счётчиков – 038(= 0925).
2.5 Выбор ограничителей перенапряжений
Выбор производится по условию (5.18).
3 Выбор аппаратов РУ высшего напряжения
Таблица 5.1 - Сводная таблица по выбору аппаратов РУ 35 и 110 кВ
Наименование и тип аппарата
Выключатель ВГТ-110 - 402500У1
Разъединитель РГ-1101000УХЛ1
Трансформатор тока TG 145
Продолжение таблицы 5.1
Ограничитель перенапряжения
Выключатель ВБН-35 – 201600 УХЛ1
Привод элек-тромагнитный постоянного тока
Разъединитель РГ-351000УХЛ1
Трансформатор напряжения
Примечание: количество выбранных аппаратов указано на главной схеме электрических соединений.
4 Выбор ячеек КРУ 10 кВ
Выбираем комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) предназначенные для открытой установки вне помещения. КРУН состоят из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами приборами устройствами защиты и управления.
Шкафы КРУН имеют уплотнения обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Так как шкафы не абсолютно герметичны то КРУН не предназначены для работы в среде подвергающейся усиленному загрязнению действию газов испарений и химических отложений вредных для изоляции а также в среде опасной в отношении взрыва и пожара. КРУН рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от -40 до +400С.
Выбираем КРУН серии К-63 для умеренного климата (У) устанавливаемый на незаглублённом фундаменте. КРУН со шкафами К-63 имеют закрытый коридор для обслуживания. В шкафах серии К-63 применяются элегазовый выключатели VF на токи до 3150 А. Ширина каждого шкафа -750 мм; глубина блока КРУ с коридором управления –3065 мм; высота (без кронштейнов линии ввода)- 2695 мм.
Заземление блока и отдельно стоящих шкафов КРУ осуществляется путём приварки оснований блока и шкафов к контуру заземления.
Технические параметры шкафов КРУН серии К-63 приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Технические параметры шкафов КРУН серии К-63
Наименование параметра показателя классификации
Значение параметра исполнение
Наличие теплоизоляции в КРУ
Исполнение У1-без теплоизоляции
электродинамическая(амплитуда)
Масса шкафа т не более:
-блока КРУ из шести ячеек:
Результаты проверки аппаратов входящих в комплект шкафов КРУН серии К-63 сведены в таблице 5.3.
5 Выбор аппаратов РУ низшего напряжения
Таблица 5.3 - Проверка аппаратов шкафов КРУН серии К-63
Аппараты ячеек КРУ 10 кВ
Аппараты вводных ячеек 10 кВ
Трансформа-торы тока
Продолжение таблицы 5.3
Аппараты секционной ячейки 10 кВ
Аппараты ячеек с кабельными выводами к потребителям 10 кВ
Z2 потребит.= 0331 Ом
Аппараты ячеек трансформаторов напряжения 10 кВ
Трансформа-тор напряжения
Плавк. пред. ПКН-001-10У3
Ограничитель перенапряже- ний
Предохранители устанавливаемые в отдельно стоящие шкафы ТСН 10 кВ
Плав. пред. ПКТ 101-10-10-315 У3 [10]
6 Выбор кабелей 10 кВ
Питание потребителей 10 кВ осуществляем с помощью кабельных линий прокладываемых в земле. Марка кабеля АПвПг кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена трёхжильный на напряжение 10кВ.
Кабельные линии напряжением выше 1 кВ должны выбираться по экономической плотности тока и проверяться на нагрев длительными токами нормального или форсированного режима а также на термическую стойкость к токам КЗ.
6.1 Выбор кабельной линии отходящей к консервному заводу.
Выбираем трёхжильный кабель марки АПвПг на напряжение 10 кВ.
Сечение кабеля выбираем:
- по экономической плотности тока:
–экономическая плотность тока [1]; выбрано для (см.табл.1.2)
Принимаем кабель АПвПг S=185мм2 373 А [1].
- по допустимому току:
–длительно допустимый ток кабеля с учётом поправки на число рядом положенных в земле кабелей и на температуру окружающей среды
К консервному заводу у нас отходит 4 кабельных линии; согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее 100 мм поэтому принимаю 4 кабеля в одной траншее и [1];
так как кабели прокладываем в земле то принимаем равным 096.
Получилось что что не соответствует условию (5.27)
Принимаем 2 кабеля АПвПг S=150мм2 331 А [1].
что соответствует условию (5.27)
- по термической стойкости:
Для проверки термической стойкости определим ток КЗ за пучком из 4-х кабелей:
Определим активное и индуктивное сопротивление кабеля
С учётом параллельного соединения кабелей в пучке получаем:
Найдём относительные сопротивления КЛ приведённые к базисным условиям:
Полное результирующее сопротивление :
Ток за пучком кабелей:
По каждому кабелю проходит ток КЗ кА тогда тепловой импульс тока КЗ:
Минимальное сечение по термической стойкости определяется по формуле :
где С = 100 – некоторая функция принимается по справочным данным в зависимости от марки кабеля и напряжения сети [2]
Таким образом выбранный кабель удовлетворяет всем условиям
6.2 Выбор кабельной линии отходящей к отделению сухого льда.
Принимаем кабель АПвПг S=70 мм2 220 А [1].
–длительно допустимый ток кабеля с учётом поправки на число рядом положенных в земле кабелей и на температуру окружающей среды определяется по формуле (5.23)
К отделению сухого льда у нас отходит 2 кабельных линии; согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее 100 мм поэтому принимаю 2 кабеля в одной траншее и [1]; так как кабели прокладываем в земле то принимаем равным 096.
Получилось что что соответствует условию (5.30).
Так как каждая кабельная линия выполнена одним кабелем то она проверяется по току короткого замыкания в начале кабеля т.е. по току КЗ на шинах 10кВ подстанции (см. п.4).
Минимальное сечение по термической стойкости определяется по формуле (5.29)
6.3 Выбор кабельной линии отходящей к воздуш. компрессорной.
К воздуш. компрессорной у нас отходит 2 кабельных линии; согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее100 мм поэтому принимаю 2 кабеля в одной траншее и [1]; так как кабели прокладываем в земле то принимаем равным 096.
Получилось что что соответствует условию (5.32)
Так как каждая кабельная линия выполнена одним кабелем то она проверяется по току короткого замыкания в начале кабеля т.е. по току КЗ на шинах 10 кВ подстанции (см. п.4).
6.4 Выбор кабельной линии отходящей к водозабору.
К водозабору у нас отходит 2 кабельных линии; согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием
по горизонтали в свету между ними не менее100 мм поэтому принимаю 2 кабеля в одной траншее и [1]; так как кабели прокладываем в земле то принимаем равным 096.
Получилось что что соответствует условию (5.34)
6.4.3 по термической стойкости:
6.5 Выбор кабельной линии отходящей к бытовой нагрузке.
Принимаем кабель АПвПг S=185 мм2 373 А [1].
–длительно допустимый ток кабеля с учётом поправки на число рядом положенных в земле кабелей и на температуру окружающей среды (5.28)
К бытовой нагрузке у нас отходит 4 кабельных линии; согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее 100 мм поэтому принимаю 4 кабеля в одной траншее и [1]; так как кабели прокладываем в земле то принимаем равным 096.
Получилось что что не соответствует условию (5.35)
Минимальное сечение по термической стойкости определяется по формуле(5.29).
7 Выбор ошиновок от выводов НН трансформатора до ячеек КРУН
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится:
7.1 по допустимому току
Для выбора ошиновок используем те же токи что и при выборе вводных выключателей 10 кВ ячеек КРУН.
–длительно допустимый ток шины с учётом поправки на температуру окружающей среды . Принимаем двухполосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 2 (100×8) мм² расположенные плашмя с [2].
Получилось что что соответствует условию (5.38).
7.1.2по термической стойкости:
Ошиновку проверяем по току короткого замыкания на сборных шинах 10 кВ подстанции (см. п.4).
Минимальное сечение по термической стойкости:
где С = 91 – некоторая функция принимается по справочным данным в зависимости от материала шины [2].
Получили что принятая шина проходит по термической стойкости.
7.1.3 по механической стойкости:
Определяем пролёт L при условии что частота собственных колебаний будет > 200 Гц
Если шины на изоляторах расположены плашмя то
Принимаем расположение пакета шин плашмя; пролёт L =15 м; расстояние между фазами
Определим расстояние между прокладками:
где Е определено по табл.4.2 [2] Кф определено по рис. 4.5 [2]
полосы Mп на 1 м определяется по сечению q плотности материала шин (для алюминия 27·10³ кгсм³) и длине 100 см:
Mп = 27·10³· 12 · 08 ·100 = 1728 кгм
Принимаем меньшее значение Lп = 0505 м тогда число прокладок в пролёте:
При двух прокладках в пролёте расчётный пролёт
Определяем силу взаимодействия между полосами :
где b = 8 мм = 0008 м
Напряжение в материале полос:
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
что меньше допустимого доп = 75 МПА [2]. Таким образом шины механически прочны.
7.2 Выбор изоляторов
Выбираем опорные изоляторы С4-80 I УХЛ [3]
Uном 10 кВ Fразр = 4 кН высота изолятора 190 мм.
Проверяем изоляторы на механическую прочность
Максимальная сила действующая на изгиб
Fдоп = 0.8·Fразр = 0.8·3000 = 2400 Н
Fрасч = 1430 Н Fдоп = 2400 Н
Таким образом выбранный изолятор проходит по механической прочности.
8 Выбор проводников на стороне 110 кВ
Питающие линии и ошиновку до выводов 110 кВ трансформатора выполняем гибкими проводами. Выбираем провод марки АС.
Сечение провода выбираем:
8.1 по экономической плотности тока:
–экономическая плотность тока [2]; выбрано для
Принимаю провод АС 9516 диаметр d = 168 мм [2].
8.2 по допустимому току:
–длительно допустимый ток провода с учётом поправки на температуру окружающей среды
принимаем равным 088 [1] (Нижегородская область).
8.3 по термической стойкости:
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится согласно ПУЭ.
Проверка на электродинамическое действие тока КЗ для ВЛ не производится так как
iу = 15681 кА 50 кА (см. табл. 4.1)
8.4 по условиям коронирования.
По ПУЭ минимальное сечении по условию коронного разряда 70 мм2
Таким образом выбранный провод АС 9519 по условиям короны проходит.
Получили что выбранный провод удовлетворяет всем условиям
По табл.4.2.1 1 для района с чистой атмосферой и обычными полевыми загрязнениями атмосферы выбираем по 9 подвесных изоляторов в гирлянде типа ПС6-А.
9 Выбор проводников на стороне 35 кВ
9.1 Выбор токоведущих частей от выводов 35 кВ трансформатора до сборных шин 35 кВ. Токоведущие части до выводов 35 кВ трансформатора выполняем гибкими проводами. Выбираем провод марки АС. Короткие проводники по экономической плотности тока не выбираются поэтому сечение провода выбираем:
9.1.1 по допустимому току:
Принимаю провод АС 9516 диаметр d = 135 мм [2].
принимаем равным 088 [1].
9.1.2 по термической стойкости:
Проверка на электродинамическое действие тока КЗ для ВЛ не производится так как iу = 8553 кА 50 кА (см. табл. 4.1)
9.1.3 по условиям коронирования:
Выбранный провод АС 9516 по условиям короны проходит так как имеет сечение большее чем минимальное сечение по условиям коронного разряда
Получили что выбранный провод удовлетворяет всем условиям.
По табл.4.2.1 1 для района с чистой атмосферой и обычными полевыми загрязнениями атмосферы выбираем по 3 подвесных изоляторов в гирлянде типа ПС6-А.
9.2 Выбор сборных шин на 35 кВ.
Сборные шины 35 кВ выполняем гибкими проводами. Выбираем провод марки АС. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются то принимаем сечение по допустимому току.
Максимальный рабочий ток для шин такой же как и для токоведущих частей от выводов 35 кВ трансформатора следовательно и расчёт аналогичен тому который был проведён в пунктах 5.9.1.1 5.9.1.2 5.9.1.3.
9.3 Выбор линий 35 кВ отходящих к сх подстанции.
Выбираем провод марки АС.
9.3.1 по экономической плотности тока:
– экономическая плотность тока [1];
Принимаю провод АС 9516 диаметр d = 135 мм [2]. 5.9.3.2 по допустимому току:
9.3.3 по термической стойкости:
iу = 8553 кА 50 кА (см. табл. 4.1)
Выбор вида и источников оперативного тока
Питание оперативных цепей управления защиты автоматики телемеханики и сигнализации а также устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.
Всех потребителей энергии получающих питание от системы оперативного тока можно разделить на три группы:
)Постоянно включенная нагрузка – аппараты устройств управления блокировки сигнализации и релейной защиты постоянно обтекаемые током а также постоянно включенная часть аварийного освещения.
)Временная нагрузка полностью включённого аварийного освещения во время аварийного режима. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (расчетная длительность 05 часа).
)Кроме длительного тока нагрузки сети оперативного тока имеют место кратковременные (не более 5 секунд) пиковые нагрузки потребляемые катушками электромагнитных приводов аппаратов. Эта мощность может быть значительна.
Согласно методическим указаниям [11] на подстанциях 3510 кВ с малым числом масленых выключателей 35 кВ применяется выпрямленный оперативный ток.
Источниками выпрямленного оперативного тока могут быть:
– блоки питания (БП) включаемые на трансформаторы тока напряжения и собственных нужд;
– силовые выпрямители.
Блоки питания делятся на токовые блоки (БПТ) и блоки напряжения (БПН БПНС). Они могут применяться как самостоятельно так и в комплекте друг с другом. Блоки питания используются для питания цепей релейной защиты автоматики управления и сигнализации. Трансформаторы тока на которые включаются БПТ не допускается использовать для других целей.
Для питания электромагнитов включения приводов выключателей используют силовые выпрямители в частности устройства питания комплектные типа УКП. Устройство УКП состоит из двух сборочных единиц: УКП1 – силового выпрямителя с распределительным устройством выпрямленного тока и УКП2 – индукционного накопителя. Индукционный накопитель энергии обеспечивает включение одного выключателя при исчезновении переменного напряжения в схеме.
Для расчёта принимаю
Наибольший ток на нашей подстанции потребляют электромагниты включения приводов выключателей типа ВБН–35II–201600 УХЛ1 для них ток электромагнитов включения IПР = 100 А [10]
Iав = IДЛ+I0.5 (6.1)
где Iав –ток аварийного получасового режима
Выбранный УКП проверяем по наибольшему пиковому току Iпmax величина которого:
Iп.max = Iав + IПР (6.2)
Iп.max = 10 + 100 = 110 А
УКП выбираем из условия:
В нашем случае так как ток потребления электромагнитов выключателей меньше 150 А применяем устройство УКП-КМ
Оно предназначено для питания выпрямленным током электромагнитов включения высоковольтных выключателей обеспечивает при исчезновении переменного напряжения до включение выключателей с током потребления электромагнитов до 150 А.
Технические характеристики устройства сведены в таблицу 6.1
Таблица 6.1-Технические характеристики УКП-КМ
Номинальное напряжение питающей сети В
Номинальная частота питающей сети Гц
Номинальное выпрямленное напряжение в режиме холостого хода В
Номинальное выпрямленное напряжение под нагрузкой В
Допустимые отключения выпрямленного напряжения и напряжения питающей сети от номинальной %
Допустимые откланения частоты питающей сети от номинальной %
Максимальный выпрямленный ток нагрузки А
Минимальный выпрямленный ток нагрузки А
Длительность импульса нагрузки с не более
Время между импульсами с не менее
Количество импульсов в цикле не более
Время между циклами не менее мин
Степень защиты шкафа
Устройство имеет защиту от перегрузок и токов короткого замыкания на стороне выпрямленного тока а также контроль исправности узла накопителя.
Устройство имеет следующую сигнализацию:
отсутствие выпрямленного напряжения;
отключение защитных автоматических выключателей
Расчет нагрузок выбор трансформатора и схемы питания собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика (50-300 кВт) поэтому они питаются от сети 380220 В.
Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонте одного из трансформаторов. В курсовом проекте нагрузку с.н. допустимо оценивать ориентировочно на основании данных таблиц П6.1 П6.2 [10]. Произведём ориентировочный расчёт мощностей трансформаторов для чего сведём в таблицу 7.1 мощности потребителей собственных нужд приняв при этом для двигательной нагрузки cosφ = 085 а для остальных потребителей cosφ =1
Таблица 7.1 - Мощности потребителей проектируемой подстанции
Установленная мощность
Мощность эл.двиг. завода включающих пружин ВГТ-110
Отопление освещение вентиляция ОПУ
Мощность эл.двиг. завода включающих пружин VF
Определим расчётную нагрузку с.н. подстанции:
где – коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки в ориентировочных расчётах можно принять = 0.8.
Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по условию:
Принимаю 2 трансформатора ТМ -6310У1 [10] Sном = 63 кВА.
ТСН размещаются в РУ 10 кВ.
На напряжении 380220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин секционированной автоматическим выключателем (автоматом). Щит устанавливается в закрытом помещении общеподстанционного пункта управления (ОПУ).
Рисунок 7.1 – Схема питания С.Н. подстанции.
Выбор основных конструктивных решений по подстанции
РУ 35 110 кВ сооружаются открытыми.
Основные факторы определяющие конструкцию ОРУ:
схема электрических сооружений уровень номинального напряжения число и порядок подключения присоединений возможность расширения компоновка ОРУ и его элементов.
На напряжения 35 и 110 кВ применяем открытые распределительные устройства так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади для размещения подстанции. На этом напряжении ОРУ обладает существенными преимуществами по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ так как необходимы лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. Все сооружения на площадке подстанции размещаются таким образом чтобы при строительстве и монтаже а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. Проезд по дороге возможен вдоль выключателей 35 и 110 кВ около трансформаторов и КРУН 10 кВ. Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использования автокранов. Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. На подстанции кабельные каналы к аппаратам следует выполнять раздельными чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих КЛ.
Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливневых вод. Должны быть приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах должны иметь уклон не менее 05% в сторону водосборников. Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 075 ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала подстанции.отдельной плиты перекрытия должна быть не более 70 кг. Плита должна иметь приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов.
Ошиновка ОРУ 35 и 110 кВ выполняется гибкими проводами АС с расстоянием между фазами соответственно 250 и 300 см.
Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслосборные ямы перекрытые решетками с засыпками не менее 25 см.
КРУ 10 кВ представляет собой открытое РУ состоящее из набора типовых ячеек. Применение КРУН позволяет сократить время требуемое на
проектирование монтаж и наладку РУ. В КРУН выключатели измерительные трансформаторы напряжения и ограничители перенапряжений устанавливаются на выкатных тележках шкафа. Преимущество такой конструкции - во взаимозаменяемости однотипных выкатных тележек а также в том что отдельные отсеки шкафа отделены друг от друга металлическими перегородками.
В общеподстанционным пункте управления (ОПУ) расположены панели управления собственных нужд и релейной защиты устройство связи мастерская для приезжих ремонтных бригад служебная комната и др.
Подстанция освещается прожекторами установленными на прожекторных мачтах. Предусматривается аварийное хранение запаса масла.
Территория подстанции ограждена забором состоящим из металлических сеток высотой h = 2м.
Расчёт заземления подстанции при удельном
сопротивлении грунта ρ=80 Ом·см
На РПП предусматривается защитное заземление обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям которые нормально не находятся под напряжением но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. В расчёте заземления не учитываются естественные заземлители которые на РПП как правило отсутствуют. Поэтому расчёт осуществляется только для заземлений выполняемых искусственно.
Искусственное заземляющее устройство может выполняться из прутковой или полосовой стали в виде сетки на глубине 0.50.7 м к которой присоединяется заземляемое оборудование. Расстояние между полосами сетки должно быть не более 6 м. Если сопротивление сетки превышает допускаемое по нормам ПУЭ то к сетке добавляют вертикальные электроды длиной 35 м. Расстояние между электродами принимается не менее их длины.
Сопротивление искусственного заземлителя подстанции состоящего из сетки:
Площадь используемая под заземлитель подстанции: S = 80 · 45 = 3600 м2.
Рисунок 9.1 – План заземляющего устройства.
На подстанции прокладываются горизонтальные проводники (d0=2 см) с шагом b=5 м.
Общая протяженность проводников сетки составляет
L г = ( 805+1)·45+(455+1)·80 = 1565 м.
Удельное сопротивление грунта ρ = 08 Ом·м
Глубина заложения заземления t = 05 м
Длина вертикального заземлителя lв= 5 м
Определяем допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп.
Для этого принимаем расчётную длительность воздействия
в=tр.з.+tотк.в. (9.1)
где tр.з.= 001 с tотк.в = 0055 с – время действия релейной защиты и полное время отключения выключателя на стороне 110 кВ соответственно (см.п.4)
Далее по справочным данным для полученного в = 0065 с определяем Uпр.доп.
Получили что Uпр.доп.= 500 В
Затем определяем коэффициент прикосновения Кп
где М = 05 при ρ1ρ2 =1 [2] (Так как в задании к курсовому проекту указано только одно значение удельного сопротивления грунта то в расчёте удельные сопротивления верхнего ρ1 и нижнего ρ2 слоёв грунта принимаю одинаковыми а толщину верхнего слоя h1 принимаю равным 2 м )
– коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступеней:
а = 5 м –расстояние между вертикальными заземлителями
lв = 5 м- длина вертикального заземлителя
Lг = 1565 м -общая протяженность проводников сетки.
Далее определяем потенциал на заземлителе:
Что в пределах допустимого (меньше 10 кВ )
Сопротивление заземляющего устройства:
Для определения сопротивление заземляющего устройства необходимо знать ток Iз стекающий в землю через заземлители величина которого составляет некоторую долю от тока однофазного КЗ . Для подстанций на которых имеются заземлённые нейтрали трансформаторов
Для расчёта принимаем ток однофазного короткого замыкания равным половине 3-х фазного КЗ на стороне 110 кВ т.е.
Величину Iз принимаю равной половине следовательно Iз = 34 2 = 17 кА.
Действительный план заземляющего устройства (рис.9.1) преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:
Число ячеек по стороне квадрата :
Длина полос в расчётной модели:
Длина сторон ячейки:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а lв = 1:
Общая длина вертикальных заземлителей:
Относительная глубина:
По табл.7.6 2 для ρ1ρ2 =08 ; а lв = 1:
Определяем относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальным заземлителем ρэ ρ2 =08 тогда ρэ = 1· ρ2 = 1·08 = 08 Ом·м
Определяем общее сопротивление сложного заземлителя
Что меньше допустимого Rз.доп. = 1581 Ом
Найдём напряжение прикосновения:
что меньше допустимого значения 500 В
Определим наибольший допустимый ток стекающий с заземлителей подстанции при однофазном КЗ:
Расчёт защиты подстанции от прямых ударов молнии
Одним из важнейших условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и электрооборудования подстанций.
Правильно выполненная молниезащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. В то же время дополнительные затраты на устройство молниезащиты по сравнению с общими затратами на строительство прдприятия как правило весьма незначительны (не более 05%). Необходимость молниезащиты различных сооружений и установок связана с тем что при ударах молнии на них оказывается определенное воздействие представляющее опасность как для самих сооружений так и для находящихся в них людей.
Аварийное отключение подстанции высокого напряжения приводит к большому народнохозяйственному ущербу так как от подстанции как правило отходит целый ряд линий питающих большое число потребителей. Авария на подстанции приводит к длительному перерыву в электроснабжении этих потребителей. Положение может существенно осложниться за счет развития аварии на подстанции в системную аварию. Кроме того время необходимое для ликвидации аварии на подстанции особенно при повреждении внутренней изоляции аппаратов может быть весьма значительным. Поэтому к молниезащите подстанций предъявляются значительно более жесткие требования чем к молниезащите линий электропередачи и других объектов и хотя подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки необходима весьма гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии.
Защита открытых распределительных устройств РПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте hx защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:
где h- высота молниеотвода;
ha - активная высота молниеотвода;
р- коэффициент равный:
р =1 для молниеотводов при h 30 м;
р=55 h для молниеотводов при h>30м. В нашем случае р =1.
Принимаем четыре молниеотвода в ОРУ 110 кВ два молниеотвода на трансформаторных порталах и три молниеотвода на порталах ОРУ 35 кВ с целью обеспечения требуемой зоны защиты.
Высоту молниеотводов принимаем h = 16 м. Общая зона действия девяти стержневых молниеотводов показана на рис.10.1.
Радиус действия rx каждого молниеотвода определяем по формуле (10.1) а bx - по формуле:
Объект высотой hx внутри зоны защиты будет защищен если выполняется условие:
где D- диагональ четырехугольника.
Молниеотводы устанавливаем: 1÷4 – на порталах 110 кВ; 56 – на трансформаторных порталах; 7÷9 – на порталах 35 кВ. Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. При этом должно быть установлено два-три или один-два вертикальных электрода длиной 3÷5 м соответственно на таком же расстоянии от стойки с молниеотводом. Отдельно стоящие молниеотводы могут иметь собственные заземлители.
Рисунок10.1– Зона защиты стержневых молниеотводов
Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений
1 Размещение измерительных приборов
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Перечень измерительных приборов приведен в табл.11.1.
Таблица 11.1 –Перечень измерительных приборов
Цепь транзитной перемычки
Амперметр два счетчика активной энергии со стопорами ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой.
Амперметр счетчик реактивной и активной энергии ваттметр варметр.
Амперметр счетчик реактивной и активной энергии ваттметр варметр
На каждой секции шин
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трехфазных напряжений
Секционного выключателя 10 кВ
Линий 10 кВ к потребителям
Амперметр расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий принадлежащих потребителю
Амперметр расчетные счетчики активной и реактивной энергии.
Секционного выключателя 35 кВ
2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке
2.1 Вторичная нагрузка трансформатора тока TG 145 (Z2ном = 1.2Ом) 10 на стороне 110 кВ трансформатора в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2 приведена в табл.11.2 по фазам.
Таблица 11.2 - Вторичная нагрузка тр-ра тока TG 145 на вводе 110 кВ трансформатора
Общее сопротивление приборов (расчёт производится для наиболее загруженной фазы)
где Sприб -мощность потребляемая приборами 2; I2 - вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов rк принимается 0.05 Ом при 2-3 приборах и 0.1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения
Допустимое сопротивление проводов определяется:
rпр.доп = Z2ном – rприб – rк (11.2)
rпр.доп = 1.2 – 0.02 – 0.05 = 1.13 Ом
Для пст с высшим напряжением 110 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (ρ = 0.0283 ) ориентировочная длина l = 85 м 2
На стороне 110 кВ трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому lрасч = l
Тогда сечение определим по выражению:
По условию прочности в соответствии с ПУЭ сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил поэтому принимаю контрольный кабель АКРВГ c жилами сечением
Определим действительное сопротивление выбранных нами проводов
Определим сопротивление вторичной нагрузки:
z2 = rприб + rпр.действит+ rк (11.5)
z2 = 0.02 + 0.601+ 0.05 = 0.671 Ом Z2 н о м =1.2 Ом
2.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока TG 145 (Z2ном = 1.2Ом) 10 в цепи транзитной перемычки в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2 приведена в табл.11.3 по фазам.
Таблица11.3-Вторичная нагрузка тр-ра тока TG145 в цепи транзитной перемычки.
Счётчик активной энергии и реактивной энергии
Общее сопротивление приборов определяется по (11.1):
Сопротивление контактов rк принимается 0.1 Ом
Допустимое сопротивление проводов определяется по (11.2):
rпр.доп. = 1.2 – 0.24 – 0.1 = 0.86 Ом
ρ = 0.0283 ориентировочная длина l = 75 м 2
На стороне 35 кВ трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому lрасч = l
Тогда сечение определим по выражению (11.3):
Определим действительное сопротивление выбранных нами проводов по (11.4):
Определим сопротивление вторичной нагрузки по (11.5):
z2 = 0.24 + 0.531+ 0.1 = 0.871 Ом Z2 н о м =1.2 Ом
2.3 Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТФЗМ35-У1 (Z2ном = 1.2 Ом) 2 на стороне 35 кВ трансформатора в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2 приведена в табл.11.4 по фазам.
Таблица 11.4-Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТФЗМ35-У1 на стороне 35 кВ трансформатора
2.4 Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТФЗМ35-У1 (Z2ном = 1.2 Ом) 2 линий 35 кВ в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2 приведена в табл.11.5 по фазам.
Таблица 11.5-Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТФЗМ35-У1 линий 35 кВ
Общее сопротивление приборов определяется по (11.1)
Сопротивление контактов rк принимается 0.05 Ом
rпр.доп. = 1.2 – 0.2 – 0.05 = 0.95 Ом
z2 = 0.2 + 0.531+ 0.05 = 0.781 Ом Z2 н о м =1.2 Ом
2.5 Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТФЗМ35-У1 (Z2ном = 1.2 Ом) 2 цепи секционного выключателя 35 кВ в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2 приведена в табл.11.6 по фазам.
Таблица 11.6-Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТФЗМ35-У1 секционного выключателя 35 кВ
rпр.доп. = 1.2 – 0.02 – 0.05 = 1.13 Ом
z2 = 0.02 + 0.531+ 0.05 = 0.601 Ом Z2 н о м =1.2 Ом
2.6 Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТЛШ-10 встраиваемых в вводные выключатели ячеек КРУ (Z2ном = 0.4 Ом) 2 на стороне 10 кВ трансформаторов в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2 приведена в табл.11.7 по фазам.
Таблица 11.7-Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТЛМ-10 на стороне 10 кВ трансформаторов
rпр.доп. = 0.4 – 0.24 – 0.1 = 0.06 Ом
ρ = 0.0283 ориентировочная длина l = 5 м 2
Трансформаторы тока во вводных ячейках КРУ соединены в полную звезду поэтому lрасч= l
z2 = 0.24 + 0.035+ 0.1 = 0.375 Ом Z2 н о м = 0.4 Ом
2.7 Вторичная нагрузка трансформаторов тока TЛМ-10 (Z2ном = 0.4Ом) 10 встраиваемых в секционный выключатель ячеек КРУ 10 кВ в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов приборов 2 приведена в табл.11.8 по фазам.
Таблица 11.8 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока TЛМ-10 встраиваемых в секционный выключатель ячеек КРУ 10 кВ
rпр.доп. = 0.4 – 0.02 – 0.05 = 0.33 Ом
Трансформаторы тока во секционных ячейках КРУ соединены в неполную звезду поэтому
Определим действительное сопротивление выбранных нами проводов по (11.4)
z2 = 0.02 + 0.061+ 0.05 = 0.131 Ом Z2 н о м = 0.4 Ом
2.8 Вторичная нагрузка трансформатора тока TЛМ-10 (Z2ном =0.4Ом) 10 встраиваемого в выключатели ячеек КРУ 10 кВ отходящих линий в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов приборов 2 приведена в табл.11.9 по фазам.
Таблица 11.9 - Вторичная нагрузка трансформатора тока TЛМ-10 встраиваемого в выключатели ячеек КРУ 10 кВ отходящих линий
rпр.доп. = 0.4 – 0.22 – 0.05 = 0.13 Ом
Трансформаторы тока во потребительских ячейках КРУ соединены в неполную звезду поэтому
Определим действительное сопротивление выбранных нами проводов по (11.4):
z2 = 0.22 + 0.061+ 0.05 = 0.331 Ом Z2 н о м = 0.4 Ом
3 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке
3.1 Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения НКФ-100-57 устанавливаемых в РУ 110 кВ в соответствии с каталожными данными приборов 3 приведена в табл.11.10
Таблица 11.10 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НКФ-100-57
Общая потребляемая мощность
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Выбранный трансформатор напряжения НКФ-100-57 имеет номинальную мощность
S2ном = 400 ВА в классе точности 05. Три однофазных трансформатора напряжения соединённых в звезду имеют мощность 3 · 400 = 1200 ВА. Таким образом S2 = 23057 ВА 1200 ВА трансформатор будет работать в выбранном классе точности
3.2 Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения ЗНОЛ-35 устанавливаемых на шинах 35 кВ в соответствии с каталожными данными приборов 3 приведена в табл.11.11
Таблица 11.9- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ЗНОЛ-35
Цепь СН трансформатора
Выбранный трансформатор напряжения ЗНОЛ.0.8-35У2 имеет номинальную мощность
S2ном = 150 ВА в классе точности 0.5. Три однофазных трансформатора напряжения соединённых в звезду имеют мощность 3·150 = 450 ВА
Таким образом S2 = 35202 ВА 450 ВА трансформатор будет работать в выбранном классе точности
3.3 Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения НОЛ.0.8-6У2 устанавливаемых на шинах 6 кВ в соответствии с каталожными данными приборов 3 приведена в табл.11.12
Таблица 11.12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НОЛ.0.8-6У2
Цепь НН трансформатора
Выбранный трансформатор напряжения НОЛ.0.8-6У2 имеет номинальную мощность
S2ном = 75 ВА в классе точности 0.5. Три однофазных трансформатора напряжения соединённых в звезду имеют мощность 3·75 = 225 ВА
Таким образом S2 = 84463 ВА 225 ВА трансформатор будет работать в выбранном классе точности
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.
Список используемых источников
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986.- 648 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С.. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.–3-е изд. перераб. и доп.– 6-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1987.– 648 с.: ил.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.–4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989.– 608 с.: ил.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнерге-тических специальностей М.:–Высшая школа 1981.–304 с
Справочник по проектированию электроснабжения М.:– Энергоатомиздат 1990– 576 с.
Электротехнический справочник т.2 .:– Энергоатомиздат 1986
Гук Ю.Б. Кант В. В.– Проектирование электрической части станций и подстанций Л– Энергоатомиздат 1985.–312 с.
Электротехнический справочник т.3 .:– Энергоатомиздат 1986
Татаров Е.И. Щеголькова Т.М.– Методические указания для выполнения курсовых проектов по дисциплинам “Производство электроэнергии” и “Электрические системы и сети”
Татаров Е.И. Щеголькова Т.М. Червонный Е.М.– Электрооборудование подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.
Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “Генерирование и передача электроэнергии” НГТУ; Сост.: И.В. Кованова Е.И. Татаров Т.М. Щеголькова. Нижний Новгород 1994. 30с.

План и разрез понизительной подстанции.cdw

КР-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-30-13
-СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР
-РАЗЬЕДИНИТЕЛЬ ПЕРЕМЫЧКИ
-РАЗЬЕДИНИТЕЛЬ РЕМОНТНОЙ ПЕРЕМЫЧКИ

Содержание.docx

РАСЧЕТ СУММАРНЫХ ЭЛЕКТРОНАГРУЗОК НА ШИНАХ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ.4
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ6
СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ С РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ
ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ ПО СЕКЦИЯМ И ТРАНСФОРМАТОРАМ7
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ17
1 Расчёт токов продолжительного режима работы17
2 Условия выбора аппаратов17
3 Выбор аппаратов РУ высшего напряжения23
4 Выбор ячеек КРУ 10 кВ26
5 Выбор аппаратов РУ низшего напряжения27
6 Выбор кабелей 10 кВ31
7 Выбор ошиновок от выводов НН трансформатора до ячеек КРУН36
8 Выбор проводников на стороне 110 кВ39
9 Выбор проводников на стороне 35 кВ40
ВЫБОР ВИДА И ИСТОЧНИКОВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА42
РАСЧЕТ НАГРУЗОК ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА И СХЕМЫ
ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД 44
ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОНСТРУКТИВНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ПОДСТАНЦИИ 46
РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ ПРИ УДЕЛЬНОМ
СОПРОТИВЛЕНИИ ГРУНТА =80 ОМ·СМ .48
РАСЧЁТ ЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДОВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ .57
1 Размещение измерительных приборов 57
2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке .57
3 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке 65
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ .. . 69