Курсовой проект «Проектирование узловой подстанции 220/35/6»

moy-kursovik-po-stanciyam.docx

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Вологодский государственный университет»
(наименование факультета)
Дисциплина: «Электрическая часть станций и подстанций систем электроснабжения»
Наименование темы: «проектирование узловой подстанции 220356»
(подпись преподавателя)
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ3
РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ4
1 Определение максимальных нагрузок (для каждой ступени напряжения)4
2 Определение расчётной мощности подстанции5
4 Построение годового графика нагрузок подстанции7
5 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика.8
6 Составление структурной схемы и выбор силовых трансформаторов.9
7 Технико-экономический расчёт трансформаторов (по приведённым затратам)10
8 Схема распределительного устройства на стороне высшего напряжения.11
9 Схема распределительного устройства на стороне среднего напряжения.11
10 Схема распределительного устройства на стороне низшего напряжения.12
11 Схема собственных нужд на стороне низшего напряжения.12
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ16
1 Составление расчётной схемы замещения16
2 Определение параметров схемы замещения18
ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН26
1 Выбор выключателей разъединителей и отделителей26
1.1 Выбор аппаратуры на стороне ВН26
1.2 Выбор аппаратуры на стороне СН.27
1.3 Выбор аппаратуры на стороне НН27
2 Выбор предохранителей трансформаторов тока и напряжения31
2.1 Выбор трансформаторов тока31
2.2 Выбор трансформаторов напряжения.34
2.3 Выбор предохранителей.34
4 Выбор гибких шин и токопроводов35
4.1 Выбор шин на стороне 220 кВ35
4.2 Выбор шин на стороне 35 кВ35
4.3 Выбор шин на стороне 6 кВ36
5 Выбор кабельных и воздушных линий на стороне 6 кВ36
6 Выбор воздушных линий на стороне 35 кВ38
7 Выбор воздушных линий на стороне 220 кВ38
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ НА ПОДСТАНЦИИ39
МЕРЫ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПОДСТАНЦИИ39
1 Расчёт устройств заземления39
2 Проектирование молниезащиты электрической подстанции41
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ44
В данном курсовом проекте основной задачей является расчет узловой подстанции напряжениями 22356 кВ так же выбор всего необходимого оборудования обеспечивающего надежную работу подстанции. Что позволит обеспечить стабильную работу энергосистемы в целом.
Проектирование подстанции складывается с расчетом ее дальнейшего развития обеспечения надежности работы и бесперебойности питания потребителей.
Вновь проектирующиеся подстанции необходимо комплектовать новым и современным оборудованием приходящим на замену устаревших моделей и конструкции.
Применение именно современного оборудования позволит сократить расходы как на сооружение энергообъектов так и на дальнейшую их эксплуатацию и обслуживание.
Задание на курсовую работу
Мощность короткого замыкания (КЗ) от системы: Sкз = 1750 MBA.
Номинальный напряжение распределительного устройства (РУ) высшего среднего и низшего напряжения (ВН СН НН) соответственно:
Количество линий отходящих от РУ ВН СН НН:
nНН(К) = 14 (к - кабельные)
nНН(В) = 14 (в - воздушные)
Длина соответствующих линий:
Lвн = 2 125; 2165 км; Lсн = 195-395 км
Lнн(к) = 057-189 км; Lнн(в) = 67-147 км
Активная максимальная мощность распределения через РУ СН и НН:
Средневзвешанные значение для нагрузок СН и НН
Расчетное значение для всей мощности проходящей через РУ подстанции: = 093
Удельное сопротивление грунта в зоне расположения подстанции:
Тип двигателя количество мощность подключенных в непосредственной электрической близости к сборным шинам РУ НН проектируемой подстанции:
СДН-20-24-60; 2 125 МВт
Расчет мощности и выбор главных понизительных трансформаторов.
1 Определение максимальных нагрузок Pma для каждой ступени напряжения.
По заданным Рн и max определяем полную и реактивную мощность по формулам:
На стороне НН для компенсации реактивной мощности ставим компенсирующие устройства: конденсаторные установки (КУ).
где - естественный коэффициент мощности до компенсации:
где - соответствующий коэффициент мощности после компенсации:
где α - коэффициент учитывающий повышение коэффициента мощности мерами не требующими установки КУ: =1.
Выбираем КУ: УКЛ 57 – 63- 6000 УКЛ 57 -63 -1350 ;
тогда Qку =6+135 = 735 МВар.
Тогда полная мощность с учетом компенсации:
2 Определение расчётной мощности подстанции
При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд которые присоединяются к сборным шинам 6 кВ. Мощность собственных нужд выбирается в пределах 05% от мощности подстанции. Принимая Рмах и Qмах за 100% типового графика (рис 1) для всех напряжений строим график для каждой ступени мощности значения которой находим по формулам:
Рис. 1 Суточный график нагрузки подстанции.
где pi qi - ординаты типового графика нагрузки для рассматриваемой ступени мощности в %. Результаты расчёта сведем в таблицу 1-3.
Сторона низкого напряжения 6 кВ:
Интервал времени час
Ррасч = 27 МВт; Qpaсч = 1079 МВар; Spacч = 29078 МВА;
Сторона среднего напряжения 35 кВ:
Ррасч = 25 МВт; Qpaсч = 194 МВар; Spacч = 316 МВА;
График для стороны 220 кВ - результат сложения суточных графиков нагрузки на сторонах 6 кВ и 35 кВ.
Ррасч = 52 МВт; Qpaсч = 302 МВар; Spacч = 60724 МВА;
При определении расчётной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) которые обычно присоединяются к сборным шинам НН а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К = 125). Тогда полная расчётная мощность подстанции будет равна:
Исходя из условия надёжности выбираем два трансформатора. Мощность одного трансформатора выбираем из условий:
Выбираем трансформатор марки:
ТСЗ-250604- трансформатор сухой с защитным кожухом.
Проверим условия надёжности:
0 > 05 . 0005 . 60724 = 15181 - условия выполняются.
Технические данные ТСН: ТСЗ-2506.
Коэффициент аварийной перегрузки:
Кав= =12; 14 - условие выполняется.
4 Построение годового графика нагрузок подстанции
На рис. 2 построен годовой график по продолжительности результаты расчёта находятся в табл. 5
Годовой график нагрузок по продолжительности
Годовой график по продолжительности нагрузок
5 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика.
Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:
где Wгод - полная потребляемая энергия за год.
Wгод = 6072340+54651440+473654860 = 4509869 МВАч;
Коэффициент заполнения графика:
Время использования максимальной активной нагрузки за год:
Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле:
6 Составление структурной схемы и выбор силовых трансформаторов.
Схема подстанции выбирается с учетом общей схемы электроснабжения данного района и ее развития на период 5-10 лет
Так как от подстанции питаются потребители всех категорий и питание от системы имеется лишь со стороны ВН то как правило требуется установка не мене двух трансформаторов. Поэтому выбираем два трансформатора. Структурная схема подстанции приведена на рис. 3
Рис. 3 Структурная схема подстанции
Для двухтрансформаторной подстанции:
Sт p > (065÷07)Sp = (065÷07)76285 = 49585 ÷ 53340 МВА
Для двухтрансформаторной подстанции 220356 кВ выбираем два варианта трёхфазного трёхобмоточного трансформатора с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла:
2 ТДЦТН – 63000 230 385 66;
2 ТДЦТН – 80000 230 385 66.
Проверяем возможность работы в аварийном режиме.
К(1)ав = Sр.п.ст Sном(1) = 76263 = 1211 14
К(2)ав = Sр.п.ст Sном(2) = 76280 = 0954 14
Условия выполняются значит работа в аварийном режиме возможна.
Паспортные данные трансформаторов приведены в табл. 6.
Технические данные трансформаторов
7 Технико-экономический расчёт трансформаторов
(по приведённым затратам)
где n – число трансформаторов;
Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
Кт – стоимость трансформатора;
И =Иа+Ип – ежегодные эксплуатационные издержки;
Иа =D.n.Kа – издержки на амортизацию;
где D=15 – коэффициент приведения учитывающий современные условия;
Ип =b.Апт – издержки из-за потерь электроэнергии;
b = 12 руб. – стоимость одного кВтч электроэнергии;
Проведём расчёты для обоих вариантов:
Ип = 00012.5207322241 = 6248787 тыс. руб.
Иа = 15.2.1528.01 = 4584 тыс. руб.
И = 4584+6248787 = 6707187 тыс. руб.
Зг = 2.0285.1528+6707187 = 6794283 тыс. руб.
Ип = 00012.7732143362 = 9278572 тыс. руб.;
Иа = 15.2.215.01 = 645 тыс. руб.;
И = 645+9278572 = 9923572 тыс. руб.;
Зг = 2.0285.215+9923572 = 10046122 тыс. руб.;
Так как затраты с менее мощным трансформатором меньше на 32% очевидна его выгодность т.е. выбираем два трансформатора ТДЦТН – 63000 230 385 66.
8 Схема распределительного устройства на стороне высшего напряжения.
Для РУ напряжения 220 кВ широко применяется схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин с одним выключателем на цепь. На секциях устанавливается обходной выключатель.
Для РУ 220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин 1С линии W2 W4 и трансформатор Т2 — ко второй системе шин 2С
шиносоединительный выключатель Q8 включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель ДХ и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 — 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7 — 15 а также на электростанциях при числе присоединений 11.
Для РУ 110 кВ и выше существенными становятся недостатки этой схемы:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями. Если источниками питания являются мощные блоки турбогенератор - трансформатор то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин может занять несколько часов;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин т.е. приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разьединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно
достичь секционированием одной или обеих систем шин.
Схема РУ на стороне ВН изображена на рис. 4.
9 Схема распределительного устройства на стороне среднего напряжения.
При большом количестве присоединений на напряжении 35 кВ применяют схемы с одиночной секционированной системой шин.
Подключение каждого присоединения (генератора трансформатора линии) к сборным шинам производится через выключатели и шинные разъединители. Разъединители предназначены для создания видимого разрыва цепи при ремонтных работах и не являются оперативными элементами. Операции с разъединителями допускаются только при отключенном выключателе присоединения для чего предусматриваются специальные схемы блокировки.
Секционирование сборных шин с помощью секционных выключателей (СВ) выполняется таким образом чтобы каждая секция имела источники питания (трансформаторы) и соответствующую нагрузку. Присоединения должны быть распределены между секциями так чтобы при выходе из строя одной из секций сборных шин ответственные потребители продолжали получать питание от секции оставшейся в работе. В связи с тем что на электростанциях генераторы работают параллельно секционные выключатели при нормальной работе включены.
При КЗ на секции сборных шин поврежденная лекция обесточивается путем отключения питающих элементов и секционных выключателей после срабатывания соответствующей релейной защиты а неповрежденные секции остаются в работе.
Эта схема обладает рядом существенных недостатков в том числе необходимостью отключения линий или трансформаторов на все время ремонта выключателя в цепи. При напряжении 35 кВ отключение линии будет непродолжительным т.к. длительность ремонта выключателя невелика.
10 Схема распределительного устройства на стороне низшего напряжения.
На подстанции на напряжение 6 кВ применяют схемы с двумя системами шин секционированнми выключателями.
Схема РУ на стороне НН изображена на рис. 6.
Трансформаторы Т1 и Т2 и линий присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах.
Достоинством такой схемы являются простота наглядность экономичность.
11 Схема собственных нужд на стороне низшего напряжения.
Мощность потребителей СН подстанции невелика поэтому они питаются от ТСН которые получают питание РУ НН.
Схема собственных нужд изображена на рис 6.
Схема РУ на стороне ВН.
Схема РУ на стороне СН.
Схема РУ на стороне НН. Схема собственных нужд.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора соответствующего оборудования и проверки его надежности а так же для расчета уставок релейной защиты- необходим расчет токов короткого замыкания.
Согласно ПУЭ при расчете токов короткого замыкания в электрических установках следует учитывать следующие условия:
Все источники участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ работают одновременно с номинальной нагрузкой.
Все синхронные машины имеют авторегуляторы U и устройства форсировки возбуждения.
КЗ. наступает в такой момент времени при котором ток КЗ. будет иметь наибольшее значение.
ЭДС всех источников питания совпадает по фазе.
Расчетное напряжение U каждой ступени принимают на 5%
Учитваются присоединенные к данной сети СК батареи статических конденсаторов синхронные и асинхронные двигатели (СД и АД).
В качестве расчетного в данном проекте принимаем 3-х фазное КЗ. Для ВЛ учитываем активное сопротивление в случае малых сечений и наличиях стальных проводов. Для КЛ учитываем активные сопротивления во всех случаях.
1 Составление расчётной схемы замещения.
Аппараты и токоведущие конструкции не должны выходить из строя из - за кратковременного протекания по ним больших токов возникающих при коротких замыканиях имеющих место в электроустановках.
Токи короткого замыкания должны успешно отключаться и выключаться выключателями. Для расчета ТКЗ составляется расчетная схема подстанции.
Расчетная схема составляется для нормального длительного режима.
Исходная схема представлена на рис. 7 а схема замещения на рис. 8.
Расчёт токов короткого замыкания проводим в относительных единицах. Принимаем нормальный режим работы подстанции. Расчёт проводим для двух режимов: максимального и минимального. Расчётные точки короткого замыкания:
К3 - на конце линии подключенной к шинам СН (L = 195 км);
К4 - на конце линии подключенной к шинам СН (L = 395 км);
К7 - на конце воздушной линии подключенной к НН (L = 67 км);
К8 - на конце воздушной линии подключенной к НН (L = 147 км);
К9 - на конце кабельной линии подключенной к НН (L = 057 км);
К10 - на конце кабельной линии подключенной к НН (L = 189 км);
К6 - на шинах собственных нужд;
К11 - на шинах у двигателя.
Рис. 7 Исходная схема
Рис. 8 Упрощенная схема замещения для расчета токов КЗ.
2 Определение параметров схемы замещения
За базисную мощность при расчёте в относительных единицах принимаем мощность системы: Sб = Sс = 1750 MBA.
Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжения:
ВН: Uб.вн = 230 кВ;
СН: Uб.внКт = 230(230385) = 385 кВ;
НН1: Uб.внКт = 230(23066) = 66 кВ;
ННсн: Uб.нн1Кт = 66(6304) = 0419 кВ;
Параметры воздушных линий ВНЛ:
Для линий U=220 кВ Lвн = 125 км:
Для линий U=220 кВ Lвн = 165 км:
Параметры воздушных линий СН:
Для линий U=35 кВ Lсн = 195 км:
Для линий Lсн = 395 км:
Параметры воздушных линий НН:
Для линий Lнн = 67 км:
Для линий Lнн = 147 км:
Параметры кабельных линий НН:
Для линий Lнн = 057 [км]:
Для линий Lнн = 189 [км]:
Параметры силовых трансформаторов:
Параметры синхронных двигателей:
Паспортные данные синхронных двигателей представлены в табл. 8.
Синхронные двигатели
Расчёт проводится для двух режимов: максимальный и минимальный.
За минимальный режим принимаем режим с нормально отключенными секционными выключателями.
За максимальный режим принимаем режим со включенными секционными выключателями.
Для этой точки расчет проводим только для максимального режима когда подключены все линии к РУ ВН.
Расчетная схема замещения для определения тока КЗ а также этапы преобразования этой схемы замещения представлены на рис. 9.
Этапы преобразования схемы замещения для расчета тока КЗ в точке К1.
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется:
Ударный ток КЗ определяется:
где =15 - ударный коэффициент.
Для точки К2 К3 и К4:
Максимальный режим: СВ1 – включен а СВ2 – отключен.
Минимальный режим: СВ1 и СВ2 – отключены.
Для точки К5 К6 К7 К8 К9 К10:
Максимальный режим: СВ1 – включен СВ2 – включен.
Результаты расчёта сведены в табл. 10-11.
Результаты расчёта токов короткого замыкания в максимальном режиме
Результаты расчёта токов короткого замыкания в минимальном режиме
Выбор коммутационной защитной аппаратуры и сборных шин
1 Выбор выключателей разъединителей и отделителей
Основные электрические аппараты для схемы подстанции-выключатели разъединители отделители короткозамыкатели выбираются по расчетным условиям.
Номинальные токи этих аппаратов должны быть больше Iраб.мах. но не должны значительно превышать эти значения Iном.
Выбор выключателей производится:
) по длительному току —
) по отключающей способности.
Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:
допускается выполнение условия :
где - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;
где = 001 - минимальное время действия защиты; наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;
- собственное время отключения выключателя.
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
i пр.скв = i дин > i уд
где Iпр.скв - действительное значение предельного сквозного тока к.з.
I(3)кз - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
I2терм.норм.t терм.норм Вк
где I2терм.норм - предельный ток термической стойкости
t терм.норм - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости
1.1 Выбор аппаратуры на стороне ВН U=220 кВ.
Тепловой импульс тока короткого замыкания определяется по формуле:
Вк=(I(3)к.мах)2.(t откл+Та)
t откл - справочная величина.
t откл = tс.з.осн + t в.откл
где t с.з.осн - время действия основной релейной защиты;
t в.откл - полное время отключения выключателя.
Для определенности будем считать что t откл+Та равно 2 с для ВН
Выбор и обоснование выключателей разъединителей на стороне ВН приведены в табл. 12.
Выбираем для РУ стороны ВН U=220 кВ элегазовые выключатели наружной установки ВЭК-220-402000У1.
Имеющие следующие достоинства:
- высокий механический и коммутационный ресурс;
-большие межремонтные сроки эксплуатации и малый объем обслуживания.
- высокая электрическая прочность и дугогасящая способность элегаза позволяют создать дугогасительное устройство на ток отключения 40 кА при напряжении 220 кВ на один разрыв при высокой скорости восстановления напряжения сети. Ведутся работы по дальнейшему увеличению отключающей способности одного разрыва;
-элегаз позволяет повысить нагрузку токоведущих частей и уменьшить их массу за счет своих охлаждающих свойств;
И разъединитель горизонтально поворотного Разъединитель Наружной установки Двухколонковый с двумя Заземляющими ножами РНДЗ.2-2201000У1
Выбор коммутационной аппаратуры на стороне ВН (220 кВ)
I2 . t = 7500 кА2 . с
I2 . t = 4800 кА2 . с
1.2 Выбор аппаратуры на стороне СН.
Выбор коммутационной аппаратуры на стороне СН приведены в табл. 13.
Устанавливаем выключатели ВГБ-35- высоковольтный выключатель элегазовый баковый наружной установки предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах а также для работы в стандартных циклах при АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ. В состав выключателя входят привод шесть высоковольтных вводов со встроенными трансформаторами тока и один газоплотный алюминиевый сварной бак внутри которого размещены дугогасительные устройства 3-х фаз. 12 встроенных трансформаторов тока позволяют в большинстве случаев отказаться от применения выносных трансформаторов тока наружной установки.
Выключатель ВГБ-35 снабжен европейским электроконтактным сигнализатором плотности элегаза с устройством температурной компенсации приводящим показания давления к температуре +20°С. Сигнализатор обеспечивает визуальный контроль за уровнем плотности элегаза и имеет две уставки: предупредительный сигнал о необходимости пополнения элегаза и сигнал на блокировку (запрет оперирования или принудительного отключения с запретом на включение).
Также устанавливаем разъединитель горизонтально поворотного Разъединитель Наружной установки Двухколонковый с двумя Заземляющими ножами РНДЗ.2-351000У1
Выбор коммутационной аппаратуры на стороне СН (35 кВ)
I2 . t = 1089 кА2 . с
I2 . t = 2500 кА2 . с
Выбор секционного выключателя и разъединителей на стороне СН:
Выбор коммутационной аппаратуры на стороне СН приведен в табл. 14.
Секционный выключатель
Выбор коммутационной аппаратуры на отходящих линиях СН 35 кВ:
Выбор коммутационной аппаратуры на стороне СН приведен в табл. 15.
Линейный выключатель
1.3 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне НН
Выбор и обоснование коммутационной аппаратуры на стороне НН приведены в табл.16.
Устанавливаем вакуумные выключатели серии ВВУ-СЭЩ-6 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 6-10 кВ. Выключатели используются для вновь разрабатываемых КРУ а также для реконструкции шкафов КРУ находящихся в эксплуатации.
Преимущества ВВУ-СЭЩ-6:
Конструктивной особенностью выключателя является его универсальность – возможность установки электромагнитного или пружинно-моторного привода.
Возможность ручного включения выключателя под нагрузку при отсутствии оперативного питания (только для пружинно-моторного выключателя).
Нечувствительность к просадкам напряжения в том случае когда выключатель выключает короткозамкнутую линию.Простота конструкции.Высокая надёжность. Легко встраивается в различные типы КСО и КРУ.Высокий коммутационный ресурс. Выключатель имеет механизм поджатия контактов не требует дополнительных регулировок на протяжении всего срока службы (также в случае износа контактов). Наличие счётчика числа циклов срабатывания выключателя. Наличие индикации положения выключателя – включёнотключён пружинный привод готовне готов к работе.
Компоновка выключателей с обычным и фронтальным расположением полюсов; расположением размещения трёх полюсов и привода в линию раздельным размещением выключателя и привода на разных уровнях например в КСО.
Наличие встроенных в привод выключателя расцепителей.
Вакуумная камера нового поколения имеет ряд конструктивных особенностей и преимуществ:
Вакуумная камера нового поколения имеет уникальные технические характеристики - между контактами камеры создаётся аксиальное магнитное поле что позволяет улучшить отключающие свойства.
Выбор аппаратуры на стороне НН (6 кВ)
ВВУ-СЭЩ -П-6 -403150
I2 . t = 6400 кА2 . с
Выбор секционных выключателей и разъединителей:
Выбор сборных шин на РУ НН:
Выбор выключателей и разъединителей на линиях РУ НН:
Выбор и обоснование аппаратуры на стороне НН приведены в табл. 18.
ВВУ-СЭЩ -Э(П)3-6 -201000
Комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-6 серии К-59 предназначено для приема распределения учета и защиты электрических сетей переменного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 6 и 10 кВ в сетях с изолированной или заземлённой через дугогасящий реактор нейтралью. К-59 эксплуатируется без постоянного обслуживающего персонала.
К-59 предназначены для комплектации и расширения отдельностоящих РУ-10(6) кВ.
Конструкция ячеек К-59
Конструктивно КРУН типа К-59 представляет собой отдельностоящий блок высоковольтных ячеек с коридором управления шкаф TСH и шкаф ВЧ связи а для подстанций без развитого РУ-6(10) кВ - отдельный шкаф ТН. Блок ячеек и шкафы ТСН ТН и ВЧ связи устанавливаются на заглубленные или незаглубленные фундаменты. Шкаф представляет собой жесткую конструкцию собранную с помощью различных продольно-поперечных связей.
Заземление блока и отдельностоящих шкафов КРУН К-59 осуществляется путём приварки оснований блока и шкафов КРУН К-59 к контуру заземления. Металлические корпуса встроенного оборудования и металлические части КРУН имеют электрический контакт с каркасами распредустройств посредством шинок заземления зубчатых шайб и скользящих контактов.
Блок КРУН - это смонтированный на жёсткой раме металлический корпус служащий защитной оболочкой как высоковольтного оборудования так и КРУН в целом. Блок разделён на высоковольтную часть и коридор управления.
Шкафы могут быть оборудованы электронагревателями для создания внутри температуры необходимой для нормальной работы электронного оборудования. Обогрев включается автоматически от температурных реле.
Технические характеристики КРУН-К-59
2 Выбор трансформаторов тока и напряжения и предохранителей.
2.1 Выбор трансформаторов тока.
Выбор ТТ в РУ на стороне ВН (220 кВ)
Для выключателей устанавливаем трансформаторы тока ТФЗМ-220 Б-I-(II)0510Р10Р-300-6005
Трансформатор тока с фарфоровой покрышкой вторичная обмотка звеньевого типа маслонаполненный.
Трансформаторы «ТФЗМ 220» предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения защиты автоматики сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока частоты 50Гц или 60Гц изготавливаемых для стран с умеренным холодным и тропическим климатом.
Трансформаторы тока серии ТФЗМ изготавливаются однокаскадные на напряжение 35-220кВ.
Внешняя изоляция трансформаторов – фарфоровая покрышка.
Главная внутренняя изоляция трансформаторов бумажно-масляная. Обмотки звеньевого типа. Главная изоляция расположена на первичной и вторичной обмотках. Количество вторичных обмоток от двух до пяти. Трансформаторы отличаются высокой надежностью в эксплуатации.
Преимуществом трансформаторов являются:
- широкий ассортимент продукции по номинальному первичному току и классу точности (02; 05; 02S; 05S; 5Р; 10Р);
- возможность изготовления изделий с любым сочетанием класса точности и номинальной вторичной нагрузки;
- высокая надежность и точность измерения.
На заводе используются программные средства системы автоматизированного проектирования и подготовки производства что позволяет резко сокращать сроки выпуска изделий и улучшать их качество.
На высоковольтных вводах 220 кВ силовых трансформаторов устанавливаются встроенные трансформаторы ТВТ-220-3005 ;
Трансформаторы тока серии ТВТ применяются для передачи сигнала измерительной информации приборам регистрации и учета устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 или 60 Гц. Трансформаторы тока устанавливаются на вводах внутри оболочек силовых трансформаторов или автотрансформаторов.
Выбор и обоснование выбора трансформаторов тока (ТТ) приведены в табл. 20-23.
Выбор ТТ на стороне ВН (220 кВ)
место установки трансформаторы
I2 . t = 300 кА2 . с
Выбор ТТ в РУ на стороне СН (35кВ)
Выключатели ВГБ-35 - комплектуются встроенными трансформаторами тока ТВЭ-35УХЛ2.
Трансформатор изготавливается предприятием-изготовителем выключателя и не подлежит самостоятельной поставке.
Трансформатор предназначен для передачи сигнала измерительной информации приборам устройствам защиты и управления и для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц на класс напряжения до 35 кВ.
Трансформатор представляет собой проходную конструкцию состоящую из двух обмоток скрепленных между собой и составляющих единое целое.
Роль первичной обмотки выполняет токоведущий стержень высоковольтного ввода выключателя проходящий в центре окна трансформатора. Вторичные обмотки трансформатора тока намотаны на ленточные тороидальные изолированные магнитопроводы.
Выбор ТТ на стороне СН (35 кВ)
ТТ место установки выключатели
Выбор ТТ в РУ на стороне НН (6 кВ)
В РУ 6 кВ для установки на выключателях применим трансформаторы тока опорные-проходныеТЛ-10предназначены для передачи сигнала к электрическим измерительным приборам иили устройствам защиты и управления а также для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц на класс напряжения до 10 кВ.
Трансформаторы тока опорные-проходныеТЛ-10предназначены для встраивания в комплектные распределительные устройства (КРУ).
Для отходящих воздушных линий применим ТТ типа ТВЛМ-6 опорный трансформатор тока с литой изоляцией.
Для отходящих кабельных линий применим ТТ типа ТЗЛМ-1это трансформаторы для защиты от замыкания на землю с литой изоляцией модернизированные.
Трансформаторы тока ТЗЛМ предназначены для питания схем релейной защиты от замыкания на землю отдельных жил трехфазного кабеля путем трансформации токов нулевой последовательности. Трансформаторы устанавливаются на кабель.
Выбор ТТ на стороне НН (6 кВ)
Выбор ТТ для ТСН (6 кВ)
I2 . t = 941 кА2 . с
2.2 Выбор трансформаторов напряжения.
Условие выбора ТН: Uном Uсети.
Для РУ 220 кВ выбираем антирезонансный однофазный трансформатор напряжения «НАМИ-220» УХЛ1
Н - трансформатор напряжения;
А - антирезонансный;
М - охлаждение – естественная циркуляция воздуха и масла;
И - для контроля изоляции сети;
НАМИ имеет каскадную конструкцию и состоит из двух ступеней в фарфоровых корпусах с металлическими фланцами. Каждая ступень трансформатора имеет по два магнитопровода закрепленных на соответствующих фланцах. Каждая ступень трансформатора имеет компенсатор давления обеспечивающий компенсацию температурных изменений объема масла и защиту внутренней изоляции от увлажнения. Компенсатор закрыт защитным колпаком с прорезью для визуального контроля уровня масла. Трансформатор заполнен трансформаторным маслом ГК.
для РУ 35 кВ применяем трехфазный антирезонансный масляный трансформатор напряжения типа «НАМИ 35» УХЛ1 предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной или с компенсированной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения устройствам автоматики защиты сигнализации и управления. Трансформатор устойчив кферрорезонансу иоднофазным замыканиям сети наземлю через перемежающую дугу. Выдерживает без повреждения все виды однофазных замыканий сети наземлю без ограничения длительности замыкания.
Для РУ 6 кВ применим трансформатор напряжения антирезонансный типа «НАМИТ»:
М - с естественным масляным охлаждением;
И - для измерительных цепей;
- номинальное напряжение кВ;.
НАМИТ является масштабным преобразователем предназначен для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения защиты автоматики сигнализации и управления в электрических сетях 6 и 10 кВ переменного тока промышленной частоты с изолированной нейтралью или заземлённой через дугогасящий реактор. Трансформатор НАМИТ устанавливается в шкафах КРУ(Н) и в закрытых РУ промышленных предприятий.
Трансформатор НАМИТ-10-2 представляет собой соединённые конструктивно в единое целое два трансформатора напряжения:
ТНКИ — трансформатор напряжения контроля изоляции трёхобмоточный первичные обмотки которого включены по схеме «звезда» предназначен для питания цепей измерительных приборов учёта электрической энергии для цепей защиты и контроля изоляции.
ТНП — трансформатор нулевой последовательности двухобмоточный первичная обмотка которого включена в нейтраль ТНКИ и заземлена вторичная обмотка замкнута. Трансформатор предназначен для защиты трансформатора ТНКИ от повреждения при однофазных замыканиях.
НАМИТ имеет два магнитопровода двухстержневые броневого типа собранные из пластин электротехнической стали. На стержнях магнитопроводов расположены слоевые обмотки с изоляцией.
Так же используем трансформаторы напряжения НОМ-6
Н - трансформатор напряжения.
М - охлаждение масляное с естественной циркуляцией воздуха и масла.
предназначены для масштабного преобразования электрического напряжения переменного тока с целью дальнейшего измерения и подачи на приборы защиты и сигнализации в цепях автоматики с изолированной нейтралью.
Выбор ТН представлен в табл. 24.
2.3 Выбор предохранителей.
Условие выбора предохранителей:
На стороне 35 кВ для трансформаторов напряжения выбираем предохранитель типа:
ПКТ 101-35-2-125У3 с Uном = 35 кВ; Iном = 50 А; Iоткл = 25 кА;
На стороне 6 кВ для трансформаторов напряжении выбираем предохранитель типа:
ПКТ 101-10-2-125У3 с Uном = 10 кВ; Iном = 50 А; Iоткл = 25 кА;
3 Выбор ограничителей перенапряжения ОПН.
Разрядники и ОПН выбираем упрощенно по номинальному и пробивному напряжению и их конструктивному соответствию для мест установки.
Выбор ограничителей перенапряжения представлен в табл. 25.
В нейтрали главных понизительных трансформаторов
ставим ОПНН-220120-10450(II).
4 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины которые выполняются проводом марки АС. Сечение гибких шин и токопроводов выбираются по:
-экономической плотности тока:
-допустимому термическому действию тока КЗ:
-динамическому действию тока КЗ.
Проверка по условию коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 330 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает при начальном значении максимальной критической напряженности электрического поля:
Е0=303 . m . (1+0299)
где m - коэффициент учитывающий шероховатость провода (m =082)
r0 - радиус проводника
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:
где Dcp - среднегеометрическое расстояние между проводниками фаз.
Оборудование до 330 кВ разрешается не проверять на корону при условии соблюдения диаметра провода обеспечивающего короностойкость.
4.1 Выбор неизолированных шин РУ на стороне 220 кВ.
IВНраб.мах = 200196 [А]
Экономическую плотность тока согласно ПУЭ принимаем
jэк = 11 Амм2 при Тмах от 3000 до 5000 часов соответственно сечение:
При расчете выбираем шины алюминиевые ()
время отключения КЗ – 2 с.
Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 5х40 мм
Проверяем выбранные шины по длительному току:
Iраб Iном: 200196 540 А
4.2 Выбор неизолированных шин РУ на стороне 35 кВ
IСНраб.мах = 365416 [А]
При расчете считали что шины алюминиевые ()
время отключения КЗ – 15с.
Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 6х50 мм
4.3 Выбор неизолированных шин РУ на стороне 6 кВ
Сборные шины выполним жесткими алюминиевыми. Выбираем двухполосные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером bh=10010 мм: Iдоп=2860 А условие по допустимому току выполняется.
Механическая система: две полосы-изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилий в результате механического резонанса. Исходя из этого первое условие выбора пролёта:
где Jn=bh312 – момент инерции полосы
mn = 2152 кгм ; E=71010 Па – модуль упругости
Второе условие выбора такое чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновение полос :
где кср=047; аn=208=16 см – расстояние между осями полос.
Jn=bh312=10083=043 тогда l=0133= 046 [м]
Принимаем l n =046 м тогда число прокладок в пролете n=l l n-1
n=12046 – 1=16 принимаем n=2
При двух прокладках в пролете
расчетный пролет l n=l n+1=123=0.4 [м]
Определим силу взаимодействия между полюсами:
fn= (iуд2кср4h) 10-7
fn= (3697103)2047(40008) 10-7=2007 [Нм]
Напряжение в материале полос:
где Wn= h2b6 – момент сопротивления одной полосы ; Wn= 082106=107 тогда
n =200704212107=25 [МПа]
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где Wср = h2b3 – момент сопротивления ; Wср = 213
а=0.8 – расстояние между фазами.
Шины остаются механически прочными
если расч=n+фдоп ; доп=75 [МПа]
расч=25 + 20006= 4500675 - условие выполняется.
Таким образом шины механически прочны.
5 Выбор кабельных и воздушных линий на стороне 6 кВ.
Условие выбора кабелей:
где j эк= 3 для кабелей с бумажной изоляцией согласно ПУЭ.
где Ct = 140 [А2смм2] - для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией и медной жилой.
Выберем марку кабеля для линии 6 кВ:
Принимаем сечение кабеля S = 95 мм2.
Выбираем марки АВВГ на 6 кВ
для прокладки в воздухе: Iдл.доп = 275 А 275 > 9993 А.
Окончательно принимаем: АВВГ.
Выберем марку провода для воздушной линии 6 кВ:
Выберем провод марки АС - 7011 Iдоп = 265 A (вне помещений).
Проверяем выбранный провод по длительному току:
6 Выбор воздушных линий на стороне 35 кВ
Проверяем выбранный провод по длительному току:
7 Выбор воздушных линий на стороне 220 кВ.
При расчете считали что провод алюминиевый () время отключения КЗ – 2 с.
Выбираем провод марки AC-18524 r0 = 945 мм Iдоп = 520 A.
Проверяем выбранный провод по условия короны.
Начальная критическая напряженность:
Е0=303 . m . (1+0299) = 303 . 082 . (1+0299) = 27263 кВсм.
Напряженность вокруг провода:
7 . 5573 = 5963 09 . 27263 = 24537
Провод АС-18524 по условиям короны проходит.
Измерительные приборы на подстанции.
Управление работой электрической подстанции требует непрерывного контроля за ее режимом включает в себя контроль за состоянием этого оборудования.
Состав измерительных приборов которые должны быть установлены для контроля за режимом работы основного электрооборудования подстанции показана рис. 5.1.
Измерительные приборы
Расчет устройств заземления и молниезащиты.
1 Расчёт устройств заземления.
При расчёте устройства заземления для электроустановок 220 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 05 Ом.
Принимаем сопротивление естественных заземлителей Re = 2 Ом. Расчётное удельное сопротивление грунта:
где К - климатический коэффициент для сухого суглинка К = 14;
Rгр – сопротивление грунта Rrp = 150 [Ом . м]
= 150 . 14 = 210[Ом . м]
Задавшись сопротивлением естественных заземлителей определяем сопротивление искусственных заземлителей Rи:
где Rе(сопротивление «трос-опора» и железобетонных фундаментов опор)
Заземляющее устройство выполним в виде контура из полосы 40х4 мм проложенную на глубине 06 м вокруг оборудования подстанции и стержней длиной 4 м и диаметром 50мм.
Сопротивление одного стержня:
Количество вертикальных заземлителей:
где n - коэффициент использования вертикальных электродов.
Определим общее сопротивление сетки горизонтальных проводников выполненных из полосовой стали сечением 40х4 мм.
Общая длина горизонтальных заземлителей равна 800 м.
где b = 4 мм - ширина полосы.
Вертикальные стержни располагаем через 6 м отсюда Rг с учётом коэффициента использования n = 019 соединительной полосы:
Уточняем сопротивление искусственного заземлителя:
Окончательное число вертикальных заземлителей с учётом коэффициента использования n = 03:
2 Проектирование молниезащиты электрической подстанции.
При расчёте молниезащиты используется методика из [1].
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода представляется в вертикальном сечении конусом с образующей в виде ломаной линии максимальная высота молниеотвода h выбирается для данного района в пределах 25-40 м. Принимаем высоту h = 40 м.
От основания молниеотвода в противоположные стороны откладываются 2 отрезка СА’ и СВ’ равные 075h. Точки концоа отрезков A’ и B’ соединяются с вершиной О молниеотвода.
Длина отрезков: CA' = CB' = 075 . h = 075 . 40 = 30 [м]
Расстояние: CO' = 08 . h = 08 . 40 = 32 [м]
Длина отрезков: CA = CB = 15 . h = 15 . 40 = 60 [м].
На молниеотводе определяется на высоте 08h точка O’ которая соединяется прямыми линиями с концами отрезков СВ и СА равных 15 h.
Ломаная линия ВДО и является образующей зоны защиты.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода
Защиты определяются по следующим выражениям:
rх = 15(h-125hx) при 0 hx 23h
rx = 075(h-hx) при hx 23h
Оптимальная высота молниеотвода определяется из предыдущих выражений по формулам:
rх =15(h-125hx)=15 . (40-125 . 13) = 36 [м]
=(32+19 . 13)15 = 403 [м]
rx =075(h-hx)=075(40-27)=1975 [м]
=(1975+075 . 27)075=533 [м]
Так как одного молниеотвода мало то ставим 2 молниеотвода в районе ОРУ 220 кВ и расположим их на расстоянии 45 м друг от друга так чтобы они перекрывали зоны защиты противоположного молниеотвода и защищали верхнюю часть подстанции.
Верхняя граница зоны защиты представляет собой дугу окружности радиуса R соединяющую вершины молниеотводов и точку расположенную на перпендикуляре восстановленном из середины расстояния между молниеотводами на высоте h0
где L- расстояние между молниеотводами.
Радиус окружности R дуга которой описывает верхнюю границу зоны защиты определяемой из выражения:
Значение h0 вычисляется исходя из требуемой ширины зоны защиты bx которая в свою очередь определяется высотой защищаемого сооружения и его размерами в плоскости перпендикулярной оси молниеотводов.
bх =3(h0-125hx) при 0 hx 23h
bx =15(h0-hx) при hx 23h
bх =3 . (379-125 . 15)=574 [м]
Получившееся значения удовлетворяют условию по защите объекта.
Ставим 3 молниеотвод на таком же расстоянии от двух других для защиты района ОРУ 35кВ. h0 и bх имеют такие же значения что и для
молниеотводов 1 и 2.
Выполнив данный проект. Мы рассчитали все необходимые параметры данной узловой подстанции. Что позволило нам выбрать современное оборудование элегазовые и вакуумные выключатели обеспечивающее надежность работы подстанции с наименьшими затратами на обслуживание.
Также согласно технико-экономическому расчеты были выбраны оптимальные силовые трансформаторы позволяющие сократить расходы на сооружение данной подстанции с последующей экономией средств на потерях электрической энергии.
Применение выбранной схемы подстанции позволяет выводить оборудование в ремонт с наименьшим временем затрачиваемым на переключение что обеспечит бесперебойное питание потребителей и так же позволяет осуществить надежную защиту основного силового и вспомогательного оборудования в случае развития аварийной ситуации.
Список использованных источников
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций6 Учеб. Пособие для вузов - Л.: Энергоатомиздат1985 - 312.ил.
Электрическая часть станций и подстанций: Учеб.для вузовА.А. Васильев И.П. Крючков Е.Ф.Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева.-2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат1990. – 576с.: ил.
Неклепаев Б.Н. Крючков К.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.-2-е изд. перераб.-М.:Энергия1980.-600.ил.
Правила устройства электроустановок Минэнерго РФ. – 6-е изд-е перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1999 – 640 с.
Электротехнический справочник : в трёх томах ТОМ2 под. ред. Орлова И.Н- М:Энергоатомиздат1986- 712