Электроснабжение понизительной подстанции 110/10 кВ (вариант №9)

ОДНОЛИНЕЙНАЯ ГПП.cdw

Понизительная подстанция 11010 кВ
Схема электрическая принципиальная

План разрез ГПП.cdw

План разрез понизительной подстанции
Высокочастотный заградитель
Ограничитель перенапряжения
Распределительное устройство
Трансформатор собственных нужд
Заземлитель нейтрали

КР ЭСиПС..docx

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
по дисциплине: «Электрические станции и подстанции»
В данном курсовом проекте произведен расчет и разработан проект тупиковой понизительной подстанции для электроснабжения металлообрабатывающей промышленности. В основу технологических схем электроснабжения положены прогрессивные способы передачи электроэнергии на базе современного серийно выпускаемого оборудования.
Проект состоит из расчетно-пояснительной записки включающей расчет годового графика электрических нагрузок по продолжительности токов короткого замыкания выбор трансформатора коммутационных аппаратов. Рассмотрены вопросы собственных нужд подстанции техника безопасности.
В графической части проекта выполненной на двух листах формата А-1 разработаны электрическая схема и разрез подстанции.
Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений6
Расчет и построение годового графика нагрузки7
Выбор типа числа и мощности силового трансформатора10
Расчёт токов короткого замыкания и определение теплового импульса12
2 Меры и средства ограничения токов короткого замыкания16
Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ подстанции18
2 Выбор подвесных изоляторов19
3 Выбор и проверка высоковольтного выключателя20
4 Выбор разъединителей21
5 Высокочастотный заградитель22
6 Выбор аппаратов в нейтрали трансформатора23
7 Выбор трансформатора тока23
Выбор аппаратов на стороне низкого напряжения24
2 Выбор маслянных выключателя25
2.1 Выбор выключатель назрузки 25
2.2 Выбор и проверка предохранителя26
3 Выбор и проверка шинного моста24
3.1 Выбор и проверка сборных шин28
5 Выбор и проверка трансформатора напряжения30
6 Выбор трансформатора тока30
7 Выбор трансформатора собственных нужд31
8 Выбор и проверка опорных изоляторов 31
9 Выбор и проверка проходных изоляторов33
Расчет устройств заземления и грозозащиты подстанции34
1 Расчет защитного заземления34
2 Выбор молниезащиты37
Список использованных источников41
Энергетика является основой экономики любой страны. Особо важное значение для развития экономики имеет электроэнергетика оказывающая огромное воздействие на ускорение прогресса не только в промышленном производстве но и во всех других областях жизни нашего общества. Эта большая роль электрической энергии объясняется универсальностью её использования возможностью передачи на любые расстояния.
Понизительные подстанции предназначены для трансформации электрической энергии до напряжений удобных для потребителей а также для её распределения.
В ПУЭ распределительное устройство определяется как электроустановка служащая для приёма и распределения электрической энергии и содержащая коммутационные аппараты устройства защиты и автоматики измерительные приборы сборные и соединительные шины а также вспомогательные устройства.
Число отходящих линий
Число зимних суток летних суток
металлообрабатывающая
Сопротивление системы: Iх" = 147; Хс* = 07; I II III
Коэффициент мощности: cosφ = 0.9; 20% 30% 50%
Категория потребителей: 1 2 3;
Грунт: ρ = 0.12 104 Ом см
Рисунок 1 - Металлообрабатывающая
Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений
Выбор главной схемы – сложная задача. Многообразие исходных данных исключает возможность типовых универсальных решений справедливых для любых условий. В большинстве случаев выбор схемы базируется на технико-экономических расчетах. А для подстанций с двумя напряжениями схема определяется однозначно и ее проектирование сводится к выбору уже существующих типовых схем – это упрощенные с сокращенным числом выключателей или без них (блочные схемы) схемы мостиков схемы с короткозамыкателями и отделителями.
В соответствии с нормами технологического проектирования главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием схем РУ 35 750 кВ утвержденных Минэнерго и согласованных с Госстроем.
Таким образом главной схемой электрических соединений будет являться блочная схема двухтрансформаторной подстанции на выключателях которая представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Схема тупиковой подстанции на выключателях
Расчет и построение годового графика нагрузки
График нагрузки предприятия деревообрабатывающей промышленности показан на рисунке 2.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24ч
Рисунок 2 - Металлообрабатывающая
При известной Smax Pmax типовой график нагрузки переводится в график нагрузки конкретного потребителя используя следующие соотношения для каждой ступени графика:
где P n Pmax – максимальная нагрузка подстанции указанная в задании МВт
Мощности каждой ступени графика МВт:
Для построения годового графика нагрузки по продолжительности необходимо произвести расчеты:
- суммарной годовой продолжительности i ступени по зимнему графику
- суммарной годовой продолжительности i ступени по летнему графику
- суммарной продолжительности i ступени годового графика
Таблица 2 - Построение годового графика нагрузки по продолжительности
Годовое потребление электроэнергии Wг МВтч:
где T t nз nл – количество зимних и летних суток в году.
Продолжительность использования максимальной нагрузки Tmax час:
Годовой график по продолжительности нагрузок показывает длительность работы подстанции в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760 час. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Pmax до Pmin (рисунок 2.1):
Рисунок 2.1 – Годовой график нагрузки
Выбор типа числа и мощности трансформаторов
Силовые трансформаторы установленные на подстанциях предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы так как потери в них на 12 - 15% ниже а расход активных элементов и стоимость на 20-25% меньше чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
По количеству обмоток выбираем двухобмоточные трансформаторы т.к. по заданию напряжение высшей стороны равно 110 кВ низшей – 35 кВ.
Число трансформаторов на подстанции определяется категоричностью потребителя. Учитывая наличие потребителей первой категории следует принять два трансформатора на подстанции.
Найдем максимальную реактивную мощность подстанции:
где tg φ = 0.48 определяется по заданному cos φ = 09
Реактивная мощность которая может быть выдана энергосистемой в сеть будет равна:
где базовое значение tg φб = 03 при питании подстанции на U = 110 – 150 кВ
Тогда мощность компенсирующих устройств будет вычисляться по формуле:
Вычисляем максимальную нагрузку подстанции с учетом компенсирующих устройств
Мощность трансформатора определяется по формуле:
Далее выбирается трансформатор и проверяется на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97:
Таблица 3- Параметры трансформатора ТДН-10000110
Марка трансформатора
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери при коротком замыкании Pк кВт
Потери мощности холостого хода Pх кВт
Ток холостого хода Iх %
Напряжение короткого замыкания Uк %
Выбран трансформатор ТДН 10000110 УХЛ с характеристиками:
Рх = 14 кВт; Рк = 58 кВт;Uк = 105 %;l
Длина = 6 м; ширина = 35 м; высота = 55 м; масса масла = 1282 т; масса транспортная = 334 т; масса полная = 415 т.
Расчет токов короткого замыкания
Для выбора электрооборудования аппаратов шин кабелей токоограничивающих реакторов необходимо знать токи короткого замыкания. При расчете определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно допуская при этом что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.
На основании электрической схемы соединения составляем схему замещения которая составляется на основании расчётной схемы установки. Таким образом мы должны иметь один источник питания одно сопротивление что и отражено на рисунке 3.
Рисунок 3 - Расчетная схема (а) и схемы замещения (б) и (в) для тупиковой подстанции
Базисное напряжение для точки K1 будет равен 115 кВ а для точки K2 – 105 кВ.
Предварительно приняли базисную мощность равную 100 МВА.
Таким образом для каждой точки короткого замыкания будут свои базисные напряжения Uб и токи Iб:
Рассчитаем выражения для определения сопротивлений основных элементов короткозамкнутой цепи в относительных единицах при базисных условиях.
Сопротивление энергосистемы
Сопротивление трансформатора будет рассчитано по формуле:
Сопротивление линии электропередачи будет рассчитано по формуле:
Полученное в результате свертывания схемы результирующее сопротивление Хрез приводят к номинальной мощности источника определяют Храсч
где Sнс – номинальная мощность источника питания (системы) принимается равной мощности короткого замыкания на шинах этой системы.
Можно также принять что Sнс = Sб тогда Храсч = Хрез.
По расчетным кривым 8 10 11 для интересующего момента времени t определяют периодическую слагающую тока при трехфазном коротком замыкании в относительных единицах Inkt если 0 Храсч 3.
Зная кратность тока короткого замыкания Ink определяют ток в именованных единицах Ink кА
Рисунок 4 – Расчетные кривые
Для проверки аппаратов на динамическую устойчивость определяют ударный ток короткого замыкания iуд который обычно имеет место через 001 секунды после начала короткого замыкания:
где In0 – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания;
Kуд – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания Tа.
где Ta - постоянная времени равна
где Lk – индуктивность схемы
Для выбора коммутационной аппаратуры кроме того необходимо иметь значения периодической и апериодической составляющих тока короткого замыкания для расчетного момента времени .
Расчетное время для которого требуется определить токи короткого замыкания зависит от места к. з. и вычисляется как:
где tрс – время срабатывания релейной защиты (не более 01 с);
tсв – собственное время отключения выключателя (по каталогу).
Для современных выключателей оно не превышает 01 с;
n – количество ступеней селективности;
– продолжительность ступени селективности (03 – 05 с).
Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса Bk характеризующего количество теплоты выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания):
Аналогично все выше перечисленные формулы рассчитываем со второй точкой к.з. и вносим данные в таблицу 4.
Таблица 4 – Сводная таблица расчета токов короткого замыкания
Номер расчетной точки и расположения на схеме подстанции
2 Меры и средства ограничения токов короткого замыкания
В течение последних десятилетий токи КЗ в электрических системах сильно увеличиваются вследствие увеличения мощности станции и развития сетей. Применение электрооборудования и кабелей рассчитанных на большие токи КЗ приводит к значительному увеличению затрат на сооружение электроустановок и их сетей. В некоторых случаях токи КЗ могут быть на столько велики что вообще
невозможным выбор электрооборудования и кабелей устойчивых при КЗ.
Поэтому в электроустановках применяют искусственные меры ограничения токов КЗ чем обеспечивается возможность применения более дешевого электрооборудования.
В общем случае ограничение токов КЗ достигается увеличением сопротивления цепи КЗ. Для этого используют:
Раздельную работу понижающих трансформаторов и линий питающей сети;
Применение трансформаторов с расщепленными обмотками;
Включение последовательно в 3 фазы сопротивлений – активных или индуктивных (реакторов);
Применение системы с эффективно заземленной нейтралью в установках 110 кВ для ограничения токов однофазного КЗ
Для этой цели часть нейтралей трансформаторов разземляют. В нейтралях трансформаторов предусматривается аппарат – заземлитель нейтрали ЗОН (рисунок 4.2) который может включаться и отключаться обслуживающим персоналом по команде центрального диспетчера.
В приведенной схеме предусматривается также установка разрядника который в режиме разземления нейтрали защищает ее как от коммутационных так и от атмосферных перенапряжений.
Рисунок 4.2 – Включение заземлителя нейтрали
Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ подстанции
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС обладающие малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью.
) Сечение F мм2 питающей линии (при напряжении 220 кВ и ниже) выбирается по экономической плотности тока:
Выбираем провод марки АС сечением 35 мм2: АС-356.2
где Iраб – рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции A;
jэ – экономическая плотность тока определяемая материалом проводника конструкцией сети числом часов использования максимальной нагрузки Tм и т.д. Aмм2 5
Рабочий ток определяется:
Uвн – напряжение подстанции с высокой стороны кВ
Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме когда одна из цепей отключена:
Iав – аварийный ток A
Аварийный ток приближенно определяется по формуле:
где Sном – номинальная мощность трансформатора МВА;
Многопроволочные провода и трубчатые шины напряжением 35 кВ и выше выбранные по экономической плотности тока и проверенные по нагреву в аварийном режиме дополнительно должны быть проверены на коронирование поскольку на подстанции расстояние между проводами значительно меньше чем на линии.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля E0кр кВсм:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);
r0 – радиус провода см.
Напряженность электрического поля E около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см; при горизонтальном расположении фаз Dср = 1.26 D (D - расстояние между соседними фазами см).
При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины определенной по (5.8). Провода не будут коронировать если наибольшая напряженность поля Emax у поверхности любого провода не более 0.9 E0кр
то есть должно выполняться условие:
Выбранные провода должны быть проверены по ветровым нагрузкам и нагрузкам по гололеду в соответствии с ПУЭ
На термическое и электродинамическое действия токов короткого замыка-ния проверяют гибкие шины РУ при Iпо(3) > 20 кA и провода ВЛ при iу(п) > 50 кA 5
Выбор подвесных изоляторов.
Согласно подвесные изоляторы выбирают:
- по номинальному напряжению: Uуст ≤ Uном ;
- по допустимой нагрузке: Fрасч ≤ Fдоп.
где Fрасч – сила действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора.
Выбираем изоляторы типа ЛК – 70110. На механическую прочность изоляторы на стороне ВН не проверяют так как расстояние между фазами принимается большим и при выборе количества изоляторов в гирлянде механические нагрузки уже учтены.
Выбор опорных изоляторов
Опорные изоляторы предназначены для крепления шинопроводов деталей аппаратов и изолирования их от заземленных конструкций и между собой. Выбор на стороне 110 кВ не производим ввиду того что опорные изоляторы в комплекте с силовым и коммутационным оборудование поставляется с завода изготовителя.
Выбор проходных изоляторов
Проходные изоляторы и вводы используются там где токоведущие части проходят через стены перекрытия зданий ограждения электроустановок или вводятся внутрь металлических корпусов оборудования. Выбор проходных изоляторов по высокой стороне не производим так как номинальное напряжение данных изоляторов составляет 6; 10 20 24 35 кВ.
3 Выбор и проверка высоковольтного выключателя
Выключатели выше 1000 В предназначенные для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения под нагрузкой а также для отключения их при КЗ должны обладать достаточной отключающей способностью возможно меньшим временем действия высокой надежностью в работе. Они должны быть взрыво- и пожаробезопасны просты по конструкции и удобны в эксплуатации размеры вес и стоимость их должны быть минимальными.
Наиболее распространенными и наиболее разнообразными по конструктивному выполнению являются элегазовые выключатели.
Выбор выключателей производится:
) по напряжению установки:
где - номинальное напряжение установки;
)роду тока и его величине:
)конструктивному исполнению;
)коммутационной способности:
где – ток предельной коммутационной способности;
– ток КЗ в момент расхождения контактов (если в расчёте отсутствуют то принимают );
где – ударный ток КЗ;
– амплитудное значение номинального тока включения;
По справочнику выбираем элегазовый баковый выключатель типа ВГБУ-110 40 2500 УХЛ1. Все данные выбора и проверки выключателя сводим в таблицу 5.
Таблица 5. – Табличные и расчётные данные выключателя
Расчётные данные сети
4 Выбор разъединителей
Разъединитель – это коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами выведенными в ремонт
Выбор разъединителей производится: по напряжению установки по току по конструкции и роду установки. Их проверяют по электродинамической и термической стойкости. При проверке по электродинамической стойкости ударный ток определяется:
где – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания для расчетного вида КЗ.
При проверке на термическую стойкость тепловой импульс определяется по выражению.
Согласно техническому каталогу выбираем разъединитель: РГ 1101000 УХЛ1. Все данные разъединителя сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Табличные и расчётные данные разъединителя
Данные РГ 1101000 УХЛ1
Сравнивая расчётные и табличные данные делаем вывод что выбранный разъединитель и выключатель условиям выбора и проверки удовлетворяет.
5 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)
ОПН предназначены для защиты электрооборудования и изоляции от атмосферных и внутренних перенапряжений. В сетях работающих с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостного тока замыкания на землю и допускающих неограниченно длительное существование однофазного замыкания на землю наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН (Uнр) выбирается не меньшим чем рабочее напряжение электрооборудования для данного класса напряжения. Поэтому мы берем ОПН 110. В соответствии с рекомендациями ПУЭ ОПН устанавливается не далее 10 метров от трансформатора.
6 Выбор аппаратов в нейтрали трансформатора
В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН – 110Б – У1 который выбирается по тем же показателям что и разъединитель.
Все данные выбранного заземлителя нейтрали сведём в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 - Данные заземлителя ЗОН
7 Выбор трансформатора тока
На подстанциях выполненных по упрощенным схемам без сборных шин на высокой стороне не предусматривается установка контрольно-измерительных приборов на стороне высокого напряжения поэтому нет необходимости в трансформаторах напряжения и тока за исключением трансформаторов тока встроенных во вводы силовых. Такие трансформаторы тока (ТВТ или ТВД) идут в комплекте с основным аппаратом и предназначены лишь для цепей релейной защиты. Выбор их сводится к выбору тока первичной обмотки ближайшего к расчетному току:
где – номинальный ток первичной обмотки встроенного трансформатора тока;
– расчетный ток в цепи силового трансформатора А.
Предварительно выбираем трансформатор тока ТВТ 110-1-3005 Iном=300А.
8 Высокочастотный заградитель
Заградитель представляет собой высокочастотный заградительный фильтр и состоит из силового реактора и элемента настройки. Реактор заградителя рассчитан на длительное прохождение по нему рабочего тока линии и кратковременное - токов короткого замыкания. Элемент настройки включается параллельно реактору и служит для того чтобы повысить сопротивление заградителя на определенной частоте или полосе частот. ВЧЗ подвешивают на одноцепных двухцепных гирляндах на траверсах порталов либо устанавливают на колонке конденсатора связи или шинной опоре. Согласно справочных материалов (Заградители высокочастотные) выбираем ВЗ-630-0.5. Данный ВЧЗ соответствует условиям проверки.
Принимаем ВЗ-630-025У1
Таблица 5.3 - Параметры ВЗ
Номинальные параметры сети
Тип силового реактора
Индуктив-ность реактора Гн
Тип элемента настройки
Габаритные размеры мм
Выбор аппаратов на стороне низкого напряжения
1 Выбор типа и конструкции распределительного устройства напряжение 6-10кВ
По каталогу группы компаний «Энергия» выбираем КРУ 2-10. Камеры серии КРУ 2 10 серия сборных камер одностороннего обслуживания предназначено для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц на номинальное напряжение 10 кВ
и применяется для комплектования трансформаторных подстанций (ПС) а также распределительных пунктов (РП). Ниже в таблицу 6.3 сведены все основные технические характеристики
Таблица 6.1 – Данные камеры серии КРУ 2-10
Параметр или аппарат
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальная частота Гц
Номинальный ток главных цепей А при частоте 50 Гц
Номинальный ток сборных шин А при частоте 50 Гц
Номинальный ток отключения встроенного в КРУ выключателя кА
Ток термической стойкости (кратковременный ток) при времени протекания 1 с кА
Ток электродинамической стойкости главных цепей КСО кА
2 Выбор масляных выключателей
Выключатели РУ НН выбираются по тем же условиям что и на стороне ВН (см. раздел 5.3 или таблицу 5.1). С расчетными данными необходимо сравнивать номинальные данные тех выключателей которые поставляются в комплекте с выбранной ячейкой. При этом проверку необходимо производить для трех типоразмеров выключателей: в ячейке ввода секционной ячейке и в ячейках отходящих линий. Определяются токи для каждой из них:
для ячейки секционирования:
для ячейки отходящих линий:
После всех проделанных расчетов можно сделать вывод что подходящий мысленный выключатель ВМПЭ -10
Таблица 6.2 – технические характеристики ВМПЭ 10
Техническая характеристика
Номинальный ток отключения кА
Предельный сквозной ток кА:
а) начальное эффективное значение периодической составляющей
б) амплитудное значение
Предельный ток термической устойчивости для промежутка времени кА
Собственное время отключения выключателя с не более
Время отключения выключателя до погасания дуги с не более
Собственное время включения выключателя с не более
Минимальная бестоковая пауза при автоматическом повторном включении (АПВ) с
2.1 Выбор выключателя нагрузки
Выбор выключателей нагрузки аналогичен выбору масляных выключателей но так как они рассчитаны на отключение токов нормального режима то при отсутствии последовательного включенного предохранителя проверка по отключающей способности производится по условию:
где - наибольший возможный ток в рабочем режиме;
- предельный ток отключения дугогасительными контактами.
При наличии последовательно включенного предохранителя:
где - начальное действующее значение периодической составляющей тока в месте короткого замыкания (таблица 4.4);
- предельный симметричный ток отключения патрона предохрани-теля.
После всех проделанных расчетов можно сделать вывод что подходящий предохранителей ПКТ 103.
2.2 Выбор предохранителей
Предохранители выбираются:
) по номинальному напряжению сети:
) по номинальному току плавкой вставки номинальному току патрона:
где kн - коэффициент надежности срабатывания предохранителя (kн = 15-2);
Iт ном - номинальный ток трансформатора
Предохранители в цепях к ТН по номинальным токам плавких вставок не выбираются.
) по отключающей способности:
где Iоткл - предельный симметричный ток отключения патрона предохраните-ля.
Для ряда токоограничивающих предохранителей типа ПКТ и ПКТУ отключающая способность не ограничена.
3 Выбор и проверка шинного моста
Шинный мост – это соединение трансформатора с РУ НН. В качестве шинного моста могут использоваться как гибкие так и жесткие шины а также комплектные токопроводы. Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашиваются: при переменном токе: фаза А - в желтый фаза В - в зеленый и фаза С - в красный цвет; при постоянном токе положительная шина окрашивается в красный отрицательная - в синий цвет.
Шинный мост проверяется:
Рабочий ток шинного моста на стороне НН подстанции рассчитывается по формуле:
В случае аварийного режима (при отключении одного из трансформаторов) ток будет определяться:
Выбираем жесткие алюминиевые трёхполосные шины марки АДО с номинальными размерами: h=10 мм b=120 мм g = 1197 см2
Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме когда одна из цепей отключена
Проверка шинного моста на изгиб. При механическом расчете однополюсных шин наибольшая сила (F) действующая на шину средней фазы определяется при трехфазном КЗ по формуле:
Сила F создает изгибающий момент (М) Нм при расчете которого шина рассматривается как многопролетная балка свободно лежащая на опорах:
Напряжение в материале шин МПа возникающие при воздействии изгибающего момента:
Условие механической прочности согласно;
Условие проверки на электродинамическую стойкость выполняется.
Проверка на термическую стойкость
Минимальное сечение отвечающее термической стойкости:
где Bk - тепловой импульс из таблицы 4.4;
C - постоянная (для алюминиевых шин С = 91 для медных шин С = 167
- условие выполняется.
3.1 Выбор и проверка сборных шин
В установках напряжением до 35 кВ включительно применяют сборные шины прямоугольного сечения которые более экономичны нежели круглые шины сплошного сечения. При одинаковой площади поперечного сечения прямоугольные шины лучше охлаждаются вследствие большей поверхности охлаждения.
Согласно сечение сборных шин РУ всех напряжений по экономической плотности тока не выбираются в связи с неопределённостью в распределении рабочего тока режима работы и трудоёмкости в определении экономического эффекта.
Принимаются к рассмотрению жесткие алюминиевые однополосные шины марки АДО с номинальными размерами: h=10 мм b=120 мм g = 1197 см2 . Шины выбираются по допустимому току:
- условие выполняется
Выбранные шины аналогичны шинам шинного моста и повторной проверки не требуют.
4 Выбор и проверка кабельные линии
) по конструкции: выбираются кабели с алюминиевыми жилами бронированные экранированные; прокладка осуществляется в земле;
) по экономической плотности тока
где - расчётная нагрузка кВА;
- фазное напряжение сети кВ;
n - число кабелей в линии.
Сечение кабелей определяют по экономической плотности:
Применяем кабель ААБЛ сечением
Проверка по длительно допустимому току
Где –возможный ток протекающий по кабелю;
– длительно допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов.
301 А А. – условие соблюдается.
5 Выбор и проверка трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы выбирают по:
Величине номинального напряжения:
Величине вторичной нагрузки:
где – нагрузка всех измерительных приборов
– номинальная мощность ТН в выбранном классе точности.
К установке принимаются 2 трансформатора напряжения (по числу секций). Принимается трёхфазный трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением для измерительных цепей для внутренней установки типа НТМИ – 10.
Таблица 6.5 – Данные трансформатора напряжения
Номинальное напряжение обмоток В
Номинальная мощность ВА в классе точности 05
6 Выбор и проверка трансформатора тока
Выбираем трансформатор тока ТЛК 10-10005
Величине вторичной тока:
Таблица 6.6 – Данные трансформатора тока
Фактические значения
7 Выбор трансформатора собственных нужд
На подстанции мощность на собственные нужды расходуется на освещение подстанции на вентиляцию подогрев масла трансформатора в зимний период времени; летом – на принудительную вентиляцию и обдув масла; на обогрев привода шкафов и ячеек ЗРУ.
Питание ТСН подстанции выбираем на переменном оперативном токе. В таком случае ТСН подключается непосредственно к обмоткам низшего напряжения главных трансформаторов.
Согласно мощность расходуемая на собственные нужды подстанции составляет 1% от полной мощности подстанции:
Мощность ТСН с учётом коэффициента спроса:
где – коэффициент спроса согласно принимается 07-08.
Принимаем к установке два трансформатора собственных нужд типа: ТС-6301004
8 Выбор и проверка опорных изоляторов
Принимаются к рассмотрению изолятор опорный стержневой цельнолитой полимерный (кремнийорганический) типа ОСК 3-10 УХЛ2 мм.
Опорные изоляторы выбираются по:
Напряжению установки:
Допустимой нагрузке:
где – поправочный коэффициент на высоту шины;
Если шина расположена на ребро то определяется:
где – высота изолятора;
где – разрушающая нагрузка на изгиб кН.
ОСК 3-10 УХЛ2 окончательно принимаем к установке. Данные изолятора и расчётные данные отражены в таблицу 6.8
Таблица 6.8 - Табличные данные опорного изолятора.
9 Выбор и проверка проходных изоляторов
Проходные изоляторы выбирают:
где – номинальное напряжение установки.
По номинальному току:
По допустимой нагрузке
где – сила действующая на изолятор;
– допустимая нагрузка на головку изолятор
где – длина пролета между опорными изоляторами м;
– расстояние между фазами м;
Согласно условиям выбираем
Сведения о выборе проходного изолятора сводятся в таблицу 6.9.
Таблица 6.9 - Табличные данные проходного изолятора
Расчет устройств заземления и грозозащиты подстанции
1 Расчет защитного заземления
Расчет производим в соответствии ГОСТ 12.1.013-78.
Уточняются исходные данные: тип установки виды основного оборудования рабочие напряжения план электроустановки с указанием всех основных размеров оборудования формы и размеры электродов заземляющего устройства удельное сопротивление грунта характеристика климатической зоны данные о естественных заземлителях расчетный ток замыкания на землю.
Рассчитываем заземлитель подстанции 110 кВ:
Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 60 мм и вертикальных стержневых электродов длиной диаметром . Верхние концы электродов располагают на глубине от поверхности земли и соединяют сваркой с горизонтальными заземлителями стержневого типа из аналогичного материала. Удельное сопротивление грунта в соответствии . Тип заземлителя: стержневой в земле.
В качестве естественного заземлителя в рамках проекта предполагается использовать систему трос - опоры двух подходящих к станции воздушных линий электропередачи 110 кВ на металлических опорах с длиной пролета = 250 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением S = 50 мм2; данные измерений сопротивления системы трос - опоры отсутствуют.
Сопротивление заземлителя растеканию тока согласно ПУЭ должно быть не более 05 Ом.
Сопротивление естественных заземлителей вычисляется по формуле:
где – сечение грозозащитного троса;
количество тросов в опоре.
Сопротивление естественного заземлителя
что подтверждает необходимость установки устройства искусственного заземления.
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя получается следующим образом:
где требуемое сопротивление растекания заземляющего устройства определяется в соответствии с ПУЭ
Удельное сопротивление для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
где удельное сопротивление
коэффициент сезонности зависящий от климатических зон и вида заземлителя.
Вычислим глубину заложения электрода по формуле:
Определяется сопротивление растекания одного вертикального заземлителя:
где длина вертикального электрода м;
глубина заложения электрода.
диаметр круглого стержневого электрода м;
Разместим вертикальные заземлители по контуру. Определяется коэффициент использования для вертикального заземлителя. Для этого количества заземлителей можно принять равным:
Определяется коэффициент использования приняв отношение между расстоянием электродов к их длине:
где расстояние между заземлителями
длина вертикальных электродов
коэффициент использования вертикальных заземлителей
Определяем число вертикальных заземлителей при этом округляем в сторону увеличения:
При устройстве контурных заземлителей необходимо учитывать и сопротивление растекания полос горизонтального заземлителя. На площади размещения ЗУ размещается вертикальные заземлители и определяется длина соединительной полосы:
Для связи вертикальных заземлителей применяем полосовую сталь сечением b=40 мм. Рассчитаем глубину заложения горизонтальных электродов по формуле:
глубина заложения электродов в грунт.
В качестве горизонтального заземлителя рассчитываем заземлитель полосового сечения:
где длина соединительной полосы;
постоянное математическое значение равное 314;
удельное сопротивление грунта.
С учетом коэффициента использования горизонтального заземлителя рассчитывается сопротивление растекания горизонтального заземлителя:
где коэффициент использования горизонтального заземлителя.
Уточняется сопротивление растекания вертикальных заземлителей с учетом горизонтальных заземлителей:
Определяется уточненные количества вертикальных заземлителей при этом округляется в сторону увеличения:
Таким образом предусмотренное проектом устройство защитного заземления удовлетворяет предъявляемым требованиям.
2 Выбор молниезащиты
Молниезащита представляет собой комплекс мероприятий направленных на предотвращение прямого удара молнии в объект или на устранение опасных последствий связанных с прямым ударом. К этому комплексу мероприятий относятся и средства защиты предохраняющие объект от вторичных воздействий молнии.
Воздействие молнии подразделяется на две основные группы:
- первичные которые вызваны прямым ударом молнии;
- вторичные которые индуцировались близкими её разрядами.
Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод- устройство рассчитанное на непосредственный контакт с молнией и отводящее её ток в землю.
Молниеотводы разделяются:
- на отдельно стоящие обеспечивающие растекание тока молнии минуя объект;
- установленные на объекте.
По типу молниеприёмника молниеотводы разделяются на:
- стержневые (вертикальные);
- тросовые (горизонтальные);
Расчёт устройств молниезащиты подстанции выполняется согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений (РД 153-34.3-35.125-99)».
Для грозозащиты подстанционного оборудования открытого распределительного устройства применяем стержневые молниеотводы высотой 20 м в количестве четырех штук установленные по углам территории подстанции.
Объекты расположенные на достаточно большой территории защищают несколькими молниеотводами (многократный молниеотвод). Для определения внешних границ зоны защиты многократных молниеотводов используются те же приемы что и для одиночного или двойного стержневого молниеотвода. При этом для расчета и построения внешних очертаний зоны молниеотводы берутся попарно в определенной последовательности. Основным условием защищенности сооружений высотой hх с надежностью соответствующей зоне защиты типа А является выполнение неравенства для всех попарно взятых молниеотводов.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h150 м представляет собой круговой конус который характеризуется следующими габаритами:
Принимается: L=30 м h=24 м hх=5 м
где – вершина конуса защиты м.
– радиус основания конуса на уровне земли м.
– радиус горизонтального сечения зоны защиты на высоте hх от уровня земли м
– высота защищаемого сооружения м
Зона защиты двойного стержневого молниеотвода имеет следующие габариты:
где – расстояние между молниеотводами м
– высота зоны защиты посередине между молниеотводами м
– ширина совместной зоны защиты посередине между молниеотводами на уровне земли м
– ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты посередине между молниеотводами на высоте hх от уровня земли м
Выбранные молниеотводы обеспечивают необходимую защищенность подстанции. Зона защиты четырёх молниеотводов на высоте 204 метров представлена на рисунке 7.1
Рисунок 7.1 - Зоны защиты стержневых молниеотводов
В ходе выполнения данного курсового проекта была спроектирована тупиковая двухтрансформаторная подстанция напряжением 11010 кВ выполняющая преобразование и распределение электрической энергии для предприятий металлообрабатывающей промышленности. Выполнен расчёт по выбору и проверке оборудования и аппаратов со стороны высокого и низкого напряжения шин и кабелей отходящих линий. Все выбранные аппараты отвечают техническим требованиям в соответствии с ПУЭ а также требованиям техники безопасности.
Список использованных источников
Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей под ред. Д.Л. Файбисовича. – 4-е изд. перераб. И доп. – М.: ЭНАС 2012.376 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.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций Л.Д. Рожкова В.С. Козулин. – М.: Энергоатомиздат 1987 –287с.
Правила устройства электроустановок. 7-е изд.-М.: Энергоатомиздат 2003.
Методические указания к расчету электрических станций и подстанций Алешина С.К. Кувайцев В.И. Абрамова Е.Я. ОГУ 1997.-105 с.
Электротехнический справочник. В 3-х т. Т.1. Э45 Общие вопросы. Электротехнические материалы Под общей редакцией профессоров МЭИ В.Г.Герасимова П.Г.Грудинского Л.А.Жукова и др. – 6-е изд. испр. и доп.– М.:Энергия1980. – 520 с. ил.
Федоров С.В. Электрические станции и подстанции: Методические рекомендации по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические станции и подстанции» С.В.Федоров; Кумертауский филиал ОГУ – Кумертау: Кумертауский филиал ОГУ 2016. – 85 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2-х т. Т.1. Электроснабжение Под общей редакцией А.А.Федорова – М.:Энергоатомиздат1986
Фридкин И.А. Эксплуатация кабельных линий 1-35 кВ. Издательство «Энергия» 1964 г
Южно-Уральский государственный университет. Справочник версия 2.0 – научный руководитель доцент Гайсаров Р.В.
Маньков В.Д. Заграничный С.Ф. Защитное заземление и защитное зануление электроустановок: Справочник. – СПб.: Политехника 2005. – 400с.:ил. – (Cер. Безопасность жизни и деятельности).