Проект электрической части подстанции мощностью S = 70 МВА, 110/35/6 кВ

Vasilevskiy.docx

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра электрических станций и электроэнергетических систем
ПРОЕКТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПОДСТАНЦИИ
МОЩНОСТЬЮ S = 70 МВА 110356 кВ
Подпись дата ученая степень Инициалы фамилия
Номер группы Номер зачетной книжки дата Инициалы фамилия
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Студенту Василевскому Никите Сергеевичу
фамилия имя отчество
Группа ФЭ18-05 Направление (специальность) 13.03.02.07
Электроэнергетика и электротехника. Электроснабжение
Тема курсовой работы: Проект электрической части подстанции мощностью
Рисунок 1 – Структурная схема подстанции
Таблица 1 – Исходные данные (nлс = 4 на 110 кВ и 500 кВ nлс = 4 на 220 кВ)
Перечень графического материала: графическая часть (2 листа): 1– главная схема электрических соединений подстанции; 2– планы и разрезы ячеек РУ на ВН (СН).
подпись инициалы и фамилия
подпись инициалы и фамилия студента
Выбор числа и мощности трансформаторов6
Расчёт токов для выбора токоведущих частей и оборудования7
1 Расчёт токов в цепях трансформаторов7
2 Расчёт токов в цепи линий8
Выбор токоограничивающего реактора9
Выбор блочной комплектной трансформаторной подстанции12
Выбор токоведущих частей14
1 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН 220 кВ [2 с. 186-192]14
2 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне СН 35 кВ [2 с. 186-192]17
3 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне НН 10 кВ [2 с. 175-183]18
3.1 Выбор и проверка шкафа КРУ 10 кВ18
3.2 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне НН 10 кВ20
Выбор выключателей [2 с. 268-269]22
1 Выбор и проверка выключателей на стороне ВН 220 кВ24
2 Выбор и проверка выключателей на стороне СН 35 кВ24
3 Выбор и проверка выключателей на присоединениях СН 35 кВ28
4 Выбор и проверка выключателей на стороне НН 10 кВ29
5 Выбор и проверка выключателей на присоединениях НН 10 кВ31
Выбор разъединителей [2 с. 233]33
1 Выбор и проверка разъединителей на стороне ВН 220 кВ34
2 Выбор и проверка разъединителей на стороне СН 35 кВ35
3 Выбор и проверка разъединителей на присоединениях СН 35 кВ36
4 Выбор и проверка разъединителей на стороне и присоединениях НН 10 кВ36
Выбор измерительных трансформаторов тока [2 с. 299-301]36
1 Выбор и проверка трансформаторов тока встроенных во вводы силового трансформатора38
2 Выбор и проверка трансформатора тока на стороне ВН 220 кВ39
3 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне и присоединениях СН 35 кВ40
4 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне и присоединениях НН 10 кВ41
Выбор измерительных трансформаторов напряжения [2 с. 301-302]45
1 Выбор и проверка трансформаторов напряжения на стороне ВН 220 кВ46
2 Выбор и проверка трансформаторов напряжения на стороне СН 35 кВ46
3 Выбор и проверка трансформаторов напряжения на стороне НН 10 кВ47
Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств49
1 Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств на стороне ВН 220 кВ49
2 Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств на стороне СН 35 кВ50
3 Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств на стороне НН 10 кВ52
Выбор трансформаторов собственных нужд [2 с. 386-387]53
Расчёт устройств грозозащиты в ОРУ 220 кВ55
Расчёт заземляющих устройств58
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ66
Темой курсового проекта является проектирование электрической части подстанции мощностью 85 МВА 2203510 кВ.
Целью курсового проекта является выбор основного оборудования электроустановок и типа принципиальной схемы подстанции с учетом соблюдения технических аспектов надежности электроснабжения экономических факторов и целесообразности применения того или иного вида оборудования в зависимости от его функциональных особенностей.
Выбор числа и мощности трансформаторов
Число трансформаторов устанавливаемых на ПС принимается как правило два. Установка более двух трансформаторов принимается на основе технико-экономических расчетов а также в тех случаях когда на ПС требуется два средних напряжения [1 п. 3.5]. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение даже при аварийном отключении одного из них.
Мощность трансформаторов выбирается так чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН обеспечивали питание нагрузки [1 п. 4.3].
Мощность трансформаторов при установке двух трансформаторов выбирается по условию [2 c. 326] МВА:
гдеSпст – мощность подстанции МВА:
Расчетная мощность трансформатора МВА:
Чтобы не допустить превышение коэффициента перегрузки из стандартного ряда мощностей трансформаторов (ГОСТ 9680-77) выбираем два трансформатора номинальной мощностью по 63 МВА.
Проверим выбранные трансформаторы по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах о.е.:
гдеNТ – количество трансформаторов шт.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме работы входит в рекомендуемый диапазон 06-07 [2 с. 327]. Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме работы не должен превышать 13 – 14 [2 с. 170]. Следовательно трансформаторы удовлетворяет критериям проверки по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах.
Таблица 1.1 – Параметры трансформатора ТДТН-63000220-У1
Номинальная мощность кВА
Номинальное напряжение обмоток кВ
Схема и группа соединения обмоток
Напряжение короткого замыкания в режимах %
Ток холостого хода %
Расчёт токов для выбора токоведущих частей и оборудования
Все электрические аппараты токоведущие части и изоляторы на подстанциях выбираются по условиям длительной работы в нормальном максимальном и послеаварийном режимах [2 с. 169].
1 Расчёт токов в цепях трансформаторов
Токи на стороне ВН 220 кВ в нормальном и послеаварийном режимах определяются по формулам [2 с. 171-172] кА:
гдеS'ном.т – номинальная мощность выбранного трансформатора или значение следующей номинальной мощности по стандартному ряду мощностей МВА.
Uном – номинальное напряжение сети кВ;
5-07 – рекомендуемый диапазон значений коэффициента загрузки о.е.;
-14 – рекомендуемый диапазон значений коэффициента аварийной загрузки о.е.
Принимаем коэффициенты загрузки равными 07 и 14.
Токи в цепи трансформатора на стороне ВН 220 кВ кА:
Токи на стороне СН 35 кВ и НН 10 кВ в нормальном и послеаварийном режимах определяются по формулам [2 с. 171] кА:
гдеS'нг – перспективная нагрузка на СН и НН на 10-летний период примем равной S2 и S3 соответственно (табл.1) МВА.
Токи в цепи трансформатора на стороне СН 35 кВ кА:
Токи в цепи трансформатора на стороне НН 6 кВ кА:
2 Расчёт токов в цепи линий
Токи в цепях линий для n параллельно работающих линий кА [2 с 172]:
где Sнг – наибольшая мощность потребителей присоединенных к линиям МВА;
nлс – количество линий связи шт.
Токи в цепях линий ВН 220 кА:
Наибольший ток нормального режима в отходящих линиях на стороне СН 35 кВ и НН 10 кВ кА:
n – количество присоединений (табл. 1) шт.
Выбор токоограничивающего реактора
Т.к. ток КЗ на стороне НН больше 20кА то по заданию необходимо установить токоограничивающий реактор.
Номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки
Номинальный ток реактора должен быть больше максимального длительного тока нагрузки цепи в которую он включен А
где А – ток на стороне НН 10 кВ в цепи трансформатора.
Результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора Ом
где Iп0 – начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ для стороны НН 10 кВ кА.
Требуемое сопротивление цепи КЗ Ом
где Iп0 треб. – наименьшее значение требуемого тока КЗ за реактором (20 кА по заданию).
Требуемое сопротивление реактора Ом
Выбираем токоограничивающий реактор РТСТ 10-2500-014 УХЛ1 марки «НИПО РУСЭНЕРГО» [4] со следующими характеристиками:
Таблица 4.1 – Технические характеристики реактора РТСТ 10-2500-014 УХЛ1
Номинальное напряжение кВ
Ток электродинамической стойкости кА
Время термической стойкости с
Ток термической стойкости кА
Номинальное индуктивное сопротивление Ом
Ток КЗ за реактором кА
где xномLR – номинальное индуктивное сопротивление реактора Ом.
Необходимо провести проверку реактора на электродинамическую стойкость в режиме КЗ
iдин – ток электродинамической стойкости реактора (табл. 4.1) кА.
Ударный ток КЗ за реактором кА
где kуд – ударный коэффициент принят равным 1956 [2 с. 111 табл. 3.6]; I'п0 – ток КЗ за реактором по формуле кА
Следовательно реактор проходит проверку по условию электродинамической стойкости в режиме КЗ.
Проверка на термическую стойкость в режиме КЗ
где tоткл – продолжительность КЗ (принимаем равной 19 с [2 с. 155]) с; Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ принята равной 01 [2 с. 111 табл. 3.6] с; Iтер – ток термической стойкости реактора (табл. 4.1) кА; tтер – время протекания тока термической стойкости реактора (табл. 4.1) с.
Следовательно реактор проходит проверку по условию термической стойкости в режиме КЗ.
Потеря напряжения в реакторе [5 с. 194] %
где Iнорм – ток нормального режима протекающий через реактор кА;тUном – номинальное напряжение сети кВ; xномLR – номинальное индуктивное сопротивление реактора Ом.
Допустимая потеря напряжения в нормальном режиме не должна превышать 15-20% а в утяжеленном режиме – 3-4 % [5 с.195].
Выбранный реактор удовлетворяет всем условиям проверки.
Выбор блочной комплектной трансформаторной подстанции
Выбор КТПБ производится по мощности необходимых силовых трансформаторов а также их номинального напряжения обмоток.
Примем к установке КТПБ марки КТП-СЭЩ-Б(М)-220 [6]. Паспортные данные КТПБ представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Технические характеристики КТП-СЭЩ-Б(М)-220
Наименование параметра
Мощность силового трансформатора кВА
– цепей линий и перемычек
– цепей силовых трансформаторов
Сквозной ток КЗ (амплитуда) кА
Ток термической стойкости в течение 3 секунд кА
Выполним проверку выбранной КТПБ:
) По напряжению установки кВ:
) По мощности используемого силового трансформатора кВА:
) По номинальному току:
) По электродинамической стойкости:
iуд – ударный ток трёхфазного КЗ кА:
где kуд – ударный коэффициент для стороны ВН 220 кВ принят равным 1608 для стороны СН 35 кВ принят равным 1608 для стороны НН 10 кВ принят равным 1956 [2 с. 110 табл. 3.6];
Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного на стороне ВН СН и НН (табл. 1) кА.
) По термической стойкости:
гдеBк – тепловой импульс тока (интеграл Джоуля) кА2с;
Iтер – ток термической стойкости КТПБ (табл. 4.1) кА;
tтер – время протекания тока термической стойкости (табл. 4.1) с.
где Iп0 – то же что и в формуле (4.5);
tоткл – расчётная продолжительность КЗ для стороны ВН 220 кВ принимаем равным 016 с для стороны СН 35 кВ принимаем равным 22 с для стороны НН 6 кВ принимаем равным 19 с [2 c. 155 рис. 3.24 а];
Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для стороны ВН 220 кВ принимаем равным 002 с для стороны СН 35 кВ принимаем равным 002 с для стороны НН 10 кВ принимаем равным 023 с [2 с. 110 табл. 3.6].
Данное КТПБ удовлетворяет всем условиям проверки.
Выбор токоведущих частей
1 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН 220 кВ [2 с. 186-192]
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС [2 c. 186]. Сборные шины и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений не проверяются по экономической плотности тока что означает что выбор сечения проводов производится по допустимому току (проверка выбранного сечения на нагрев) [2 с.187] кА:
Iдоп – длительно допустимый ток А.
Выберем сечение по условиям короны и радиопомех на ВЛ по ПУЭ [7 п. 2.5.81 табл. 2.5.6]. Примем провод 30039 допустимым длительным током 710 А [8 табл. 1.3.29].
Проверим выбранный провод по условию нагрева по условию (5.1) кА:
Выбранный провод проходит по условию нагрева.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми неизолированными проводами на открытом воздухе [2 с. 306].
Необходима проверка по условиям короны для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше [2 с. 191-192].
Условие отсутствия короны:
где E – напряженность электрического поля около поверхности провода кВсм;
E0 – максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм.
Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m = 082;
r0 – радиус провода см для АС30039 r0 = 120 см [8].
Напряжённость электрического поля около поверхности провода кВсм:
где U = 105Uном – линейное напряжение [2 c. 191] кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см при горизонтальном расположении фаз Dср = 126D где D – расстояние между соседними фазами в ОРУ 220 кВ D = 400 см.
Условие отсутствия короны (5.2) кВсм:
Выбранная марка провода АС30039 проходит по условию короны.
Так как ток короткого замыкания 27 кА на стороне ВН заданный по заданию больше допустимых 20 кА выполним проверку на электродинамическую стойкость [2 с. 188].
Усилие от длительного протекания тока трехфазного КЗ Нм [2 c. 188]:
где Iп0 – периодическая составляющая трёхфазного тока КЗ в начальный момент времени А;
Dср – то же что и в формуле (5.4) м.
Сила тяжести 1 м токопровода с учётом внутрифазных распорок Нм:
где m – масса провода кгм для выбранного провода m = 1132 кгм [8].
Определяют отношения:
где h – максимальная расчётная стрела провеса провода в каждом пролёте при максимальной расчётной температуре м;
tэкв – эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты с:
где tз – действительная выдержка времени защиты от токов КЗ [7 п. 3.2.9] с;
5 – учитывает влияние апериодической составляющей.
Максимальная расчётная стрела провеса провода на подстанции с напряжением 220 кВ была определена по разрезу подстанции h = 3 м [4].
По диаграмме отклонения гибкого токопровода [2 с. 189 рис. 4.8] определяем отклонение провода b = 072 м и угол α = 14°.
Найденное значение b сравниваем с максимально допустимым м:
где D – расстояние между фазами м;
d – диаметр токопровода м;
aдоп – наименьшее допустимое расстояние между соседними фазами в момент их наибольшего сближения м для ОРУ согласно ПУЭ при 220 кВ aдоп = 095 м [2 с. 189].
Условие проверки по отклонению токопровода м:
Условие проверки на электродинамическую стойкость выполняется.
Выбранная марка провода АС30039 на стороне ВН 220 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
2 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне СН 35 кВ [2 с. 186-192]
Методика выбора и проверки сборных шин аналогична выбору на стороне ВН 2200 кВ.
Ток в цепи трансформатора на стороне СН А.
Примем провод АС60072 с допустимым длительным током 1050 А [7 табл. 1.3.29].
Проверка на электродинамическое действие тока КЗ не требуется так как начальное действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ по заданию 18 кА меньше допустимых 20 кА [2 c. 188].
Проверка по условиям короны для гибких проводников производится по условию (5.2).
Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля по формуле (5.3) кВсм:
Напряжённость электрического поля около поверхности провода по формуле (5.4) кВсм:
Выбранная марка провода АС60072 проходит по условию короны и удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
3 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне НН 10 кВ [2 с. 175-183]
3.1 Выбор и проверка шкафа КРУ 10 кВ
В РУ 6 10 и 20 кВ должны предусматриваться шкафы КРУ [10 п. 7.13].
Прежде чем проводить выбор токоведущих частей на стороне НН 10 кВ следует выбрать ячейку КРУ. Установим шкафы КРУ «Классика» серии D-12PТ производства «Таврида Электрик» [11].
Таблица 5.1 – Технические характеристики КРУ «Классика» D-12PТ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения встроенного силового выключателя кА
Ток термической стойкости (3 с) кА
Ток электродинамической стойкости (амплитуда) кА
Номинальное напряжение вспомогательных цепей переменного тока и постоянного тока
Габаритные размеры мм
Проверка по напряжению установки кВ:
где Uуст – напряжение установки кВ;
Uном – номинальное напряжение шкафа КРУ (табл. 5.1) кВ.
Проверка по длительному току кА:
где Imax – продолжительный расчётный ток в цепи трансформатора по (3.10) и ток в цепи отходящих линий по (3.17) на стороне НН 6 кВ соответственно А.
Iном – номинальный ток шкафа КРУ (табл. 5.1) А.
В цепи трансформатора:
В цепи отходящих линий:
Дальнейшие проверки для вводной ячейки КРУ и для ячеек на присоединениях идентичны.
Проверка на электродинамическую стойкость кА:
Проверка на термическую стойкость кА2·c [2 c. 138-142]:
где Bк – тепловой импульс тока (интеграл Джоуля) равный 4417 кА2·c по формуле (4.7);
Iтер – ток термической стойкости шкафа КРУ (табл. 5.1) кА;
tтер – время протекания тока термической стойкости (табл. 5.1) с.
Выбранный шкаф КРУ проходит проверку по всем параметрам.
3.2 Выбор и проверка токоведущих частей на стороне НН 10 кВ
В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются однополосные и двухполосные шины прямоугольного сечения. Выбор шин производится по условию нагрева [2 с. 175-177].
Предварительно принимаем однополосную шину марки АДО. Данные выбранной марки приведены в таблице 5.2 [12 с. 395 табл. 7.3].
Таблица 5.2 – Расчётные параметры шин
Сечение одной полосы мм2
Масса одной полосы кгм
Проверим выбранную шину по условию нагрева А:
гдеImax – рабочий максимальный ток А принимаемый в данном случае равным току послеаварийного режима в цепи трансформатора на стороне НН А (2.10).
Выбранная марка шины удовлетворяет условию на нагрев.
Выполним проверку на термическую стойкость [2 c. 138-141 177].
q – выбранное сечение мм2.
где Bк – тепловой импульс тока (интеграл Джоуля) А2·с;
CТ – функция зависящая от материала и типа шин предельно допустимой температуры нагрева проводника при КЗ и продолжительно допустимой температуры проводника для алюминиевых шин при начальной температуре в 70°С равна 90 А·с12мм2 [2 с. 141 табл. 3.16].
Условие проверки шин на термическую стойкость при КЗ выполняется.
Проверка жёстких шин на электродинамическую стойкость с учётом механических колебаний не производится из-за отсутствия механического резонанса в большинстве случаев применяемых конструкций однако выполняется механический расчёт жёстких шин [2 с. 178].
Для механического расчёта примем расположение шин плашмя.
Момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия [2 с. 179 табл. 4.1] см3:
гдеh – ширина выбранного сечения шины см;
b – высота выбранного сечения шина см.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента МПа:
гдеiуд – ударный ток трёхфазного КЗ по формуле (4.5) А.
а – расстояние между осями смежных фаз принято равным 025 м.
Условие проверки по механической прочности МПа:
где доп – допустимое напряжение принято равным 41 МПа для алюминия [2 с. 181 табл. 4.2].
Шины механически прочны с запасом.
Выбранные шины марки АДО с размерами 80×10 мм удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
Выбор выключателей [2 с. 268-269]
Необходимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:
где Uном – номинальное напряжение выключателя по каталогу кВ;
Uсет.ном – номинальное напряжение сети кВ.
– длительному току А
гдеIном – номинальный ток выключателя по каталогу А;
Iнорм.расч – расчётный ток нормального режима А принимаемый равным току послеаварийного режима в цепи трансформатора при выборе на стороне ВН СН или НН и принимаемый равным току нормального режима в цепях линий при выборе на присоединениях.
Проверку выключателей следует производить на симметричный ток отключения кА:
где Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя по каталогу кА;
Iп – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t = принимаем равным Iп0 считая что подстанция связана с системой бесконечной мощности [2 с. 114] кА.
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ кА:
норм – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе по каталогу %;
ia – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [2 c. 112] кА.
Если соблюдается условие (6.3) а условие (6.4) нет то допускается производить проверку по отключающей способности по полному току КЗ кА:
Проверка по включающей способности кА:
Iвкл – номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей) по каталогу кА;
Iп0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ кА.
Iпр.скв – действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу кА.
Проверка на термическую стойкость кА2·c:
где Iтер – ток термической стойкости по каталогу кА;
tтер – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с;
Bк – тепловой импульс тока КЗ (интеграл Джоуля) по формуле кА2·c.
Если tтер > tоткл где tоткл – расчётная продолжительность КЗ [2 c. 155 рис. 3.24 а] то условие проверки кА2·c:
Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя в учебном проектировании не производится так как в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя [2 c. 269].
1 Выбор и проверка выключателей на стороне ВН 220 кВ
В РУ 110-750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели которые должны обеспечивать работоспособность во всём требуемом диапазоне температур [10 п. 7.11].
Принимаем к установке на стороне ВН 220 кВ элегазовый колонковый выключатель типа ВГТ-220II-402500 У1 со следующими параметрами [13]:
Таблица 6.1 – Технические характеристики выключателя ВГТ-220II-402500 У1
Номинальное напряжение Uном кВ
Наибольшее рабочее напряжение Uраб.нб кВ
Номинальный ток Iном A
Номинальный ток отключения Iоткл.ном кА
Ток электродинамической стойкости (наибольший пик) iдин кА
Ток термической стойкости Iтер кА
Начальное действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока Iпр.скв кА
Начальное действующее значение периодической составляющей тока включения Iвкл кА
Мгновенное значение тока включения (наибольший пик) iвкл кА
Время протекания тока термической стойкости tтер с
Собственное время отключения tс.в.откл не более с
Полное время отключения tв.откл с
Номинальное относительное содержание апериодической составляющей норм не более %
Проверка на соответствия условиям выбора:
– по напряжению по условию (6.1) кВ:
– по длительному току по условию (6.2) А:
Проверка выключателя на симметричный ток отключения по (6.3) кА:
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по (6.4).
Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени по формуле (6.4) кА:
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов кА:
где Ta – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ принята равной 003 с [2 c. 110 табл. 3.6];
– наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов с:
tс.в – собственное время отключения выключателя (табл. 6.1) с.
Условие проверки по формуле (6.4) кА:
Оба условия по отключающей способности выполняются поэтому проверку по полному току проводить не нужно.
Проверка по включающей способности по условиям (6.6) и (6.7).
Ударный ток КЗ на шинах ВН по формуле (4.5) кА
Условия проверки по выражениям (6.6) и (6.7) кА:
Проверка на электродинамическую стойкость по (6.8) и (6.9) кА.
Проверка на термическую стойкость.
Тепловой импульс тока КЗ (интеграл Джоуля) рассчитываемый по формуле (4.7) кА2с:
Так как время протекания тока термической стойкости больше расчётной продолжительности КЗ проверку на термическую стойкость производим по условию (6.11) кА2с:
Выбранный выключатель на стороне ВН 220 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
2 Выбор и проверка выключателей на стороне СН 35 кВ
В ОРУ 35 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели [13 п. 7.12].
Принимаем к установке на стороне СН 35 кВ вакуумный выключатель ВВН-СЭЩ-П-35-251000 У1 со следующими параметрами [14]:
Таблица 6.2 – Технические характеристики выключателя ВВН-СЭЩ-П-35-251000 У1
Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов по (6.13) с:
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов по (6.12) кА:
Ударный ток КЗ на шинах СН по формуле (4.5) кА
Выбранный выключатель на стороне СН 35 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
3 Выбор и проверка выключателей на присоединениях СН 35 кВ
Принимаем к установке на стороне СН 35 кВ вакуумный выключатель ВВН-СЭЩ-П-35-251000 У1 [14]. Технические характеристики представлены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Технические характеристики выключателя ВВН-СЭЩ-П-35-251000 У1
Выбранный выключатель на присоединениях СН 35 кВ также выбран на стороне СН 35 кВ.
Проверка выключателя полностью повторяет проверку на стороне СН 35 (п. 6.2). Таким образом выбранный выключатель на стороне СН полностью удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
4 Выбор и проверка выключателей на стороне НН 10 кВ
В РУ 6 10 и 20 кВ должны предусматриваться шкафы КРУ с вакуумными выключателями [10 п. 7.13].
Согласно [11] в выбранном КРУ (п. 5.3) уже предусмотрен вакуумный выключатель Evolis 10 удовлетворяющий условиям выбора со следующими параметрами [15]:
Таблица 6.3 – Технические характеристики выключателя Evolis 10
Второе условие по отключающей способности не выполняется поэтому нужно произвести проверку по полному току по (6.5):
Проверка по включающей способности по условиям (6.6) и (6.7) кА:
Выбранный выключатель на стороне НН 10 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
5 Выбор и проверка выключателей на присоединениях НН 6 кВ
В выбранном КРУ (п. 5.3) уже предусмотрен вакуумный выключатель Evolis 10 удовлетворяющий условиям выбора со следующими параметрами [15]:
Таблица 6.4 – Технические характеристики выключателя Evolis 10
Выбранный выключатель на присоединениях НН 10 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбор разъединителей [2 с. 233]
Выбор разъединителей производится по:
– напряжению по (6.1);
– длительному току по (6.2);
– конструкции роду установки;
– электродинамической стойкости по (6.8) и (6.9);
– термической стойкости по (6.10).
1 Выбор и проверка разъединителей на стороне ВН 220 кВ
Предварительно принимаем к установке разъединитель наружной установки типа РГ-2201000 со следующими характеристиками [16]:
Таблица 7.1 – Основные технические характеристики разъединителя РГ-2201000
Проверка разъединителя на соответствия условиям выбора:
Проверка на электродинамическую стойкость.
Ток ударный кА рассчитан ранее (4.5).
Условия проверки по формулам (6.8) и (6.9) соответственно кА:
Проверка на термическую стойкость.
Тепловой импульс тока КЗ (интеграл Джоуля) кА2с рассчитан ранее (4.7).
Условие проверки по формуле (6.10) кА:
Выбранный разъединитель на стороне ВН 220 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
2 Выбор и проверка разъединителей на стороне СН 35 кВ
Принимаем к установке разъединитель горизонтально-поворотного типа РГ-351000 У1 со следующими характеристиками [17]:
Таблица 7.2 – Основные технические характеристики разъединителя РГ-351000 У1
Выбранный разъединитель на стороне СН 35 кВ удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
3 Выбор и проверка разъединителей на присоединениях СН 35 кВ
Принимаем к установке на стороне СН 35 кВ разъединитель горизонтально-поворотного типа РГ-351000 У1 [17]. Технические характеристики представлены в таблице 7.3.
Таблица 7.3 – Основные технические характеристики разъединителя РГ-351000 У1
Проверка разъединителя полностью повторяет проверку на стороне СН 35 (п. 7.2). Таким образом выбранный разъединитель на стороне СН полностью удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
4 Выбор и проверка разъединителей на стороне и присоединениях НН 6 кВ
Выбранные шкафы КРУ «Классика» на стороне НН и на присоединениях НН (п. 5.3) укомплектованы разъединителями штепсельного (втычного) типа. Проверка данных разъединителей штепсельного типа производится аналогично проверке выключателей в шкафу КРУ (п. 5.3) за исключением проверки на отключающую способность.
Следовательно разъединители шкафов КРУ на стороне и присоединениях НН удовлетворяют условиям выбора и проверки
Выбор измерительных трансформаторов тока [2 с. 299-301]
Трансформаторы тока выбирают:
– по напряжению установки кВ:
где Uном – номинальное напряжение установки по каталогу кВ;
гдеI1ном – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока по каталогу А;
Iпрод.расч – расчётный ток продолжительного режима А принимаемый равным току послеаварийного режима в цепи трансформатора (п. 3.1) при выборе на стороне ВН СН или НН и принимаемый равным току нормального режима в цепях линий (п. 3.2) при выборе на присоединениях.
– по конструкции и классу точности;
– по электродинамической стойкости кА:
kэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу о.е.;
I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока кА;
iдин – ток электродинамической стойкости по каталогу кА.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства в следствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.
– по термической стойкости кА2·с:
где kТ – кратность термической стойкости по каталогу о.е.;
tтер – время термической стойкости по каталогу с;
Bк – тепловой импульс кА2с;
Iтер – ток термической стойкости кА.
– по вторичной нагрузке Ом:
где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока Ом;
Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
1 Выбор и проверка трансформаторов тока встроенных во вводы силового трансформатора
Ранее принят к установке трансформатор ТДТН-6300022035 У1 (п. 1). Во вводы данного трансформатора встроены трансформаторы тока типа ТВТ [18]:
– на стороне ВН ТВТ 220-I-6005;
– на стороне СН ТВТ 35-I-10005;
– на стороне СН ТВТ 10-I-50005;
Трансформаторы серии ТВТ не проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
Соответствие условиям выбора. На стороне ВН:
– по напряжению по условию (8.1) кВ:
– по току по условию (8.2) А:
– по длительному току по условию (8.2) А:
Трансформаторы ТВТ встроенные во вводы трансформатора удовлетворяют условиям выбора.
2 Выбор и проверка трансформатора тока на стороне ВН 220 кВ
Предварительно примем к установке ТТ типа ТРГ-УЭТМ-220-1-3005 [19]. Технические данные ТТ приведены в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Основные технические характеристики трансформатора тока ТРГ-УЭТМ-220-1-3005
Номинальный ток первичной обмотки I1ном A
Номинальный ток вторичной обмотки I2ном A
Проверка на соответствие условиям выбора:
– по току по условию (8.2) А
Условие проверки по формуле (8.4) кА:
Условие проверки по формуле (8.6) кА:
Так как значение нагрузки трансформатора тока неизвестно проверка по вторичной нагрузке не производится.
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
3 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне и присоединениях СН 35 кВ
Предварительно примем к установке ТТ типа ТОЛ-СЭЩ-35 [20]. Технические данные ТТ приведены в таблице 8.2.
Таблица 8.2 – Основные технические характеристики трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-35
Проверка на соответствие условиям выбора на стороне СН:
Проверка на соответствие условиям выбора на присоединениях СН:
Выбранные трансформаторы тока удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
4 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне и присоединениях НН 10 кВ
В качестве РУ НН предварительно выбраны шкафы КРУ «Классика» на стороне и на присоединениях НН (п. 5.3). Данные шкафы КРУ комплектуются ТТ типа ТОЛ-10-I [21].
Таблица 8.3 – Основные технические характеристики трансформатора тока ТОЛ-10-I
Номинальная вторичная нагрузка при cos φ = 08 S2ном ВА
Проверка на соответствие условиям выбора на стороне НН:
Проверка на соответствие условиям выбора на присоединениях НН:
Проверка по вторичной нагрузке.
Вторичной нагрузкой трансформатора тока являются амперметр счётчик активной энергии и измерительный преобразователь типа Е.
Выбираем амперметр Э42703 производства «Электроприбор» [22] счётчик электроэнергии трёхфазный Меркурий 234 ART производства «Инкотекс» [23] измерительный преобразователь Е842A производства «Алекто» [24].
В ячейках КРУ 10 кВ используются два трансформатора тока которые включаются в фазы А и С (незаземлённые сети с малым током замыкания на землю). Так как рассматриваемая нагрузка предполагается симметричной достаточно всего одного амперметра включаемого в фазу А.
Схема подключения приборов приведена на рисунке 8.1 вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Нагрузка по фазам ВА
Счётчик электроэнергии
Измерительный преобразователь
Рисунок 8.1 – Схема соединения измерительных трансформаторов тока и приборов
Наибольшая нагрузка приходится на трансформатор фазы А – 35 ВА.
Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико общее сопротивление приборов можно принять равным активному сопротивлению [2 c. 300] Ом:
гдеSприб – мощность потребляемая приборами ВА принимаем равной суммарной мощности нагрузки наиболее загруженной фазы (фазы А);
I2 – вторичный номинальный ток приборов А равный 5 А.
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов. Сопротивление контактов rк принимается 005 Ом при двух-трёх приборах. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения [1 с. 300].
Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в заданном классе точности Ом:
гдеS2ном – номинальная мощность обмотки измерения при cos φ = 08 S2ном = 10 ВА (табл. 8.4).
I2ном – вторичный номинальный ток трансформатора тока (табл. 8.4) А.
Расчётное сопротивление соединительных проводов Ом:
Расчётное сечение проводов мм2:
где ρ – удельное сопротивление материала провода принимаем провода с медными жилами [2 с. 300];
l – длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) м принимаем l = 6 м для линий 10 кВ к потребителям [2 с. 301].
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил (ПУЭ п. 3.4.4) [2 с. 301]. Поэтому принимаем стандартное сечение q = 25 мм2.
Действительное сопротивление соединительных проводов Ом:
Действительное значение вторичной нагрузки трансформатора тока Ом:
Условие проверки по формуле (8.7) Ом:
Выбранные трансформаторы тока на стороне и присоединениях НН 10 кВ удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения [2 с. 301-302]
Трансформаторы напряжения выбираются:
– по конструкции и схеме соединения обмоток;
– вторичной нагрузке ВА:
где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности ВА;
S2Σ – нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения ВА.
1 Выбор и проверка трансформаторов напряжения на стороне ВН 110 кВ
Устанавливаем на стороне ВН 220 кВ группу из трёх однофазных трансформаторов напряжения ЗНОГ-220 производства «Завод электротехнического оборудования» со следующими параметрами [25]:
Таблица 9.1 – Технические характеристики трансформатора напряжения ЗНОГ-220
Номинальное напряжение первичной обмотки U1ном кВ
Номинальное напряжение вторичной основной обмотки U2ном1 кВ
Номинальное напряжение вторичной дополнительной обмотки U2ном2 кВ
Номинальная мощность вторичной основной обмотки S2ном1 в классах точности ВА
Группа соединения обмоток
– по напряжению по условию (9.1) кВ:
Класс точности трансформатора напряжения принимается по классу точности присоединяемых измерительных приборов. По вторичной нагрузке на стороне ВН 220 кВ трансформатор напряжения не проверяем так как вторичная нагрузка не известна.
Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям выбора.
2 Выбор и проверка трансформаторов напряжения на стороне СН 35 кВ
Устанавливаем на стороне СН 35 кВ трансформатор напряжения ЗНОЛ-35 У1 производства «Свердловский завод трансформаторов тока» со следующими параметрами [26]:
Таблица 9.2 – Технические характеристики трансформатора напряжения ЗНОЛ-35 У1
Класс точности трансформатора напряжения принимается по классу точности присоединяемых измерительных приборов. По вторичной нагрузке на стороне СН трансформатор напряжения не проверяем так как не известна вторичная нагрузка.
3 Выбор и проверка трансформаторов напряжения на стороне НН 10 кВ
Принятые к установке шкафы КРУ «Классика» (п. 5.3) комплектуются трёхфазной группой трансформаторов напряжения ЗНОЛПМ-10 [27]. Технические данные приведены в таблице 9.3.
Таблица 9.3 – Технические характеристики трансформатора напряжения 3×ЗНОЛПМ-10
Номинальное напряжение вторичной дополнительной обмотки U2ном2 В
Трёхфазная номинальная мощность вторичной основной обмотки S2ном1 в классах точности ВА
Класс точности ТН принимается по классу точности присоединяемых измерительных приборов.
Вторичную нагрузку рассмотрим для одной секции шин так как ТН (трёхфазная группа) устанавливается на каждую секцию шин. Количество присоединений берём с учётом количества ячеек вводных и отходящих линий а также ячеек трансформаторов собственных нужд.
Выбираем вольтметр Э42703 производства «Электроприбор» [28] трёхфазный счётчик электроэнергии Меркурий 234 ART производства «Инкотекс» [23] и измерительный преобразователь Е854ЭЛ производства «Электроприбор» [29].
Схема подключения приборов приведена на рисунке 9.1 вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Номинальная мощность обмотки Sном ВА
Число присоединений шт.
Общая потребляемая мощность
Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам тогда вторичная нагрузка трансформатора напряжения [2 c. 301] ВА:
где Pприб и Qприб – активная и реактивная нагрузка трансформатора напряжения (табл. 9.4) Вт и вар соответственно.
Выбранный трансформатор имеет номинальную мощность 90 ВА в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков.
Мощность вторичной обмотки ТН трёхфазной группы ВА:
где S2ном – мощность вторичной обмотки однофазного трансформатора (табл. 9.3) ВА.
Условие проверки по формуле (9.2) ВА:
Выбранный трансформатор напряжения (трёхфазная группа) удовлетворяет всем условиям выбора.
Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств
Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений схем собственных нужд схем вторичных соединений монтажных схем и так далее [2 с. 315].
Схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны [30 п. 1.2.1]:
– обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;
– обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования;
– учитывать требование секционирования сети и обеспечить работу РУ при расчетных значениях токов короткого замыкания;
– обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы;
– обеспечивать требования наглядности удобства эксплуатации компактности и экономичности.
Согласно стандарту ФСК ЕЭС сравнение вариантов схем намеченных к разработке на основании перечисленных требований и их окончательный выбор производится на основании технико-экономических расчетов. Выбираются варианты обеспечивающие требуемую надежность а затем из них выбирается более экономичный [30 п. 1.2.3].
1 Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств на стороне ВН 220 кВ
Количество присоединений на стороне ВН 220 кВ:
где nтр – число трансформаторов шт.;
nлс – число линий связидля 220 кВ = 4по заданию;
n1 – число отходящих линий (табл. 1) шт.
Выбор схемы осуществляется с рекомендациями и типовыми решениями ФСК ЕЭС [30 31]. Рассматриваем схемы соответствующие напряжению РУ 220 кВ и количеству присоединений.
Для подстанций 220 кВ с количеством присоединений 10 штук выбираем схему № 220-13Н «Две рабочие и обходная системы шин» [30 п. 3.3].
Схема с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин применяется в РУ110-220 кВ при числе присоединений 3 и более (на стороне ВН 220 кВ имеем 10 присоединений) при числе присоединений от 5 до 15 при повышенных требованиях к надежности питания каждой ВЛ и при отсутствии возможности отключения всех присоединений секции (системы шин) на время ревизии и ремонта этой секции сборных шин.
Схемы с обходной системой шин – с двумя рабочими и обходной системами шин (13Н и 14) применяются в РУ 110-220 кВ когда в РУ имеются присоединения отключение которых при выводе выключателя из работы (отключении его оперативным персоналом) недопустимо даже кратковременно а подключение этих присоединений через два выключателя экономически нецелесообразно или технически невозможно [30 п. 1.8.5].
Рисунок 10.1 – Схема № 220-13Н «Две рабочие и обходная системы шин»
2 Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств на стороне СН 35 кВ
Количество присоединений на стороне СН 35 кВ по формуле (10.1):
Для подстанций 35 кВ с количеством присоединений 18 штук выбираем схему № 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» [30 п. 3.1].
Если допускается отключение присоединений при отключении выключателя (автоматическом или оперативным персоналом) на длительное время то при числе присоединений 5 и более применяются схемы с одной секционированной выключателем системой шин (9) и схемы с одной системой шин с секционирующими цепочками из 2-х или 3-х выключателей с подключением ответственных присоединений в секционирующие цепочки (9Н 9АН) [30 п. 1.3.11].
Схемы с одной секционированной системой шин применяются на напряжение 35 220 кВ при парных линиях или линиях резервируемых от других ПС а также нерезервируемых но не более одной на любой из секций т.е. при отсутствии требования сохранения в работе всех присоединений при выводе в ревизию или ремонт рабочей секции шин [30 п. 1.8.2].
Рисунок 10.2 – Схема № 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»
3 Выбор главных схем электрических соединений распределительных устройств на стороне НН 10 кВ
Количество присоединений на стороне НН 10 кВ по формуле (10.1):
В РУ 10(6) кВ применяются схемы с одной двумя четырьмя секционированными системами сборных шин [30 п. 1.11.1].
Схема 10(6)-1 – одна секционированная выключателем система шин применяется при двух трансформаторах каждый из которых присоединен к одной секции [30 п. 1.11.2].
Выбираем схему № 10(6)-1 «Одна секционированная выключателями система шин» [30 п. 3.7].
Рисунок 10.3 – Схема № 10-1 «Одна секционированная выключателями система шин»
Выбор трансформаторов собственных нужд [2 с. 386-387]
Состав потребителей собственных нужд зависит от типа подстанций мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования. Это электродвигатели обдува трансформаторов обогрев приводов выключателей и разъединителей шкафов КРУ а также освещение подстанции.
Мощность трансформаторов выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности перегрузочной способности трансформаторов [2 с. 386].
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток. На подстанциях 220 кВ обычно применяется система с постоянным оперативным током [2 с. 387]. Схема подключения трансформаторов собственных нужд для систем с постоянным оперативным током представлена на рисунке 11.1.
Рисунок 1.11 – Схема питания собственных нужд подстанции
По выбранным ранее оборудованию и главным схемам электрических соединений РУ составим таблицу нагрузки потребителей собственных нужд подстанции (таблица 11.1).
Таблица 11.1 – Нагрузка потребителей собственных нужд подстанции
Установленная мощность P кВт
Количество потребителей шт.
Активная нагрузка Pуст кВт
Реактивная нагрузка Qуст квар
Нагревательное устройство ВГТ-220
Мощность электродвигателей приводов ВГТ-220
Подогрев приводов выключателя ВВН-35
Подогрев разъединителей
Подогрев и освещение КРУ
Освещение и вентиляция ЗРУ
Освещение ОРУ 220 кВ
Отопление и освещение ОПУ
Охлаждение ТДТН-63000220356
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП
Расчётная нагрузка потребителей собственных нужд кВА:
где kс – коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки в ориентировочных расчётах принимается равным 08 [2 с. 386];
Pуст –установленная активная мощность потребителей кВт;
Qуст –установленная реактивная мощность потребителей квар.
Мощность трансформаторов собственных нужд при двух трансформаторах на подстанции с постоянным дежурством [2 c. 386] кВА:
гдеkпг – коэффициент допустимой аварийной перегрузки принимаемый равным 14 [2 с. 387].
Для собственных нужд должны применяться как правило сухие трансформаторы с литой изоляцией воздушного охлаждения [11 п. 9.1.10].
Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд для подстанций 110-220 кВ должна быть не более 630 кВА [2 с.387].
Выбираем два трансформатора номинальной мощностью по 160 кВА.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме работы входит в рекомендуемый диапазон 06-07 [2 с. 327].
Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме работы не превышает 13 – 14 [2 с. 170].
Принимаем к установке два трансформатора ТЛС-16010 [32]. Технические данные трансформатора приведены в таблице 11.2.
Таблица 11.2 – Технические характеристики трансформатора ТЛС-16010
Номинальное первичное напряжение кВ
Номинальное вторичное напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания %
Потери короткого замыкания кВт
Потери холостого хода кВт
Расчёт устройств грозозащиты в ОРУ 220 кВ
Здания и сооружения электрических станций и подстанций ОРУ напряжением 35-500 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Для этого используют стержневые и тросовые молниеотводы. Как правило молниеотводы устанавливаются на линейных порталах но если в таком случае не все оборудование попадает в зону защиты то следует также устанавливать отдельно стоящие молниеотводы.
Из типовых материалов для проектирования [33] принимаем высоту молниеотводов равной 305 м. Молниеотводы устанавливаются на линейных порталах через каждые три ячейки ОРУ. При отсутствии в ячейке линейного портала молниеотвод выполняется отдельностоящим (рис. 12.1).
Расчёт производим по методу [34 п. 12].
Рисунок 12.1 – ОРУ 220 кВ c двумя рабочими и обходной системой шин: а – разрез по ячейке трансформатора; б – разрез по ячейке линии.
Зона защиты образованная четырьмя стержневыми молниеотводами изображена на рисунке 12.2.
Рисунок 12.2 – Зона защиты образованная четырьмя стержневыми молниеотводами
Наиболее возвышающимися объектами в ОРУ являются линейные и шинные порталы. Радиус внешней зоны защиты четырёх молниеотводов определяется как для одиночного молниеотвода. Тогда внешний радиус на высоте шинного портала (рис. 12.1) м:
ha – активная высота молниеотвода м:
p – коэффициент при высоте молниеотводов более 30 м:
Расстояние по горизонтали от установки молниеотвода до дальнего края шинного портала системы шин: b = 199 м. Таким образом 2224 > 199 – шинный портал входит в зону защиты.
Наименьшая ширина зоны bх1 bx2 (рис. 12.2) определяется по кривым представленным в [34 с. 242].
a1 = 42 м – расстояние между соседними молниеотводами;
a2 = 426 м – ширина трёх ячеек.
Найдём по кривым соотношение:
Объект высотой hх находящийся внутри прямоугольника (рис. 12.2) будет защищен в том случае если выполняется условие [35 с. 34]:
где D – диагональ прямоугольника защищаемой зоны м.
Необходимо чтобы в зону защиты попадали линейные порталы высота которых равна 170 м.
82 10757 – условие выполняется следовательно линейные порталы входят в защищаемую зону.
Расчёт заземляющих устройств
Количество искусственных заземлителей определяется расчётом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладывают заземляющие полосы на глубине 05 – 07 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении то есть образуется заземляющая сетка к которой присоединяется заземляемое оборудование [36 c. 588-589].
Согласно ПУЭ [7] заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняются с учетом сопротивления Rз ≤ 05 Ом или допустимого напряжения прикосновения. Величина этого напряжения определяется в соответствии с длительностью воздействия с:
где tотк.в – полное время отключения выключателя на стороне ВН 220 кВ с;
tр.з время действия основной релейной защиты которое определяется из расчётной продолжительности КЗ:
гдеtоткл – расчётная продолжительность КЗ [2 c. 155 рис. 3.24 а] tоткл = 02 с.
Тогда расчётная продолжительность воздействия однофазного тока КЗ с:
Тогда для данного в наибольшее допустимое напряжение прикосновения равно 400 В [36 c. 596].
Для дальнейшего расчёта необходимо определить площадь заземляющего устройства.
По типовым материалам для проектирования [33] определяем площадь ОРУ 220 кВ по схеме 220-13Н «Две рабочие и обходная системы шин». Ширина ячейки равна 135 м число ячеек на ОРУ 220 кВ составляет 11Длина ячейки приблизительно равна 645 м. Тогда площадь распределительного устройства м2:
По типовым материалам для проектирования [37] определяем площадь ОРУ 35 кВ по схеме 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин». Ширина ячейки отходящей линии равна 6 м число отходящих линий равно 7. Длина ячейки примерно равна 22 м. Ширина ячейки секционного выключателя 95 м.
Рисунок 13.1 – Типовая схема заполнения ОРУ 35 кВ (размеры в скобках относятся к узлу выключателя).
Площадь ЗРУ 10 кВ с 12 ячейками ширина которых равна 1 м (табл. 5.1) [9] можно определить по рисунку 13.2 м2:
Рисунок 13.2 – Площадь ЗРУ 10 кВ
Площадь типового ОПУ равна 24 12 м2 [35 c. 528-529]. Габариты выбранных трансформаторов по [3]: ширина – 38 м длина – 71 м. Тогда приблизительный план подстанции:
Рисунок 13.2 – План подстанции
Приблизительная площадь подстанции по плану подстанции (рис. 13.2) м2:
Заземляющее устройство для установок 220 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей соединительных полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м [36 c. 597].
Преобразуем заземляющее устройство в квадратную модель со стороной м:
Примем значение стороны расчётной модели 105 м.
Продольные и поперечные полосы расставлены с одинаковым шагом равным 135 м (ширина ячейки ОРУ 220 кВ). Длину вертикальных заземлителей принимаем равной 5 м глубина залегания – 05 м.
Суммарная длина горизонтальных заземлителей м:
где 7 – число заземлителей по длине подстанции:
– число заземлителей по ширине подстанции:
где 135 – шаг пролегания горизонтальных заземлителей м.
В соответствии с инженерно-геологическими изысканиями удельное сопротивление верхнего слоя грунта (глина) ρ1 = 40 Ом·м и нижнего слоя грунта (суглинок) ρ2 = 190 Ом·м [38].
Коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней о.е.:
где Rч сопротивление тела человека принимаем равным 1000 Ом;
1 – сопротивление верхних слоёв грунта.
Коэффициент напряжения прикосновения о.е.:
где М – параметр зависящий от соотношения сопротивлений грунтовых слоев принимается равным 036 [37 с. 575];
LГ – общая длина горизонтальных заземлителей м;
a – расстояние между вертикальными заземлителями принимаем равной 135 м по ширине шага горизонтальных заземлителей;
– сторона расчётной модели м ранее принята 105 м.
Напряжение на заземлителе В:
где Uпр.доп – предельно допустимое значение напряжения прикосновения В.
Напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать 10 кВ.
Ток стекающий с заземлителя при однофазном КЗ [35 c. 33] А:
где IK1(1) ток однофазного КЗ по заданию А.
Сопротивление заземляющего устройства:
Число ячеек по стороне расчётной модели шт.:
Принимаем m = 10. Тогда длина полос в расчётной модели:
Длина сторон ячейки м:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура расчётной модели шт.:
Тогда общая длина вертикальных заземлителей м:
Относительная глубина м:
где t – глубина заложения горизонтальных проводников м.
Так как относительная глубина получилась меньше одной десятой то параметр А необходимый для сопротивления [36 с. 576]:
Для определения эквивалентного удельного сопротивления сеток с вертикальными заземлителями необходимы следующие соотношения:
где h1 – толщина верхнего слоя грунта принимается равной 2 м.
По [36 с. 600 табл. 7.6] определяем отношение э2 = 074 откуда э Ом·м:
Общее сопротивление сложного заземлителя Ом:
что меньше допустимого Rз.доп = 046 рассчитанного по формуле (13.7).
Напряжение прикосновения В:
Полученное значение напряжения прикосновения меньше допустимого значения прикосновения 400 В. Таким образом заземляющее устройство обеспечивает снижение напряжения прикосновения до безопасной величины в пределах всей территории подстанции.
В данном курсовом проекте спроектирована узловая подстанция установленной мощностью 85 МВА с высшим напряжением 220 кВ средним напряжением 35 кВ и напряжением низшей стороны 10 кВ.
Схемы распределительных устройств приняты с учётом рекомендаций и типовых решений ФСК ЕЭС принятое оборудование выбран6о по каталогам современных заводов-изготовителей. Расчёт и проверка оборудования заземляющих устройств и устройств грозозащиты производились в соответствии с требованиями ПУЭ нормами технологического проектирования ФСК ЕЭС действующими инструкциями и руководящими документами с учётом возможности развития подстанции.
Таким образом спроектированная подстанция отвечает современным требованиям.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования Л. Д. Рожкова Л. К. Карнеева Т. В. Чиркова. – 10-е изд. стер. – Москва : Академия 2013. – 448 с.
Леньков Ю.А. Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств электрический станций и подстанций : учебное пособие по дисциплине «Электрические станции и подстанции» для студентов электротехнических специальностей Леньков Ю.А. Хожин Г.Х. – Павлодар. Изд-во ПГУ 101 – 110 с.
ПУЭ Правила устройства электроустановок. Издание 7 (6). – Введ. 01.01.2000. – Москва : НЦ ЭНАС 1999. – 461 с.
СТО 56947007-29.240.10.248-2017 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). – Взамен СТО 56947007-29.240.10.028-2009; введ. 25.08.2017. – Москва : ПАО «ФСК ЕЭС» 2017. – 135 с.
Типовые материалы для проектирования 407-03-630.92 Открытые распределительные устройства 220 кВ на унифицированных конструкциях. – Москва: Энергосетьпроект 1992.
Гук Ю. Б. Проектирование электрической части станций и подстанций : Учеб. пособие для вузов Ю. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние 1985. – 312 с.
Ермаков В. А. Проектирование электрической части подстанций: Учеб. пособие В. А. Ермаков В. А. Тремясов. Красноярск: ИПЦ КГТУ 2003. 102 с.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций : учебник для техникумов Л. Д. Рожкова В. С. Козулин. – 3-е изд. перераб. и доп. – Москва : Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
Типовые материалы для проектирования 407-03-539.90 Открытые распределительные устройства 220 кВ на унифицированных конструкциях. – Москва: Энергосетьпроект 1990.
Стандарт организации: Система менеджмента качества. Общие требования к построению изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности СТО 4.2–07–2014. –– Красноярск: ИПК СФУ 2014. – 60 с.

List1 (1).cdw

Выключатель вакуумный
ВВН-СЭЩ-П-35-251000 У1
Трансформатор напряжения
ТДТН-630002203510 У1
Выключатель элегазовый
Шины однополосные алюминиевые
прямоугольного сечения 80х10
Выключатель вакуумныый
электрических соединений
Проект электрической части
подстанции 85 МВА 2203510 кВ

List2.cdw

Проект электрической части
подстанции 85 МВА 2203510 кВ
Разрез и план ячейки линий
Разрез и план ячейки трансформатора