Проектирование схемы электроснабжения подстанции и собственных нужд

С.Н.П.печать..dwg

Схема собственных нуждnn ПС " Севастополь
Секция - 2 РУ - 04 кВ
Секция - 1 РУ - 04 кВ
( ААБГ -1 х 3 х 120 )
ПриводаnВМТ-110nПС-4 "лев.nпровод
Наружн.nосвещен.nОп № 6n
Наружн.nосвещен.nОп №1n(ОРУ-110)
Питаниеnблокиров.nразъедин.n№ 2
Щит управ.nправ. стор.
Щит управ.nлев. стор.
Вспомогат.nпомещения
ЩО № 1 Рабочее освещение ( ОПУ №1 )
ЩО № 2 Освещение рел.зала № 2
Теплоэнергонагреватели 220в 1кВт
ГС - 100nP = 100 kBтnV = 400 BnI = 180 A
n = 1500 об минnF = 50 Гц
АЕ 2058nIн = 63Аnотс. 12 Iн
АП 50 - ЗМТnIн = 25А
Рубильникn междуnАТ-1 и АТ-2
К прожектору n ОП № 5n(ОРУ 220 кВ)
Свароч.n пост уn ТН-220n С -1
Свароч.n пост уn ТН-220n С -2
Свароч.n пост уn ОРУ_110 кВn № -1
Свароч.n пост уn БСК - 1n
Свароч.n пост уn ЛРТ - 2
Свароч.n пост уn ОРУ-110 кВn № -2
Стендn(пан. №60nрел.зала)
Обогрев кл. ящ. ТН - 220 С - 1
Обогрев прив. ОД и КЗ АТ - 1
Обогрев прив. ОД и КЗ АТ - 2
Обогрев кл. ящ. ТН - 220 С - 2
Обогрев прив. МВ - 110
Обогрев кл. ящ. ТН - 110 I II сш
Контр.nсоедин.nпроводовnСАОНnАК-80
Питаниеnблокир.nразъед.n №1
НаружноеnосвещениеnОп.№234n(ОРУ-35)
тепл.25А nэл. маг.430А
Вентил.nАБnР=22 кВтn2850 обмин
АП 50-ЗМТnIн =25АnНастр.22А
АП 50-ЗМТnIн =16АnНастр.14А
ЭЦТ - 100 - 8nР = 28 кВтn380 220 в
АD - 2-41-8nP = 2.2 kBтn380 В 61Аncos =069
АП 50 - ЗМТn Iн = 16 А
АП 50 - ЗМТnIн = 50А
Зарядноеnустройствоn АБ ДЭС

главная схема.dwg

Главная схемаnэлектрической части nпроектируемой подстанции

Сухомлинов Д.В.docx

Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции . .4
1 Структурные схемы трансформаторных подстанций ..4
Выбор схемы выдачи мощности 5
Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ 9
Выбор силовых трансформаторов 14
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд и расчет мощности подстанции .. 17
1 Расчёт мощности подстанции ..17
2 Выбор трансформатора собственных нужд 20
Выбор проводов подходящей линии электропередач ..22
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции ..23
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы .39
1Выбор силовых выключателей .40
Выбор разъединителей .43
Выбор трансформаторов тока ..45
4 Выбор трансформаторов напряжения 46
Выбор и расчет шин ..48
1 Выбор жестких шин . .48
2 Выбор гибких шин и токопроводов 52
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
- выбор основного оборудования;
- выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схем РУ;
- расчет токов к.з.;
- выбор коммутационных аппаратов и защитных приборов;
- выбор токоведущих шин и кабелей;
- выбор измерительных приборов;
- выбор конструкции РУ.
Основные цели и задачи проектирования:
Производство передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции
Структурные схемы трансформаторных подстанций
Подстанция с двухобмоточными трансформаторами состоит из трех основных узлов:
распределительного устройства высшего напряжения (РУВН);
силового трансформатора или автотрансформатора (одного или нескольких) распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) (рис. 1 а в)
вспомогательных устройств (компрессорных аккумуляторных и т. п.) устройств релейной защиты автоматики измерения.
В подстанциях с трехобмоточными трансформаторами добавляется четвертый узел — распределительное устройство среднего напряжения (РУСН) (рис. 1 б). В схемах электроснабжения могут применяться трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 1 в д) что приводит к увеличению секций сборных шин в РУНН. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения позволяет уменьшить токи короткого замыкания за трансформаторами. С этой же целью на подстанциях могут устанавливаться сдвоенные реакторы (рис. 1 г д).
Рисунок 1 Структурные схемы трансформаторных подстанций
Распределительное устройство высокого напряжения подстанции чаще всего выполняет функции приема электрической энергии от линии электропередачи к трансформатору. В отдельных случаях РУВН может выполнять функции приема и распределения электроэнергии (по требованию энергоснабжающей организации или при целесообразности питания от главной понизительной подстанции нескольких подстанций глубокого ввода на напряжениях 110—330 кВ).
Распределительные устройства средних и низших напряжений всегда выполняют функции приема и распределения электроэнергии. Аналогичные функции выполняют и распределительные подстанции. Идентичность функций определяет идентичность схем и конструкций распределительных устройств и распределительных подстанций поэтому в дальнейшем под термином «распределительное устройство» может подразумеваться и распределительная подстанция.
2 Выбор схемы выдачи мощности
Выбор схемы выдачи мощности осуществляется с учётом технико-экономических показателей простоты и удобства работы схемы приспособленности схемы к проведению ремонтных работ оперативной гибкости электрической схемы а также с учётом надёжности и бесперебойности электроснабжения потребителей и перспективой расширения подстанции.
Выбор схемы выдачи мощности подстанции подразумевает распределение нагрузки между РУ среднего и низкого напряжения выбор схем РУ СН и РУ НН их связь с распределительными устройствами высокого напряжения
Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей и может оцениваться частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным уровнем аварийного резерва который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы. Приспособленность электроустановки к проведению ремонта - возможность проведения ремонта без нарушения и ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность установки к ремонтам можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключения потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы - приспособленность схемы для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных отключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается если все операции по переключениям осуществляются автоматически. Оперативная гибкость оценивается количеством сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
По степени надёжности электроснабжения выделяют категории потребителей. Все потребители согласно ПУЭ разделяют на три категории: Электроприёмники 1 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству расстройство сложного технологического процесса. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников перерыв допускается на время автоматического восстановления питания. Из состава электроприёмников 1 категории выделяется особая группа бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой особой группы используется третий независимый источник. Это могут быть местные электростанции агрегаты бесперебойного питания аккумуляторные батареи. Электроприемники 2 категории - электроприёмники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям механизированного и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности большого количества жителей. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников для них допустимы перерывы питания на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала и выездной оперативной бригады.
Электроприёмники 3 категории - все остальные электроприёмники непопадающие в 1 и 2 категории.
Схема и компоновка распределительного устройства должна выбираться с учётом возможного увеличения количества присоединений для развития электросистемы.
Схемы распределительных устройств (РУ) среднего и низкого напряжений электрических подстанций выбираются по номинальному напряжению числу присоединений назначению и ответственности РУ в энергосистеме а также с учетом схемы прилегающей сети очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 750 кВ должны выполняться с учетом требований:
повреждение или отказ любого выключателя кроме секционного или шиносоединительного не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;
повреждение (отказ) любого выключателя не должно как правило приводить к отключению более одной цепи (двух линий) транзита напряжением 110 кВ и выше если транзит состоит из двух параллельных цепей;
отключение линии как правило должно осуществляться не более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов трансформаторов собственных нужд и трансформаторов связи - не более чем тремя выключателями;
ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения.
При проектировании схемы выдачи мощности особое внимание должно быть также уделено выбору места присоединения резервного трансформатора питающего потребители собственных нужд (с.н.). Выбор места присоединения в схеме РУ резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов собственных нужд. Необходимо так присоединить резервные трансформаторы чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций
При питании от одного РУ двух резервных трансформаторов должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя в том числе секционного и шиносоединительного. В случае ремонта или при аварийном повреждении одной системы шин повышенного напряжения резервные трансформаторы должны оставаться в работе.
Резервный трансформатор с.н. может присоединяться к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи если обеспечиваются необходимые уровни напряжения на шинах с.н. и условия самозапуска.
Допускается присоединять резервный трансформатор с.н. к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи таким образом чтобы при повреждении или ремонте автотрансформатора он оперативно мог пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
«Нормы технологического проектирования электрических подстанций» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения рекомендуют:
- в РУ напряжением 35 330 кВ и с большим количеством присоединений использовать схемы с двумя рабочими и третьей обходной системами сборных шин с одной секционированной и обходной системами сборных шин.
Поэтому наиболее выгодным вариантом для РУ СН является схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
Рисунок 2 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин.
Эта схема применяется в РУ 110 330 кВ с большим числом присоединений и с одним выключателем на каждое присоединение. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии W1 W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 а линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 - ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 330 кВ на электростанциях при числе присоединений до 12.
Анализ этой схемы показывает что для нее характерны следующие недостатки:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
ликвидация аварии затягивается так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин то есть приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. На подстанции при числе присоединений 12 - 16 секционируется одна система шин при большем числе присоединений - обе системы шин. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) а при повреждении в секционном выключателе теряется 50 % присоединений.
Однако если к РУ с двумя системами рабочих шин подключены два резервных трансформатора собственных нужд то обе системы шин секционируются независимо от числа присоединений.
Аналогично выполняем выбор схемы для РУ НН : принимаем одиночную секционированную систему сборочных шин закрытого типа.
Основные достоинства схемы:
Однотипность и простота операций с разъединителями снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.
Возможность использования комплектных РУ что позволяет снизить стоимость монтажа широко использовать механизацию
Вместе с тем авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель Q0 в нормальном режиме может быть включен если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель Q0 может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника секционный выключатель Q0 включается.
-при ремонте одной из секций ответственные потребители нормально питающиеся от двух секций остаются без резерва;
-потребители не резервированные по питанию отключаются на всё время ремонта секции.
3 Распределительные устройства напряжением 35—330 кВ
Распределительные устройства всех напряжений осуществляющие прием и распределение электрической энергии выполняются со сборными шинами. Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций предназначенные только для приема электрической энергии (без ее распределения) выполняются без сборных шин по блочным мостиковым и другим схемам.
Распределительное устройство со сборными шинами состоит из сборных шин к которым через ответвительные шины подключаются различные присоединения:
питающие линии (ввод);
трансформаторы напряжения;
трансформаторы для собственного обслуживания;
заземляющие разъединители сборных шин и др.
Сборными шинами - называются короткие участки шин жесткой или гибкой конструкции обладающие малым электрическим сопротивлением предназначенные для подключения присоединений.
По своему назначению сборные шины делятся на рабочие резервные и обходные. Рабочая система шин в нормальном режиме находится под напряжением и осуществляет питание всех подключенных к ней присоединений. Резервная система шин служит для питания присоединений подстанции в случае ремонта или ревизии рабочей системы шин. В нормальном режиме резервная система шин находится не под напряжением. Обходная система шин применяется при повышенных требованиях к надежности электроснабжения и позволяет осуществлять контроль и ремонт любого коммутационного аппарата без отключения потребителей. В нормальном режиме обходная система шин не под напряжением.
На всех присоединениях на участках от сборных шин до выключателей
предохранителей трансформаторов напряжения и т. п. а также на участках где возможна подача напряжения от других источников напряжения обязательно устанавливаются разъединители обеспечивающие видимый разрыв цепи. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками высокочастотные заградители и конденсаторы связи трансформаторы напряжения устанавливаемые на отходящих линиях разрядники устанавливаемые на вводах трансформаторов и на отходящих линиях.
Питающие и отходящие линии подключаются к сборным шинам через разъединители и выключатели. На каждую линию необходим один выключатель один или два шинных разъединителя (в зависимости от применяемой системы сборных шин) и один линейный разъединитель (а б). Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и создания безопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя а также при двух системах шин — для переключения присоединений с одной системы шин на другую без перерыва в работе. Линейный разъединитель предусматривается в присоединениях где при отключенном выключателе линия может оказаться под напряжением и необходимо видимое отключение линии для безопасного ремонта выключателя.
При использовании комплектных распределительных устройств выкатного исполнения выключатели трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных тележках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы
В распределительных устройствах обязательно предусматриваются стационарные заземляющие ножи обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Распре делительные устройства должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей ошибочные действия с разъединителями выключателями заземляющими ножами и т. д.
Рисунок 3 Присоединения выключателей к сборным шинам
а — с одной системой шин; б — с двумя системами шин; в — с одной системой
шин выкатного исполнения;
На присоединениях питающих и отходящих линий кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока на воздушных линиях напряжением 35 кВ и выше — высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если система шин делится на части (секции) то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6—35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше.
При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы для собственного обслуживания которые служат для питания оперативных цепей а также освещения технологических и вспомогательных зданий и сооружений подстанции. Трансформаторы для собственного назначения подключаются через предохранители до выключателей ввода если ТСН используются для питания оперативных цепей и на сборные шины если ТСН не используются для питания оперативных цепей.
Схемы распределительных устройств напряжением 35—330 кВ со сборными шинами
Применяются следующие схемы распределительных устройств:
с одной несекционированной системой шин;
с одной секционированной системой шин;
с двумя одиночными секционированными системами шин1;
с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
с одной секционированной и обходной системами шин;
с двумя системами шин;
с двумя секционированными системами шин;
с двумя системами шин и обходной;
с двумя секционированными системами шин и обходной.
Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая
схема которая применяется в сетях 6—35 кВ В сетях 10(6) кВ схему называют- одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель один шинный и один линейный разъединители
Схема с одной системой шин
Недостатки данной схемы:
в схеме используется один источник питания;
профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Схема с одной секционированной выключателем системой шин
позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование как правило выполняется так чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста наглядна экономична обладает достаточно высокой надежностью широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно. Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—330 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией а также в РУ 11О кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключателей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин вторая остается в работе.
Рисунок 4 Схема с одной секционированной системой шин
Недостатки схемы с одной секционированной выключателем системы шин:
на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий подключенных к этой секции шин;
повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема состоящая из восьми секций шин которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин»
Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» применяется в тех же случаях что и блочные схемы с отделителями.
Рисунок 5 Схема «мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях
— трансформаторы тока
Схема «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» может применяться на тупиковых ответвительных и проходных подстанциях напряжением 35—330 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. При аварии на одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке оба трансформатора остаются работающими. В случае аварии на одном из трансформаторов отключение выключателя приводит к отключению трансформатора и питающей линии. Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
В схеме «мостик» линии или трансформаторы на 2 трехтрансформаторных подстанциях соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне ВН 35—330 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 MBА включительно. На напряжениях 110 и 330 кВ схема мостика применяется как правило с ремонтной перемычкой которая при соответствующем обосновании может не пересматриваться. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линий или трансформаторов при сохранении в работе линий и трансформаторов.
4 Выбор силовых трансформаторов.
Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях передается по воздушным и кабельным линиям к центрам потребления и потребляется нагрузкой при различных значениях номинальных напряжений. Это обеспечивает наиболее экономичную работу электрических систем.
Для передачи электроэнергии ее напряжение повышают что связано с необходимостью снижения потерь мощности и энергии в активных сопротивлениях сети. Поскольку эти потери обратно пропорциональны квадрату рабочего напряжения сети то выгодно повышать рабочее напряжение до возможно более высокого уровня.
На приемных подстанциях электрических систем напряжение понижают до значений при которых электроэнергия непосредственно потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.
Преобразование напряжения из одного значения в другое осуществляют трансформаторами и автотрансформаторами .
Однофазный АТ имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС. Часть обмотки заключённая между В и С называется последовательной а между С и О общей.
Рисунок 6 Схема трехфазного автотрансформатора
При работе АТ в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток Iв который создавая магнитный поток наводит в общей обмотке ток Iо. Ток нагрузки вторичной обмотки I складывается из тока Iв проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток и тока Iо созданного магнитной связью этих обмоток:
Автотрансформаторы широко применяют на подстанциях напряжением 150 кВ и выше благодаря их меньшей стоимости и меньшим суммарным потерям активной мощности в обмотках по сравнению с трансформаторами той же мощности. Потери мощности в стали автотрансформаторов также ниже по сравнению с трансформаторами.
На подстанциях дальних электропередач применяют шунтирующие реакторы. По своей конструкции они близки к трансформаторам и автотрансформаторам. Однако шунтирующие реакторы - это индуктивности предназначаемые для компенсации емкостного сопротивления линий большой протяженности. Их включают непосредственно по концам линий сверхвысоких напряжений подключают также к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на подстанциях дальних электропередач. В эксплуатации находятся шунтирующие реакторы с отбором мощности. Такие реакторы имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки используемые для подключения трансформаторы и реакторы рассчитываются на продолжительную работу в номинальном режиме.
Параметры номинального режима работы трансформаторов (напряжения токи частота и т.д.) указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Такими номинальными условиями окружающей среды являются:
- естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более 40 ° С и не менее 45 ° С при масляно-воздушном охлаждении;
- температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более 25° С при масляно-водяном охлаждении;
- среднесуточная температура воздуха не более 30 °С.
Если температура воздуха или воды превышает соответственно 40 или 25° С то нормы нагрева должны снижаться на столько градусов на сколько градусов температура воздуха или воды превышает 40 и 25°С соответственно.
Под номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора понимается мощность любой его обмотки (выраженная в киловольт-амперах или мегавольт-амперах). Обмотки понижающих трехобмоточных трансформаторов выполняются как на одинаковые так и на разные мощности поэтому под номинальной мощностью трехобмоточного трансформатора понимают мощность обмотки ВН.
Для трансформаторов имеющих обмотки с ответвлениями под номинальным током и напряжением понимается ток и напряжение ответвления включенного в сеть.
В номинальном режиме работы трехобмоточные трансформаторы допускают любое сочетание нагрузок по обмоткам если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Отличие автотрансформатора от трансформатора заключается в том что две его обмотки электрически соединяются между собой что обусловливает передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным но и электрическим путем. У многообмоточного автотрансформатора электрически соединены обмотки ВН и СН а обмотка НН (третичная обмотка) имеет с ними электромагнитную связь Три фазы обмоток ВН и СН соединяются в звезду и общая нейтраль их заземляется: обмотки НН всегда соединяются в треугольник. Обмотка высшего напряжения каждой фазы состоит из двух частей: общей обмотки ВО или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки СВ.
Наличие электрической связи между обмотками в автотрансформаторе предопределяет иное токораспределение чем в трансформаторе. При работе автотрансформатора в номинальном режиме в его последовательной обмотке проходит ток IВН. Этот ток создавая магнитный поток в магнитопроводе индуктирует в общей обмотке ток Iо. Во вторичной цепи ток нагрузки IСН складывается из тока IВН обусловленного электрической связью обмоток ВН и СН и тока Iо обусловленного магнитной связью этих же обмоток: IСН = IВН + Iо. Тогда ток в общей обмотке Iо = IСН - IВН (при одинаковом cos φ нагрузок).
Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается мощность на выводах его обмоток ВН или СН имеющих между собой автотрансформаторную связь. Она может быть определена как произведение номинального напряжения подведенного к обмотке ВН на номинальный ток проходящий в последовательной обмотке:
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд подстанции.
Приведенные ранее характеристики механизмов собственных нужд определяют построение схем и выбор сетей питания собственных нужд. На подстанциях должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций не допускающих длительного перерыва питания должно осуществляться с помощью автоматики включения резерва (АВР). В качестве рабочего источника питания секций 04 кВ может быть использовать отдельный трансформатор для каждой секции или общий для двух секций трансформатор присоединенный через отдельный автомат. В качестве резервного источника питания для секций 04 кВ может применяться как отдельный резервный трансформатор (явный резерв) так и взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов (скрытый резерв).
Мощность резервного трансформатора по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора им резервируемого; при схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должны быть выбрана по нагрузке двух секций. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат на котором осуществляется АВР.
1 Расчёт мощности подстанции.
Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 330 кВ. Коэффициент мощности принимаем равным cosφ=0.85 . Определим полную мощность потребляемую передаваемую через шины различного напряжения зная активную мощность:
На напряжении 110 кВ: по 4 ЛЭП: S1=Pcosφ=1800.85=211.8(МВА)
На напряжении 35 кВ: по 5 ЛЭП: S2=Pcosφ=850.85=100 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 4 ЛЭП: S3=Pcosφ=320.85=37.65(МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 211.8+100+37.65=349.45 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Потребители 1-й секции
Рабочее освещение ОПУ№1
Наружное освещение ОП №6
Питание блокирующих разъединителей №2
Зарядное устройство №1
Освещение релейного зала №2
Зарядное устройство №2
Наружное освещение ОП №1
Суммарная мощность потребителей
Потребители 2-й секции
Таким образом Sс.н.= 501 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=349.45 + 0.501=349.851(МВА)
ВН – обмотка высшего напряжения (330 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 349.851 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 211.8 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 100 МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 37.65 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (401 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7349.851=244.9 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦНТ – 25000033015035
Номинальная мощность Sном МВА
Напряжение ВН Uном вн кВ
Напряжение СН Uном сн кВ
Напряжение НН Uном нн кВ
Потери мощности холостого хода
Потери при коротком замыкании
Ток холостого хода I0 %
Напряжение короткого замыкания
Uк в-с Uк в-н Uк с-н %
Произведем расчет коэффициентов загрузки для выбранных трансформаторов.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Кз =Sпс2Sном тр =349.8512250=0.7
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =349.851250=1.4
Аварийная перегрузка допускается в исключительных случаях и регламентируется ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
Так как по заданию необходимо спроектировать подстанцию на которой будет присутствовать шина 10 кВ выберем дополнительный трансформатор позволяющий получить напряжение 10 кВ.
Таким образом выбераем трансформатор ТРДН -2500011010. Его данные приведём в таблице 3.
2 Выбор трансформатора собственных нужд
Трансформатор собственных нужд выбираем по рассчитанной ранее мощности собственных нужд. Так как Sс.н.= 401 кВА то выбераем трансформаторы ТМ-400350.4. Его данные приведём в таблице 4.
Номинальная мощность Sном кВА
Выбор проводов подходящей линии электропередач.
Выбор сечения провода по допустимой нагрузке:
Максимальный расчетный ток:
Ip max=Sпст3Uн=349.8511033330=612.08А
где Uн – номинальное напряжение (330 кВ).
I р= Iр max2= 612.082=306.04 (A)
Выберем сечение провода по максимальному расчетному току:
Исходя из справочных таблиц выбираем сталеалюминевый провод сечением S = 240 мм2 т.е. провод марки АС 24032.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iрjэк= 306.04 1.1= 278.22 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 300 мм2 (АС 30039).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 30039.
Омкм х Омкм (на 100км)
Проверка по падению напряжения:
Падение напряжения не должно превышать 5 %.
Падение напряжения рассчитывается по формуле:
Uрасч. = 100 % (Rл cosφ + Xл sinφ)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = 085 sinφ = 052.
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 350 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =(9.8100) 350 = 34.3 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-30039).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = (42.9100) 350 = 115.15 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039)
Потеря напряжения в первой линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 330 кВ провод АС 2Х 30039
Тогда: Rл1 = r0 l2 =0.0983502=17.15 (Ом)
Xл1 = x0 l2=0.4293502=75.075(Ом)
. Uрасч. 1 = = 4 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 250 км.:
Rл = r0 l =4.9 250100 = 12.25 (Ом)
Xл = x0 l = 21.45 250100 = 53.625 (Ом)
Uрасч. 2 = = 6.15 % .
Потеря напряжения во второй линии больше допустимой
Принимаем для ВЛ 330 кВ провод АС 3Х 30039
Тогда: Rл2 = r0 l3 =0.0982503=8.17 (Ом)
Xл2 = x0 l3=0.4292503=35.75 (Ом)
. Uрасч. 2 = = 4.1 % .
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Выберем в качестве расчетной точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Считаем что выключатель соединяющее линии отключен.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции.
Рисунок 7 Расчетная схема токов кз
Состовляем схему замещения.
В схему замещения входят все элементы расчетной схемы (система генератор трансформатор линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 5.2
Рисунок 8 Схема замещения проектируемой подстанции.
Выбор параметров схемы замещения
Энергосистема вводится в схему замещения как источник с постоянной ЭДС равной напряжению этой системы Uc. Внутреннее сопротивление энергосистемы определяется выражением
где Sк – мощность короткого замыкания системы.
Если за базисное напряжение принять напряжение системы Uc то в о.е. а сопротивление системы в о.е. может быть определено из формулы
где Sб – принятая в расчете базисная мощность.
Принимаем за базисную мощность МВА
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 330 кВ
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл.
АТДЦТН – 25000033015035
Активное сопротивление обмотки ВН RТВ Ом
Активное сопротивление обмотки СН RТС Ом
Активное сопротивление обмотки НН RТН Ом
Индуктивное сопротивление обмотки ВН xТВ Ом
Индуктивное сопротивление обмотки СН xТС Ом
Индуктивное сопротивление обмотки НН xТН Ом
Зададимся базисными напряжениями по ступеням:
UбI=330 кВ UбII=115 кВ UбIII=37 кВ UбIIII=10.5 кВUб5=0.4 кВ
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=8.072503302=0.0185
xс2=Xс2SбUбI2=11.462503302=0.026
xл1=Xл1SбUбI2=75.0752503302=0.172
xл2=Xл2SбUбI2=0.08212503302=0.0821
xтвн=12ukBC+ukCH-ukHHSбSтр=0.50.42+0.54-0.105250250=0.4275
xтсн=12ukсн+ukнн-ukвнSбSтр=0.50.42+0.105-0.54250250=0
xтнн=12ukНН+ukВН-ukСНSбSтр=0.50.105+0.54-0.42250250=0.1125
Определяем аналогично для трансформаторов ТМ – 400350.4 и ТРДН-2500011010
ТМ – 400350.4 xтвн=xтсн=0.065
ТРДН – 2500011010 xтвн=xтсн=0.11
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 1.
Результаты расчёта токов короткого замыкания в других точках сведём в таблицу.
Упростим схему замещения:
Рисунок 8 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в точке 1.
x1 = xс1 + xл1 = 0.0185 + 0.172 = 0.1905
x2 = xс2 + xл2 = 0.026 + 0.0821 = 0.1081
Uс = Uс Uб1 = 330330=1
x = x1 x2 x1+x2 =0.1905 0.10810.1905 +0.1081= 0.069
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 10.069= 14.5
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2503330=0.44
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =0.4414.5=6.34 (кА)
Определим ударный ток:
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение (для воздушных линий) xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
R = R1 R2 R1+R2 =0.01370.02870.0137+0.0287= 0.0093
Та1 = x R = 0.069 314 0.0093= 0025 (c)
Определим ударный коэффициент:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 167 6.34 = 15 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 2.
Рисунок 9 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 2
Cуммарное сопротивление первой ветви
Суммарное сопротивление второй ветви
Результирующее сопротивление до точки к2.
Определим ток короткого замыкания в точке 2:
Iб=Sб3UбII=2503115=1.255
Iк2(3) =Iб Iк2(3) =1.2553.35=4.2 (кА)
Для автотрансформатора
Активное сопротивление в относительных единицах для обмотки
Результирующее сопротивление веетвей
Результирующее активное сопротивление до точки к2.
R = R1 R2 R1+R2 =0.03300180033+0018= 0012
Та2 = x R = 0.287 314 0.012 = 00762 (c)
iуд2 = kуд2 Iк2(3) = 1.73 3.35 =8.2 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 3.
Рисунок 10 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 3
Индуктивное сопротивление первой ветви
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к3.
Напряжение на стороне 35 кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 3:
Iк3(3) = U3 x = 0.940.344 = 2.75
Iб=Sб3UбIII=250337=3.9
Iк3(3) =Iб Iк3(3) =3.92.75=10.73(кА)
для автотрансформатора
Активное сопротивление для обмотки НН
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к3.
Суммарное активное сопротивление до точки к3 второй ветви
Результирующе активное сопротивление до точки к3.
Та3 = x R = 0.344 314 0.013 = 0.0843 (c)
iуд3 = kуд3 Iк3(3) = 12 10.73 = 27.62 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 4.
Рисунок 11 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 4
Определим активные и индуктивные сопротивления
Данные трансформатора ТРДН-2500011010
Cуммарное сопротивление ветвей
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к4:
Напряжение на шинах 10 кВ.
Iк4(3) = U4 x = 0.953.92 = 0.243
Iб=Sб3UбIIII=2503105=13.746(кА)
Iк4(3) =Iб Iк4(3) =13.7460.243=3.34(кА)
Результирующее сопротивление ветвей
Результирующее активное сопротивление до точки к4.
Та4 = x R = 3.92 314 0.032 = 039 (c)
iуд4 = kуд4 Iк4(3) = 1.83 3.34 = 8.644 (кА)
Приведём расчёт тока короткого замыкания в точке 5.
Рисунок 12 Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в т 5
Суммарное сопротивление для точки к5:
хтр4*=Uк100SбS4=6.51002500.4=40.625
Результирующее индуктивное сопротивление до точки к5:
Напряжение на стороне 04кВ:
Определим ток короткого замыкания в точке 5:
Iк5(3) = U5 x = 0.952608 = 00364
Iб=Sб3UбIIIII=250304=360.84
Iк5(3) =Iб Iк5(3) =360.8400364=16.63(кА)
Суммарное активное сопротивление первой ветви до точки к5
Суммарное активное сопротивление второй ветви
Результирующее активное сопротивление до точки к5
iуд5 = kуд5 Iк5(3) = 1.24 16.63 = 29.163(кА)
Данные расчётов токов КЗ заносим в таблицу:
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 349.4510323 330 = 305.7(А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 211.8 10323 110 = 555.83 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 555.834 = 138.96 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 100 10323 35 =824.8 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 5 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 824.85 = 164.96 (А)
Iрmax = Sпст23 Uн = 37.6510323 10 =1086.862 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих4 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 1086.862 4 = 271.72 (А)
1Выбор силовых выключателей
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения токов КЗ а также при изменениях схем электрических установок.
Каждый режим работы имеет свои особенности определяемые параметрами электрической цепи в которой установлен выключатель. Тяжелым режимом работы является отключение тока КЗ когда выключатель подвергается воздействию значительных электродинамических сил и высоких температур. Отключение сравнительно малых токов намагничивания и зарядных токов линий имеет свои особенности связанные с возникновением опасных коммутационных перенапряжений утяжеляющих работу выключателей.
Требования предъявляемые к выключателям во всех режимах работы следующие:
) надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
) быстродействие при отключении т.е. гашение дуги в возможно меньший
промежуток времени что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;
) пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;
) взрыво и пожаробезопасность;
) удобство обслуживания.
Для оперативного обслуживания необходимо чтобы каждый выключатель или его привод имел хорошо видимый и безотказно работающий указатель положения ("Включено" "Отключено"). Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стенкой от выключателя то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.
На подстанциях применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды (трансформаторное масло сжатый воздух элегаз твердые газогенерирующие материалы и т.д.). Однако преимущественное распространение получили масляные баковые выключатели с большим объемом масла маломасляные выключатели с малым объемом масла и воздушные выключатели. Перспективны элегазовые и вакуумные выключатели.
Основными конструктивными частями выключателей всех типов являются токопроводящие и контактные системы с дугогасительными устройствами изоляционные конструкции корпуса и вспомогательные элементы (газоотводы предохранительные клапаны указатели положения и т.д.) передаточные механизмы и приводы.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Согласно рассчитанным значениям максимальных токов протекающих по линиям и линиям подходящим к трансформаторам к установке принимаем выключатели наружного исполнения ЯЭ-110Л-23У4. Условия выбора данные аппарата и сети сведем в таблицы.
Найдем интеграл Джоуля:
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа1)= 6.342 (0.1 + 0.0657 + 0.025) = 7.7 (кА2с)
Выбор выключателей на 330 кВ
I2тер.tтер=10000кА2 с
Bк = (Iк2(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа2)= 4.22 (0.1 + 0.0657 + 0.0048) = 3.01 (кА2с)
где tРЗ – время включения релейной защиты (01с)
tоткл.в. – время отключения выключателя (с)
Выбор выключателей на 110 кВ.
I2тер. tтер=7500кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 10.73 2 (01 + 0.065 + 0.0843) = 28.7 (кА2с)
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер=4800 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателей на 10 кВ.
Bк = (Iк4(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа4)= 3.34 2 (01 + 0.065 + 0.39) = 6.19 (кА2с)
Iоткл. н. = 12.5 кА
I2тер. tтер=1200 кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку выключателя так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток выключателя.
Выбор выключателя 04 кВ
2 Выбор разъединителей
Разъединитель – это контактный 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.
Выбор разъединителей сведём в таблицы.
Выбор разъединителей на 330 кВ
I2тер. tтер=1875кА2 с
Выбор разъединителей на 110 кВ
I2тер. tтер=4800кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 35 кВ
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
Выбор разъединителей на 10 кВ
I2тер. tтер=8100кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку разъединителей так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток разъединителя.
3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока сведём в таблицы
Выбор трансформаторов тока на 330 кВ
I2тер. tтер=1200кА2 с
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ
I2тер. tтер=2028кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 110 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 35 кВ
I2тер. tтер=2883кА2 с
На приходящих и отходящих линиях 35 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ
На приходящих и отходящих линиях 10 кВ принимаем одну и туже марку трансформаторов тока так как максимальный проходящий ток по каждой из ЛЭП не превосходит номинальный ток трансформатора тока.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов напряжения сведём в таблицы.
Выбор трансформаторов напряжения на 330 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ.
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ.
В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Например при токе 2650А необходимы алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм или коробчатые 2х695 мм2 с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2 во втором 1390 мм2. Как видно допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (192 вместо 147 Амм2).
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора
Выбираем алюминиевые шины двухполосные размером 3(60х10)мм с допустимым током 2670А
где: I доп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблицах (T0 ном=250С). В последнем случае:
Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Тдоп=700С
где Iдоп.ном – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха
Т0 ном=250С; Т0 – действительная температура воздуха;
Тдоп=700С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где Тk – температура шин при нагреве током КЗ;
Тк доп – допустимая температура нагрева при КЗ;
где С – функция значения которой даются в справочных таблицах .
q – выбранное сечение.
Проверка шин на электродинамическую стойкость:
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил.
В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при КЗ имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебаний системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкциях шин эти условия соблюдаются поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.
В частных случаях например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний:
где – длина пролета между изоляторами м;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси
перпендикулярной направлению изгибающей силы см2
q –поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. чтобы f0>200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе возникающей при КЗ. Если f0200Гц то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Принимая что f0200Гц найдём длину пролёта между изоляторами.
J=hb36=80.636=0.288 (см4)
Длина пролёта между изоляторами:
lпи2=0.866Jq=0.8660.2889.6=1.5 (м)
Механический расчет двухполосных шин.
Если каждая фаза выполняется из двух полос то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие в пролете между полосами устанавливают прокладки.
Пролет между прокладками n выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос .
где: an – расстояние между осями полос an =1.6 см;
Kф – коэффициент формы Kф =0.35;
E – модуль упругости материала (таблица 25) Е=1010 Па.
Механическая система две полосы – изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса.
Рисунок 13 Рисунок 14
Схема крепления двухполосных шин.График изменения коэффициента формы
Исходя из этого величина n выбирается еще по одному условию:
где mn – масса полосы на единицу длины mn =1.295 кгм;
Разрушающее напряжение разр МПа
Допустимое напряжение
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно найти по формуле:
где b – толщина полос.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос МПа:
где Wn – момент сопротивления одной полосы см3;
– расстояние между прокладками м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где пи – длина пролета между изоляторами м;
Wф – момент сопротивления пакета шин см3;
аф – расстояние между осями фаз.
Шины механически прочны если:
2 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Провода линий электропередач напряжением >35 кВ провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:
где: - ток нормального режима (без перегрузок);
- нормированная плотность тока Амм2.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 300 39.
Сечение найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного. Таким образом принимаем проводник марки АС 560 38.7
Таким образом принимаем проводник марки 2* АС 450 31.1
Таким образом принимаем проводник марки 3* АС 400 27.7
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при до 5000 ч (время использования ma
ответвления к отдельным электроприемникам с U 1 кВ а также осветительные сети;
сборные шины электроустановок и ошиновка открытых и закрытых РУ всех напряжений;
сети временных сооружений а также устройства со сроком службы 3-5 лет.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по
Imax=Smax3Uн=349.451033330=611.4 А
Imax=Smax3Uн=211.81033110=1111.7 А
Imax=Smax3Uн=100103335=577 А
Imax=Smax3Uн=37.65103310=2173.7 А
Проверка на термическое действие тока КЗ:
где: - температура проводника под действием тока КЗ.
При проверке на термическую стойкость проводников линий оборудованных устройствами быстродействующего АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при .
При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится что произойдет схлестывание или пробой между фазами.
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше чем меньше расстояние между фазами чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.
По результатам расчёта токов короткого замыкания гибкие шины не подлежат расчёту на электродинамическое действие тока короткого замыкания.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии к возникновению электромагнитных колебаний создающих радиопомехи.
Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений при которых коронирование практически отсутствует.
Определяем максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m = 082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U – линейное напряжение кВ;
Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .7=8.82 (м)
где Д - расстояние между соседними фазами см которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:
-10 кВ – 1м 35 кВ – 3 м 110кВ – 4 м 220 кВ – 7 м 330 кв – 9 м
0 кВ – 12 м 750 кВ – 15 м.
Условие отсутствия короны можно записать в виде:
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .4=5.04 (м)
При горизонтальном расположении фаз Дср = 126 .3=3.78 (м)
В настоящем курсовом проекте был произведен расчет электрической части понизительной подстанции с параметрами указанными в задании на проектирование.
При выполнении курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
Выбор основного оборудования;
Выбор принципиальной схемы соединений ГПП;
Выбор обеспечения питания собственных нужд;
Расчет токов короткого замыкания;
Выбор коммутационной аппаратуры;
Выбор токоведущих частей;
Выбор измерительных трансформаторов;
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа АТДЦТН-25000033011035. При выборе принципиальной схемы для стороны 110 кВ предпочтение было отдано схеме с двумя рабочими и обходной системами шин для стороны 35 кВ – одна секционированная система шин. Собственные нужды ГПП запитываются от двух трансформатора собственных нужд типа ТМ-25035.
Выбор коммутационной аппаратуры заключался в выборе выключателей.
На стороне 330 кВ были выбраны выключатели типа ВГУ-330Б-403150У1
На стороне 110 кВ были выбраны выключатели типа ЯЭ-110Л-23У4.
На стороне 35 кВ были выбраны выключатели типа ВВУ-35А-402000У1
Выбор разъединителей сводился к выбору разъединителей на высокой стороне РДЗ-3301000 У1 средней стороне РДЗ-1101000 У1 низкой стороне РДЗ-351000 Выбор токоведущих частей:
на стороне 330 кВ были выбраны сборные шины на основе проводов АС-30039
На стороне 110 кВ были выбраны гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-56038.7 На стороне 35 кВ - гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-45031.1
При выборе измерительных приборов были выбраны:
на стороне 330 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-330-У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-330-58-У1;
на стороне 110 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-110-У1 и трансформаторы напряжения типа НКФ-110-58;
на стороне 35 кВ - трансформаторы тока типа ТФЗМ-35-У1 и трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ-35.
Для регулирования напряжения был выбран линейный вольтодобавочный трансформатор ЛТДН-10000035.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. Электрическая часть тепловых и атомных электростанций: Учеб. – метод. Пособие. – Севастополь: СНИЯЭиП
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов: Учеб. пособие для студ. электроэнергетических спец. вузов
-е изд. перераб. и доп.Под ред. В.М. Блок.- М.: Высш. шк. 1990.-383 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций:
Учеб. пособие для вузов;- Л.: Энергоатомиздат Ленинградское отд-ние1985.-312с.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электротехнических специальностей вузов Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергия 1978.- 456с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник.
– М. Форум – инфра-М 2006 – 479 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах и проверка электрооборудования на их тепловое и динамическое действие: Учеб. пособ. – Севастополь: СНИЯЭиП 2002. – 160 с.: ил.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат1985.
Справочник по проектированию подстанций 35 – 500 кВ. Под ред.Рокотяна С.С.и Самойлова Я.М. - М :Энергоатомиздат 1982
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 750 кВ. 4-е изд.перераб. и доп. НТО Минэнерго. - М. 1991. 86 с.
Типовые схемы принципиальные РУ 6 – 750 кВ подстанций и указания по их применению. - М :Энергосетьпроект 1993.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций : Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов . Под ред. Васильева А.А. 2-е изд. перераб. и доп. - М :Энергоатомиздат 1990. 734 с.