Расчет трансформаторной подстанции и выбор оборудования

КП ЭСиП Обруч главная схема.dwg

АТДЦТН-25000022011035
Трансформатор напряжения НКФ-220-58
Трансформатор тока ТФРМ-220-У1
Разъединитель РДЗ-2202000УХЛ1
Заземлитель ЗР-220-4000 У1
Короткозамыкатель КЗ-220
Отделитель ОД 220 кВ
Разрядник РВМ-220 МУ1
Выключатель ЯЭ-110Л-23 У4
Трансформатор напряжения НКФ-110-58
Трансформатор собственных нужд ТМ-4003504
Трансформатор тока ТФЗМ-110-У1
Разрядник РВМ-110 У1
Разъединитель РДЗ-1101000 У1
Заземлитель ЗР-110-4000 У1
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-35
Трансформатор тока ТВТ35-1-10001
Выключатель ВВУ-35 А-402000У1
Разрядник РВМ-35 МУ1
Разъединитель РДЗ-351000
Батарея статических конденсаторов
Реактор РБ 106301.0 УЗ
Трансформатор ТРДН 4000011010
Заземлитель ЗР-35-4000 У1
Заземлитель ЗР-10-4000 У1
Трансформатор тока ТЛМ-10-У3
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-10
Разрядник РВМ-10 МУ1
Выключатель ВВЭ-10-3152500Т3
Разъединитель ЗР-10У3
АТДЦТН-20000022011035
Трансформатор ТРДН 2500011010

Документ Microsoft Office Word.docx

Расчёт мощности подстанции.
Полная мощность подстанции задаётся в условии и в данном случае она равна 190 МВт. Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 220 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 6 ЛЭП: S=Pcosφ=1100.85=129.4 (МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=500.85=58.8 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 2 ЛЭП: S=Pcosφ=200.85=23.5 (МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 129.4+58.8+23.5=211.7 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Суммарная мощность (кВА)
Питание блокировки разъединителей
Зарядное устройство АБ
Теплоэнергонагреватели
Контр. соединен. проводов
Таким образом Sс.н.= 348 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=211.7 + 0.348=212.1(МВА)
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 .
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.
Номинальный (линейный) ток Iл А каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному напряжению:
где Sном - мощность обмотки кВА;
Uном - номинальное линейное напряжение обмотки кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току Iф = Iл а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
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.
Режим работы. Для автотрансформатора характерны три рабочих режима:
автотрансформаторный трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. Согласно для потребителя первой категории необходимо два независимых источника а для третьей категории – достаточно одного.
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 2121 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 1294 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 588 МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 235 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (401 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7212.1=148.47 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦТН – 200000220110
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 =212.12200=0.53
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =212.1200=1.06
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.
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=212.11033220=556.6 А
где Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 556.62=278.3 (A)
2 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= 278.31.1= 253 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 300 мм2 (АС 30039).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 30039.
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 85 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =0096 85 = 816 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-30039 – 0096 Омкм).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = 0429 85 = 36.46 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039 – 0429 Омкм)
Uрасч. 1 = = 4.9 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 70 км.:
Rл = r0 l =0096 70 = 6.72 (Ом км)
Xл = x0 l = 0429 70 = 30.03 (Ом км)
Uрасч. 1 = = 4.67 % .
Условие падения напряжения выполняется. Значит марка провода подобрана правильно.
Выбор электрической схемы распределительных устройств
высокого напряжения.
Блочные схемы. Блочной схемой называется схема «блок линия—трансформатор» без сборных шин и связей с выключателями между двумя блоками на двухтрансформаторных подстанциях (между двумя блоками может устанавливаться неавтоматическая перемычка из разъединителей). Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых подстанций напряжением до 500 кВ включительно ответвительных и проходных подстанций присоединяемых к одной или к двум линиям до 220 кВ включительно.
Схемы «блок линия—трансформатор» могут выполняться:
без коммутационных аппаратов (схема глухого присоединения) или только с разъединителем;
Рис. 3.1. два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
На двухтрансформаторных подстанциях используется схема «два блока линия—трансформатор» с отделителем и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис. 3.1). В нормальном режиме работы один из разъединителей в перемычке должен быть разомкнут.
Схему «блок линия—трансформатор с отделителем» применяется на напряжении 220 кВ при необходимости автоматического отключения поврежденного трансформатора от линии питающей несколько подстанций (рис. 4.12 а). Отделители на стороне ВН подстанций могут применяться как с короткозамыкателями так и с передачей отключающего сигнала на выключатель головного участка магистрали.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
Для РУ 110кВ 220кВ с большим числом присоединений применяются схемы с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рисунок 5).
Рисунок 3.4 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Как правило обе системы шин находятся под питанием при фиксированном распределении присоединений: линия W1 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 линия W2 и трансформатор Т2 присоединены к системе шин А2; шиносоединительный выключатель QА включен. Такое соединение значительно увеличивает надежность схемы так как при коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель QА и только половина присоединений потеряет питание. Если замыкание устойчивое то присоединения потерявшие питание переводятся на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения этой половины присоединений определяется длительностью переключения присоединений.
- малое количество выключателей (один на одно присоединение);
достаточно высокая надежность схемы;
относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из систем шин.
повреждение шиносоединительного выключателя QА равносильно короткому замыканию на обеих системах шин;
усложняется эксплуатация РУ так как при выводе в ревизию и ремонт выключателей требуется большое число операций разъединителями;
увеличены затраты на сооружение ОРУ в связи с установкой шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей.
Область применения: рекомендуется для ВН и СН РУ 110 220кВ электростанций при числе присоединений до 12 и подстанций при 7 15 присоединениях. При числе присоединений 12 16 секционируется одна система шин при большем количестве присоединений секционируются обе системы шин.

Обруч КП ЭСиП.docx

Севастопольский Национальный Университет
Ядерной Энергии и Промышленности
По дисциплине: «Электрические станции и подстанции»
На тему: «Расчет трансформаторной подстанции»
старший преподаватель
Выбор главной схемы выдачи мощности 7
Расчет мощности подстанции 11
Выбор силовых трансформаторов 12
Выбор трансформаторов собственных нужд 17
Выбор проводов подходящей линии электропередач 18
Выбор сечения провода по допустимой нагрузки 18
Выбор сечения провода по максимальному расчетному току 18
Выбор сечения провода по экономической плотности тока 18
Проверка проводов по падению напряжения 18
Выбор схемы РУ ВН 20
Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд 25
Расчет токов короткого замыкания на шинах главной схемы подстанции 28
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы подстанции 38
Выбор выключателей 39
Выбор разъединителей 42
Выбор трансформаторов тока 43
Выбор трансформаторов напряжения 45
Выбор и расчет шин 46
Выбор жестких шин 46
Выбор гибких шин и токопроводов 48
Список использованной литературы 54
Трансформаторные подстанции предназначены для приема преобразования (тока и напряжения) и распределения электрической энергии.
Проектирование подстанций регламентируется нормативными документами. Проект подстанции разрабатывается на 5 лет с момента предполагаемого ввода ее в эксплуатацию и с перспективой развития на последующее время (не менее 5 лет).
Проектирование подстанций ведется на основе следующих утвержденных схем:
схемы развития энергосистемы или электрических сетей города;
схемы внешнего электроснабжения объекта (промышленного предприятия микрорайона города и т. д.);
схемы организации ремонта технического и оперативного обслуживания;
схемы развития средств управления общесистемного назначения (СУОН) включающие в себя релейную защиту и автоматику аварийного режима (РЗА) противоаварийную автоматику а также схемы развития автоматизированных систем диспетчерского управления.
Исходными данными для проектирования служат:
район размещения подстанции;
нагрузки на расчетный период и их перспективное развитие с указанием распределения по напряжениям и категориям;
число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше их нагрузки;
число линий 10(6) кВ и их нагрузки;
расчетные значения токов однофазного и трехфазного короткого замыкания с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок не менее пяти лет считая от предполагаемого ввода в эксплуатацию;
уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии;
режимы заземления нейтралей трансформаторов;
границы раздела обслуживания объектов различными энергообъединениями и энергопредприятиями и т. д.
При проектировании подстанций решаются следующие задачи:
выбор площадки для строительства подстанции;
выбор типа и исполнения подстанций и распределительных устройств (закрытого или открытого типа комплектная сборная и т. д.);
определение схемы электрических соединений распределительных устройств высокого среднего и низшего напряжений;
ограничение токов короткого замыкания;
выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей;
ограничение перенапряжений выбор места установки числа ограничителей перенапряжений или вентильных разрядников и других защитных средств для ограничения перенапряжений;
заземление подстанций;
выбор источников оперативного тока и источников питания собственных нужд подстанции;
управление релейная защита автоматика сигнализация.
Для трансформаторных подстанций дополнительно решаются следующие задачи:
выбор числа трансформаторов определение их мощности номинальных напряжений соотношения мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;
выбор режимов заземления нейтралей трансформаторов; при необходимости решается вопрос компенсации емкостных токов в электрических сетях 6—35 кВ (выбор места установки числа и мощности дугогасящих реакторов);
определение уровней и пределов регулирования напряжения на шинах подстанции необходимости установки дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электрической энергии.
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).
Рис. 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.
Выбор главной 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 35 220 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:
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1.1). Эта схема применяется в РУ 110 220 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 110 220 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
Расчёт мощности подстанции.
Полная мощность подстанции задаётся в условии и в данном случае она равна 190 МВт. Связь подстанции с энергосистемой осуществляется посредством двух ЛЭП напряжение 220 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 6 ЛЭП: S=Pcosφ=1100.85=129.4 (МВА)
На напряжении 35 кВ: по 4 ЛЭП: S=Pcosφ=500.85=58.8 (МВА)
На напряжении 10 кВ: по 2 ЛЭП: S=Pcosφ=200.85=23.5 (МВА)
Полная средняя мощность подстанции:
Sср= 129.4+58.8+23.5=211.7 (МВА)
Мощность собственных нужд определяется непосредственно как сумма мощностей всех потребителей собственных нужд (таблица 1).
Суммарная мощность (кВА)
Блокировка разъединителей
Зарядное устройство АБ
Теплоэнергонагреватели
Вентиляторы обдува АТ
Вентиляторы обдува РПН
Контр. соединен. проводов
Таким образом Sс.н.= 401 кВА.
Мощность подстанции:
Sпс=211.7 + 0.401=212.1(МВА)
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 .
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.
Номинальный (линейный) ток Iл А каждой обмотки определяется по ее номинальной мощности и соответствующему номинальному напряжению:
где Sном - мощность обмотки кВА;
Uном - номинальное линейное напряжение обмотки кВ.
Фазный ток при соединении обмоток в звезду равен линейному току Iф = Iл а при соединении обмоток в треугольник определяется по формуле:
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 ОАт или обмотки среднего напряжения и последовательной обмотки АтА.
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:
Типовой мощностью автотрансформатора называют ту часть номинальной мощности которая передается электромагнитным путем. Типовая мощность в α раз меньше номинальной:
где - коэффициент выгодности автотрансформатора.
Чем ближе друг к другу значения (UСН и UВН тем меньше α и тем меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Магнитопровод и обмотки автотрансформатора выбираются по типовой (расчетной) мощности. В этом и заключается экономическая целесообразность автотрансформаторных конструкций. Однако отсюда должен быть сделан очень важный вывод:
Загружать последовательную и общую обмотки автотрансформатора в номинальном режиме работы более чем на Sтип нельзя.
Контролируют нагрузку в общей обмотке амперметром. Одним из способов включения амперметра может быть следующий: у трехфазного автотрансформатора - в одну фазу на сумму линейных токов IВН и IСН через трансформаторы тока с одинаковым коэффициентом трансформации а у однофазных автотрансформаторов - через трансформатор тока установленный непосредственно на выводе нейтрали одного из автотрансформаторов группы.
Обмотка НН понижающего автотрансформатора помимо своего основного назначения - создавать цепь с малым сопротивлением для прохождения токов третьих гармоник и тем самым избегать искажения синусоидального напряжения - используется для питания нагрузки а также для подключения компенсирующих устройств и последовательно-регулировочных трансформаторов. Ее мощность выбирается не более типовой мощности SИН ≤ Sтип иначе размеры автотрансформатора определялись бы мощностью этой обмотки.
Наличие электрической связи между обмотками и сетями СН и ВН создает возможность перехода перенапряжений появляющихся в сети одного напряжения на выводы обмоток другого напряжения. Опасность перенапряжений для изоляции возрастает при отключении автотрансформатора с одной стороны. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию автотрансформаторы со стороны СН и ВН защищают разрядниками которые жестко (без разъединителей) присоединяют к шинам отходящим от вводов.
Режим работы. Для автотрансформатора характерны три рабочих режима:
автотрансформаторный трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. Согласно для потребителя первой категории необходимо два независимых источника а для третьей категории – достаточно одного.
Два трехобмоточных трансформатора :
Рис.1.2 вариант выбора трансформаторов.
ВН – обмотка высшего напряжения (220 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 2121 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (110 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 1294 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (35 кВ) мощность подключенная на данную обмотку равна 588 МВА.
На напряжение 10 кВ мощность равная 235 МВА .
С.Н. – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (401 кВА).
Определим номинальную мощность одного трансформатора:
S=0.7Sпс=0.7212.1=148.47 (МВА)
Исходя из найденных значений выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в таблицу 2.
Марка трансформатора
АТДЦТН – 200000220110
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 =212.12200=0.53
Коэффициент загрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформатора):
Кз.ав =SпсSном тр =212.1200=1.06
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.
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=212.11033220=556.6 А
где Uн – номинальное напряжение (220 кВ).
I р= Iр max2= 556.62=278.3 (A)
2 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= 278.31.1= 253 (мм2)
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока.
Выберем сечение провода: S = 300 мм2 (АС 30039).
Таким образом окончательно выбираем провод марки АС 30039.
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 85 км.:
Активное сопротивление ЛЭП:
Rл = r0 l =0096 85 = 816 (Ом)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (для АС-30039 – 0096 Омкм).
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Реактивное сопротивление ЛЭП:
Xл = x0 l = 0429 85 = 36.46 (Ом)
где x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС-30039 – 0429 Омкм)
Uрасч. 1 = = 4.9 % .
Определим падение напряжения для ЛЭП длиной 70 км.:
Rл = r0 l =0096 70 = 6.72 (Ом км)
Xл = x0 l = 0429 70 = 30.03 (Ом км)
Uрасч. 1 = = 4.67 % .
Условие падения напряжения выполняется. Значит марка провода подобрана правильно.
Выбор электрической схемы распределительных устройств
высокого напряжения.
Главная схема подстанции при U > 35кВ как правило является частью электрической системы и потому она не может выбираться без учета режимов и особенностей ЭЭС в целом. Поэтому не существует универсальной схемы электрических соединений при напряжении на высоковольтной стороне станции или подстанции выше 35кВ.
Среди большого набора вариантов главных схем наибольшее распространение получили: кольцевые схемы; схемы с одной рабочей и обходной системами шин; схемы с двумя рабочими и обходной системами шин.
Рисунок 3.1 Кольцевая схема с четырьмя присоединениями.
В кольцевых схемах (рисунок 3.1) выключатели соединяются между собой образуя кольцо. Каждый элемент – линия трансформатор – присоединяется между двумя выключателями. В кольцевых схемах ревизия любого выключателя производится без перерыва электроснабжения какого-либо элемента. Так при ревизии выключателя Q1 отключают его и разъединители установленные по обе стороны выключателя. При этом обе линии и трансформаторы остаются в работе однако схема становится менее надежной из-за разрыва кольца. В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше чем в схемах с одинарной и двойной системой сборных шин так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путем его отключения не нарушает работу присоединения и не требует никаких переключений в схеме.
В цепях присоединения линий разъединители не устанавливают что упрощает схему ОРУ. Вместе с тем отказ от установки разъединителей в цепях линий приводит к сложным работам по реконструкции ОРУ в случае добавления хотя бы одной линии. На рисунке 2. приведена схема с четырехугольником но может быть с трех- и шестиугольником и их вариантами.
Достоинства кольцевых схем:
высокая надежность электроснабжения. Отключение всех присоединений маловероятно. Оно может произойти при ревизии одного из выключателей например Q1 коротком замыкании на линии W2 и одновременном отказе
использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико.
Недостатки кольцевых схем:
более сложный выбор трансформаторов тока выключателей разъединителей устанавливаемых в кольце так как в зависимости от режима работы схемы ток протекающий по аппаратам меняется. Например при ревизии Q1 в цепи Q2 ток возрастает в два раза;
релейная защита должна выбираться в этих схемах с учетом возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.
Область применения: схема четырехугольника применяется в РУ 330 кВ и выше на электростанциях как один из этапов развития схем. Например по схеме 4-х угольника включен блок №4 на РАЭС.
Схемы с одной рабочей и обходной системами шин
Рисунок 3.2. Схема с одной рабочей и обходной системами шин
В схеме предусмотрен обходной выключатель QО который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей QS5 и QS7.
Рисунок 3.3 Часть схемы с одной рабочей и обходной системами шин.
Выключатель QО может заменить любой другой выключатель. Для этого надо провести следующие операции (например для замены выключателя Q1 если он включен и включены QS1 QS2 как на рисунке 3):
включить обходной выключатель QО при включённых QS6 и QS5 для проверки исправности обходной системы шин;
отключить QS1 и QS2.
После этих операций линия W1 получает питание через обходную систему шин через QО от секции В1. Все операции производятся без перерыва питания присоединений.
С целью экономии стоимости ОРУ схема может выполняться таким образом что функции обходного и секционного выключателей в ней могут быть совмещены. Для этого в схеме может устанавливаться перемычка с разъединителями QS8 и QS9 (см. рисунок 4) В нормальном режиме работы QS8 и QS9 включены выключатель QО включен и присоединен разъединителем QS7 к секции В2. Секции В1 и В2 соединяются между собой через QО QS6 QS7 QS8 QS9 а выключатель QО выполняет функции секционного. При замене линейного выключателя обходным выключатель QО отключается затем отключают разъединители QS8 QS9 и поступают далее как и в ранее описанном случае по пп. 3-6. При большом числе присоединений (7-15) рекомендуется схема с отдельным обходным QО и секционным QВ выключателями. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей.
Достоинства схем с одной рабочей и обходной системами шин:
малое число выключателей (один на одно – два присоединения);
относительно малые массы габариты и стоимость РУ.
на все время ремонта секционного выключателя параллельная работа секций (и линий) нарушается;
ремонт одной из секций связан с отключением всех линий присоединенных к этой секции и одного трансформатора.
Область применения схем с одной рабочей и обходной системами шин: рекомендуется для ВН подстанций 110 кВ при числе присоединений до шести включительно (с учетом трансформаторов) когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего расширения подстанции. Если ожидается расширение РУ то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями могут применяться для напряжений 110кВ и 220кВ на стороне высокого напряжения и с.н. подстанций.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
Для РУ 110кВ 220кВ с большим числом присоединений применяются схемы с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рисунок 5).
Рисунок 3.4 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Как правило обе системы шин находятся под питанием при фиксированном распределении присоединений: линия W1 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 линия W2 и трансформатор Т2 присоединены к системе шин А2; шиносоединительный выключатель QА включен. Такое соединение значительно увеличивает надежность схемы так как при коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель QА и только половина присоединений потеряет питание. Если замыкание устойчивое то присоединения потерявшие питание переводятся на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения этой половины присоединений определяется длительностью переключения присоединений.
- малое количество выключателей (один на одно присоединение);
достаточно высокая надежность схемы;
относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из систем шин.
повреждение шиносоединительного выключателя QА равносильно короткому замыканию на обеих системах шин;
усложняется эксплуатация РУ так как при выводе в ревизию и ремонт выключателей требуется большое число операций разъединителями;
увеличены затраты на сооружение ОРУ в связи с установкой шиносоединительного обходного выключателей и большого количества разъединителей.
Область применения: рекомендуется для ВН и СН РУ 110 220кВ электростанций при числе присоединений до 12 и подстанций при 7 15 присоединениях. При числе присоединений 12 16 секционируется одна система шин при большем количестве присоединений секционируются обе системы шин.
Проектирование схемы электроснабжения
собственных нужд подстанции
На трансформаторных подстанциях потребителями собственных нужд могут быть: осветительные и вентиляционные установки зарядные агрегаты компрессорные и насосные станции механизмы механических мастерских и др.
На подстанциях небольшой мощности для питания собственных нужд обычно устанавливают 1 трансформатор а на мощных подстанциях - 2 трансформатора. Трансформаторы собственных нужд ТСН мощностью до 100 кВА подключают непосредственно к выводам обмоток низшего напряжения. Это дает возможность после подключения к сети одного из главных трансформаторов и наличии напряжения 380220 В производить операции с выключателями 6-10 кВ. Следует отметить что применение для трансформаторов собственных нужд схемы соединения «звезда-треугольник» вместо схемы «звезда-звезда» увеличивает значение токов КЗ на землю на низшей стороне трансформатора и тем самым понижает чувствительность срабатывания защиты установок собственных нужд подстанции.
На понижающих подстанциях без постоянного дежурства постоянного распада электроэнергии на СН либо совершенно нет либо он имеется но в сравнительно небольшом количестве. Последнее имеет место на подстанциях с трансформаторами с форсированным воздушным охлаждением; с подогревом масла в выключателях и т.д. Другим потребителем СН на таких подстанциях является электроосвещение используемое при осмотрах и ремонтах.
На подстанциях с постоянным дежурным персоналом потребителями СН являются: электроосвещение вентиляторы форсированного охлаждения трансформаторов зарядные и подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей вентиляция помещений компрессорное хозяйство (при воздушных выключателях) водоснабжение отопление и т.д.
На подстанциях с синхронными компенсаторами добавляются механизмы СН компенсаторов.
Мощность потребляемая на собственные нужды подстанции обычно не превышает 50-400 кВт. Несколько больше может быть расход мощности при наличии на подстанции синхронных компенсаторов а также при питании от СН подстанции потребителей жилого поселка при ней.
Наиболее ответственными потребителями СН подстанции на переменном токе являются электродвигатели механизмов искусственного охлаждения мощных трансформаторов.
На подстанциях с вторичным напряжением от 380220 в СН (нормально только освещение) питаются непосредственно от шин этого вторичного напряжения.
На сравнительно небольших понижающих подстанциях с вторичным напряжением 6-10 кВ а также на распределительных пунктах высокого напряжения для питания СН устанавливают как правило трансформатор с вторичным напряжением 220127 или 380220.
Резервирование питания при необходимости выполняют от ближайшей городской или заводской сети с напряжением которой и должно быть согласовано вторичное напряжение трансформатора СН.
На небольших распределительных пунктах высокого напряжения для питания освещения и сигнализации можно вместо силового трансформатора устанавливать более дешевый и компактный трансформатор напряжения который в этом случае можно загружать до максимально рабочей мощности. Такой трансформатор напряжения можно присоединять к сборным шинам распределительного пункта или на вводе до линейного разъединителя что обеспечивает сохранение питания; освещения пункта при отключении выключателя питающей линии.
На подстанциях с первичным напряжением 110 кВ и выше а также на мощных подстанциях 35 кВ с постоянным дежурным персоналом в обоих случаях нормально устанавливают 2 трансформатора СН присоединяя их к шинам вторичного напряжения 6-10 кВ подстанции. При этом трансформаторы СН присоединяют к разным секциям сборных шин 6-10 кВ а шины 380 В секционируют нормально отключенным рубильником при одновременной работе обоих трансформаторов. Если отходящие линии 6-10 кВ подстанции реактированы то трансформаторы СН по одному подключают к двум отходящим линиям присоединенным к разным секциям сборных шин 6-10 кВ.
Мощность каждого трансформатора должна быть достаточна (с допускаемой перегрузкой) для покрытия нормальной длительной нагрузки всех СН подстанции.
Для нашего чертежа для потребителей собственных нужд подстанции предусматривается нормальное рабочее и резервное питание от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд а также питание потребителей первой и второй группы в аварийном режиме от специально устанавливаемых аварийных источников питания.
В качестве аварийных источников питания собственных нужд подстанции применяются:
) аккумуляторные батареи а также аккумуляторные батареи со статическими преобразователями;
) автоматизированные дизель-генераторы.
Распределительные устройства собственных нужд выполняются с двумя системами сборных шин.
Расчёт токов короткого замыкания в главной схеме подстанции.
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Выберем в качестве расчетных точки при включенном положении секционных выключателей на ВН СН НН. Составим схему замещения:
Рисунок 5.1 Схема замещения проектируемой подстанции.
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.
Rл1 Rл2 xл1 xл2 рассчитаны
Напряжение системы: Uс1 = Uс2 = 220 кВ
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в табл.
АТДЦТН – 20000022011035
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 базисной мощностью и базисными напряжениями по ступеням:
Sб=200 МВА UбI=230 кВ UбII=115 кВ UбIII=37 кВ
UбIV=105 кВ UбV=04 кВ
Активными сопротивлениями элементов системы пренебрегаем. Определим реактивные сопротивления элементов системы в относительных единицах:
xс1=Xс1SбUбI2=5.692002302=0.021 (о.е.)
xс2=Xс2SбUбI2=8.062002302=0.0304 (о.е.)
xл1=Xл1SбUбI2=36.462002302=0.14 (о.е.)
xл2=Xл2SбUбI2=30.032002302=0.11 (о.е.)
xтвн=12ukВС+ukВН-ukСНSбSтр=0.50.32+0.11-0.2200200=0.12
xтсн=12ukСН+uнВС-uнВНSбSтр=0.50.11+0.2-0.32200200=0
xтнн=12ukСН+ukВН-ukВСSбSтр=0.50.2+0.32-0.11200200=0.21
Определяем аналогично для трансформаторов ТРДН – 2500011010 и
ТМ – 400350.4 и соответственно получим:
xт3=UкВН SбSТ3=0.17520025=1.4
xт3в=0125xт3=01251.4=0175
xт3н=175xт3=17514=245
xтвн=UкВН SбSТ3=0.0652000.4=32.5
Расчёт тока короткого замыкания в точке К-1.
Упростим схему замещения:
x1 = xс1 + xл1 = 0.021 + 0.14 = 0.161 (о.е)
x2 = xс2 + xл2 = 0.0304 + 0.11 = 0.1404(о.е)
Uс = Uс Uб = 220230=0.96 (о.е)
x = x1 x2 x1+x2 =0.1610.14040.161+0.1404 = 0.074 (о.е)
Рисунок 5.2 Преобразование схемы замещения
Определим ток короткого замыкания в точке 1:
Iк1(3) = Uс x = 0.960.074= 12.97 (о.е)
Определим базисный ток:
Iб=Sб3UбI=2003230=0.5 (кА)
Определим ток короткого замыкания в именных единицах:
Iк1(3) =Iб Iк1(3) =0.512.97=6.48 (кА)
Определим постоянную времени затухания апериодического тока короткого замыкания:
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение xR=6. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
Rл1=0.146=0.023 (о.е)
Rл2=0.116=0.018 (о.е)
R = R1 R2 R1+R2 =0.0230.0180.023+0.018= 0.01 (о.е.)
Та1 = x R = 0.074 314 0.01= 00235 (c)
Определим ударный коэффициент:
Определим ударный ток:
iуд1 = kуд1 Iк1(3) = 165 6.48 = 15.12 (кА)
Расчёт тока короткого замыкания в точке К-2.
Uс = Uс Uб = 220230=096
X2 = X1 + Xт1в2 + Xт1c2=0.074 +0.122+02=0134 (о.е.)
Рисунок 5.3 Преобразование схемы замещения для точки К-2
Определим ток короткого замыкания в точке 2:
Iк2(3) = Uс x = 0960134 = 716 (о.е.)
IбII=Sб3UбII=2003115=1 (кА)
Iк2(3) =Iб Iк2(3) =1716=716 (кА)
Для конкретного случая короткого замыкания соотношение xR=30. Зная реактивное сопротивление определим активное сопротивление:
Rт1в=0.1230=0004 (о.е.)
R2 = R1+Rт1в2 =0.01+0004 2= 0012 (о.е.)
Та2 = x2 R2 = 0134 (314 0012) = 0035 (c)
iуд2 = kуд1 Iк2(3) = 175 716 = 1772 (кА)
Расчёт тока короткого замыкания в точке К-3.
X3 = X1 + Xт1в2 + Xт1н2=0074 +0.122+0.212=0239 (о.е.)
Рисунок 5.4 Преобразование схемы замещения для точки К-3
Определим ток короткого замыкания в точке 3:
Iк3(3) = Uс x3 = 0960239= 402 (о.е.)
IбIII=Sб3UбIII=200337=312 (кА)
Iк3(3) =Iб Iк3(3) =312402=1254 (кА)
Rт1н=0.2130=0007 (о.е.)
R3 = R1+Rт1в2+ Rт1н2=0.01+0004 2+0007 2= 00155 (о.е.)
Та3 = x3 R3 =0239 314 00155 = 0049 (c)
iуд3 = kуд3 Iк3(3) = 182 1254 = 3227 (кА)
Расчёт тока короткого замыкания в точке К-4.
X4 = X3 + Xтсн =0239 +325=32739 (о.е.)
Рисунок 5.5 Преобразование схемы замещения для точки К-4
Определим ток короткого замыкания в точке 4 со стороны сети:
I’к4(3) = Uс x4 = 09632739= 003 (о.е.)
IбV=Sб3UбV=200304=289 (кА)
I'к4(3) =IбV I’к4(3) =289003=867 (кА)
Определим ток короткого замыкания в точке 4 со стороны нагрузки:
Uнг*=1-035Sinφ0=1-035052=0818
Xнг=SбUнг2=200042=1250
I''к4(3)=Uнг*Xнг=08181250=00006
I''к4(3) =Iб I''к4(3) =28900006=01734 (кА)
Оборудование на шинах собственных нужд подвергается действию суммарного тока короткого замыкания включая ток подпитки точки короткого замыкания от асинхронной нагрузки:
Iк4(3)=I'к4(3)+I''к4(3)=867+01734=88434 А
Для данной точки: Tа=004 с; Kуд=165;
iуд4 = kуд4 Iк4(3) = 165 88434= 2057 (кА)
Расчёт тока короткого замыкания в точке К-5.
X5 = X2 + Xт3в + Xт3c=0134 +0175+245=276 (о.е.)
Рисунок 5.6 Преобразование схемы замещения для точки К-5
Определим ток короткого замыкания в точке 5:
Iк5(3) = Uс x = 096276 = 034 (о.е.)
IбIV=Sб3UбIV=2003105=11 (кА)
Iк5(3) =Iб Iк5(3) =11034=374 (кА)
Rт3в=0.1230=0004 (о.е.)
Rт3н=24530=0081 (о.е.)
R5 = R2+Rт3в2 +Rт3н2=0012 +0004 2+0081 2= 00545 (о.е.)
Та5 = x5 R5 =276 314 00545 = 016 (c)
iуд2 = kуд1 Iк5(3) = 154 374 = 812 (кА)
Таблица 6 - Расчет токов короткого замыкания
Выбор коммутационных аппаратов главной схемы
Рассчитаем максимальные токи протекающие в цепях ВН СН и НН.
Расчетный максимальный ток:
Iрmax = Sпст23 Uн = 212.110323 220 = 2783 (А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:Iрmax = Sпст23 Uн = 129.4 10323 110 = 339.58 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 3 ЛЭП:
Iрmax = 2IрmaxN = 2339584 = 1698 (А)
Расчетный максимальный ток на приходящих ЛЭП:
Iрmax = Sпст23 Uн = 58.8 10323 35 =484.9 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 6 ЛЭП:
Iрmax = 2IрmaxN = 2484.94 = 24245 (А)
Iрmax = Sпст3 Uн = 23.5 1033 10 =13567 (А)
Расчетный максимальный ток на отходящих 6 ЛЭП:
Iрmax = IрmaxN = 135672 = 67835 (А)
Выбор 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)= 7162 (0.1 + 0.065 + 0.035) =103 (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.
Выбор выключателей на 35 кВ.
I2тер. tтер=4800 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 12.9 2 (01 + 0.065 + 0.049) = 356 (кА2с)
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.
Iоткл. н. = 31.5 кА
I2тер. tтер=3000 кА2 с
Bк = (Iк3(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа3)= 8.84 2 (01 + 0.075 + 0.04) = 168 (кА2с)
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.
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 220 кВ
I2тер. tтер=4800кА2 с
Bк = (Iк1(3))2 (tРЗ + tоткл.в. + Tа2)= 12972 (01 + 0065 + 00235) = 317 (кА2с)
Выбор разъединителей на 110 кВ
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
I2тер. tтер=2500кА2 с
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 220 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 220 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 трехполосные 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).
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины (рисунок 10). Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы чтобы усилие возникающие при температурных удлинениях шин не передавались на аппарат.
Рисунок 7.1 Схема крепления компенсатора нагрева шин.
Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий.
Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации окрашивают: при переменном токе – фаза А в желтый фаза В – в зеленый и фаза С – красный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный отрицательная – синий цвет.
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
где: Iдоп – 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 Т0 ном=250С тогда:
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 (рисунок 12) 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 7. 2 Рисунок 7.3
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 – товщина 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 500 26.
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
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 данном курсовом проекте рассматривается расчёт и проектирование трансформаторной подстанции 22011035 кВ10. Подстанция является составной частью электроэнергетической системы. Трансформаторная подстанция выполняет функции преобразование одного класса напряжений и токов в другой распределение электрической энергии и повышение качества передаваемой электроэнергии. При выборе электрических соединений подстанции существенную роль играет местоположение подстанции в схеме сети. Расчёт и проектирование трансформаторной подстанции включает в себя следующие вопросы и разделы: выбор главной схемы подстанции выбор схемы собственных нужд подстанции выбор трансформаторов выбор коммутационных аппаратов (выключателей разъединителей трансформаторов тока и напряжения) выбор проводов ЛЭП выбор и расчёт шин и токопроводов.
Сиротенко Б.Г. Смирнов С.Б. Анисимов О.Ю. « Электрическая часть тепловых и атомных электростанций» СНИЯЭиП 2004 год.
Патрикеев Л.Я. « Электроснабжение промышленных предприятий»
Рожкова В.Л. Козулин К.Л. «Оборудование электрических станций и подстанций»
Г.Н. Ополева «Схемы и подстанции электроснабжения»