Электрическая часть станций и подстанций

рис3.1.dwg

10.doc

10. Выбор источника оперативного тока
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный или постоянный оперативный ток.
Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанция 330 – 750 кВ и на подстанциях с РУ 110 – 220 кВ со сборными шинами.
Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35 – 220 кВ без выключателей высокого напряжения. Возможно применения выпрямленного оперативного тока на подстанциях 110 – 220 кВ с выключателями высокого напряжения если исключена возможность одновременного включения нескольких выключателей.
Согласно выше описанного на проектируемой подстанции принимаем постоянный оперативный ток.
В качестве источника постоянного оперативного тока используются аккумуляторные батареи которые используются для питания цепей управления сигнализации автоматики аварийного освещения а также для электроснабжения наиболее ответственных потребителей.
Шкаф оперативного постоянного тока предназначен для приема электрической энергии собственных нужд переменного тока от двух независимых источников (секций собственных нужд) преобразование ее в электрическую энергию постоянного тока и распределения электрической энергии по цепям собственных нужд постоянного тока; питание цепей постоянного тока через выпрямительные (подзарядные) устройства так и от встроенной аккумуляторной батареи (при исчезновении напряжения на обеих секциях собственных нужд переменного тока). Шкаф оперативного постоянного тока применяется на электрических станциях трансформаторных подстанциях распределительных пунктах для питания оперативных цепей схем релейной защиты и автоматики.
основных цепей шкафа – постоянный
питающей сети – переменный однофазный 50 Гц
Номинальное напряжение:
основных цепей шкафа В – 220
питающей сети В – 220
подзарядного устройства А – 10
потребляемый подзарядным устройством А –14
Вид конструкции – шкаф
Способ обслуживания – односторонний
Степень защиты по ГОСТ 14254-80 – IP54 (в зависимости от типа АКБ)
Габаритные размеры мм не более:
Рабочий диапазон температур – -10 ÷ +40 ºС
Количество аккумуляторов в аккумуляторном отсеке–17
Срок службы не менее лет – 25
Схема электрическая принципиальная шкафа оперативного постоянного тока приведена на рисунке 10.1.
Перечень основных узлов шкафа оперативного тока приведен в таблице 10.1.
Таблица 10.1. Перечень основных узлов шкафа оперативного тока.
Герметизированная аккумуляторная батарея
Подзарядное устройство
Автоматический выключатель
Реле контроля входного напряжения
Реле контроля мин. и макс. напряжения
Реле контроля изоляции
Амперметр постоянного тока 0-10 А
Вольтметр постоянного тока 0-250 В
В шкафу оперативного постоянного тока установлены подзарядные устройства типаЕ22010. Подзарядные устройства установленные в шкафу оперативного постоянного тока имеют следующие основные характеристики:
питающая сеть – однофазная переменного тока;
напряжение – 230±15 В;
потребляемый ток – 14 А;
номинальное выпрямленное напряжение – 220 В;
номинальный ток – 10 А;
ширина лицевой панели – 4826 мм;
высота: лицевой панели – 1325 мм;
Эти подзарядные устройства предназначены для генерации напряжения для зарядки и непрерывной подзарядки 102-элементной аккумуляторной батареи и питания её потребителей постоянным током.
Подзарядные устройства состоят из импульсного преобразователя питающегося от сети переменного тока через мостовой выпрямитель конвертора (преобразователя постоянного тока в постоянный) предназначенного для трансформации промежуточного напряжения в требуемое постоянное напряжение выходного фильтра и электронных контуров регулирования контроля и отображения.
Мостовой выпрямитель выпрямляет питающее входное переменное напряжение а входной фильтр минимизирует высокочастотные радиопомехи которые могут возвратиться в питающую сеть переменного тока.
Импульсный преобразователь (коррекция коэффициента мощности) регулируется в соответствии с формой кривой переменного напряжения чтобы обеспечить синусоидальность входного тока.
Электрическая изоляция между переменным током на входе и постоянным током на выходе обеспечивается трансформатором установленном в схеме конвертора (преобразователе постоянного тока в постоянный) где промежуточное напряжение преобразуется в требуемое выходное напряжение.
Входное ограничение тока предотвращает опасные пусковые броски. Узел токового ограничения ограничивает величину выходного тока до номинального значения для предупреждения перегрузки силовой цепи когда на выходе выпрямительного блока возникает чрезмерная нагрузка или короткое замыкание.
Все электрические компоненты ПЗУ смонтированы на односторонней печатной плате которая встроена в закрытый 19-дюймовый корпус.
Все подводы к подзарядному устройству размещены на лицевой панели. Силовые клеммы защищены от случайного прикосновения.
Подзарядные устройства питаются от однофазного переменного тока и имеют принудительное воздушное охлаждение.
Подзарядные устройства допускают параллельную работу. Нагрузка распределяется равномерно между параллельно включёнными блоками благодаря мягкой внешней характеристике подзарядного устройства.
Три потенциометра установленные на лицевой панели обеспечивают настройку характеристик 206 Вэл. 223 Вэл. и 24 Вэл соответственно.
Четвёртый потенциометр (Uмин.) предназначен для настройки порога контроля пониженного напряжения. С помощью пятого потенциометра (Iмакс.) осуществляется настройка величины ограничения по току. Пороговые значения ограничений по выходному току (13 А) и по выходному перенапряжению (275 В) устанавливаются внутри корпуса ПЗУ.
В шкафу оперативного постоянного тока установлены герметизированные свинцово-кислотные аккумуляторные батареи с рекомбинацией газа например серии PowerSafeVE производства фирмы ХОКЕР или серии NPL с гарантированным сроком службы 10 лет. Срок службы АБ согласуется при формировании заказа на ШОТ-01. Устанавливаемые в шкафу батареи являются необслуживаемыми имеют ударопрочный негорючий корпус изготовленный из пластмассы ABS и предохранительный клапан оборудованный встроенным пламегасителем (только ХОКЕР).
Емкость аккумуляторной батареи – 25-50 А*ч;
габаритные размеры АБ на 38 А*час (ХОКЕР) - 156×166×203 мм;
масса – 143 кг (38 А*ч).
Благодаря использованию надежной технологии рекомбинации газа которая управляет выделением кислорода и водорода в процессе зарядки батареи исключается необходимость доливки воды. Кислород выделенный на положительной пластине проникает через микроскопические поры сепаратора к отрицательной пластине и в результате химических реакций внутри аккумуляторного элемента образует воду. Каждый элемент аккумуляторной батареи оборудован предохранительным клапаном который производит незначительный и управляемый выпуск газов при возникновении избыточного давления внутри корпуса аккумулятора. Напряжение подзаряда составляет 227-230 Вэлемент при 20°С. Из-за явлений рекомбинации газов напряжение отдельных элементов может отличаться в пределах ±2% (±5% в начале службы) однако суммарное напряжение батареи не должно превышать установленных границ.
Степень заряженности батареи определяется измерением напряжения разомкнутой цепи после пребывания батареи в состоянии покоя минимум 24 часа.
Степень заряженности Напряжение Вэл.
Конечное напряжение разряда должно быть ограничено следующими значениями а именно:
5 Вэл при разряде за 1 ч
0 Вэл при разряде за 5 ч
5 Вэл при разряде за 8 ч
0 Вэл при разряде за 10 - 20 ч.
Глубокий разряд может вызвать преждевременное ухудшение свойств и снижение срока службы батареи. Воздействие температуры свыше 40°С может уменьшить ожидаемый срок службы. Температура также влияет и на ёмкость.
Реле напряжения - это электронное реле контроля цепей оперативного постоянного тока напряжением 220 В с двумя регулируемыми порогами срабатывания и отпускания. При повышении напряжения реле срабатывает при 180 – 210 В и отпускает при 230 – 245 В. При дальнейшем повышении напряжения до 260 В реле остается в отпущенном состоянии. При снижении напряжения реле срабатывает при верхнем пороге и отпускает при нижнем пороге.
Реле контроля изоляции предназначено для контроля изоляции любой из шин источника постоянного тока относительно земли. Реле имеет шкалу уставок по изоляции и шкалу уставок по времени реакции т. е. кратковременные изменения изоляции не регистрируются.
Все реле выполнены в однотипном унифицированном корпусе и устанавливаются выступающим монтажом с задним подключением проводов.
Установка параметров срабатывания и отпускания осуществляется с помощью переключателей установленных на передней панели и закрытых прозрачной крышкой.
Конструктивно шкаф оперативного постоянного тока состоит из металлической несущей конструкции шкафного типа предназначенной для установки на полу и размещенных внутри нее узлов согласно таблицы 10.1. Шкаф разделен герметичной горизонтальной перегородкой на два отсека: нижний (отсек аккумуляторных батарей) и верхний. В передней части шкафа имеются две двери - левая и правая закрывающие шкаф на половину его ширины каждая. В нижнем отсеке смонтированы 17 герметизированных аккумуляторных батарей номинальным напряжением 12В. В задней стенке нижнего отсека выполнены вентиляционные отверстия (при применении аккумуляторной батареи фирмы ХОКЕР). В верхнем отсеке смонтированы два подзарядных устройства UB1 и UB2 схема распределения опертока и реле контроля исправности схемы. На дверях шкафа смонтированы амперметры РА1 и РА2 кроме того на правой двери шкафа смонтирован вольтметр PV и переключатели управления обогревом а на левой – указательное реле KH. Питание подзарядных устройств переменным напряжением осуществляется от щита собственных нужд. Подзарядные устройства UB1 и UB2 подключаются к автоматам разных секций собственных нужд. Подача напряжения от подзарядных устройств UB1 и UB2 на шины = 220В шкафа осуществляется через автоматические выключатели SF1 и
SF2 и амперметры PA1 и PA2 подача напряжения от аккумуляторных батарей – через автоматический выключатель SF 3. Подача напряжения на шины управления и сигнализации осуществляется через автоматические выключатели SF4 SF5 SF а на реле контроля напряжения КV1 и реле контроля изоляции KV2 - через автоматический выключатель SF7. При нормальной работе шкафа оперативного постоянного тока включены оба подзарядных устройства включены автоматические выключатели SF1 - SF8. Подзарядка аккумуляторных батарей производится непрерывно. При наличии напряжения хотя бы на одной из двух секций собственных нужд питание потребителей (шинок управления и сигнализации) осуществляется от подзарядного устройства UB1 или UB2 при исчезновении напряжения собственных нужд – от аккумуляторных батарей. При возникновении неисправности в шкафу оперативного постоянного тока либо на отходящих шинках управления и сигнализации (неисправность подзарядных устройств UB1 и UB2 срабатывание автоматических выключателей SF1 ч SF7 реле контроля уровня напряжения KV1 или реле контроля изоляции КV2) - срабатывает указательное реле KH а также выдается сигнал о неисправности в шкафу питания через систему телепередачи информации.
Рис. 10.1. Схема электрическая принципиальная шкафа оперативного постоянного тока ШОТ-01.

3.doc

3 Выбор главной схемы электрических соединений
Схемы распределительных устройств выбираем типовые по [1] в зависимости от класса напряжения и количества присоединений.
Для распределительных устройств (РУ) напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него с разъединителем или короткозамыкателем) мостик одна секционированная система сборных шин четырехугольник.
При разработке главной схемы электрических соединений подстанции рассматриваются два-три варианта отличающиеся составом и схемами подключения основного оборудования схемами РУ и т. д. В данном курсовом проекте будет рассматриваться схемы с двумя трансформаторами типа АТДЦТН – 1250002201106 и с двумя трансформаторами типа АТДЦТН – 630002201106.
Для распределительного устройства принимаем схему четырехугольника.
Схема для первого варианта приведена на рисунке 3.1.
Схема для второго варианта приведена на рисунке 3.2.
На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение причем основное внимание уделяется методике их выполнения а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.
В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных затрат З млн. руб. год которые определяются из выражения:
где рн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений принимаемый равный 012;
K – капитальные затраты на сооружение сети млн. руб.;
И годовые эксплуатационные расходы млн. руб.;
М(у) – ущерб от недоотпуска электроэнергии млн. руб.
Капитальные затраты на сооружения сети определяются по формуле млн.руб.
где Kтр – стоимость трансформаторов млн. руб.;
Kотд – стоимость отделителей млн. руб.;
Kв – стоимость ячеек выключателей млн. руб.;
Kпз – постоянные затраты млн. руб.;
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле млн. руб.
где И л – издержки на амортизацию подстанции млн. руб;
И э – издержки на эксплуатацию подстанций млн. руб.;
И DW – издержки связанные с потерями электроэнергии трансформаторах млн. руб.
Издержки на амортизацию подстанции определяются по формуле млн. руб.
где р а – норма амортизационных отчислений принимаем 64 % для подстанций по [2] таблице 8-2;
Издержки на эксплуатацию подстанции определяются по формуле млн.руб;
где р э – затраты на обслуживание принимаем 20 % для подстанций по [2] таблице 8-2;
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле млн. руб.
где DWоб – потери электроэнергии в обмотках трансформаторов МВт×ч;
з э1 – стоимость 1 кВт×ч потерянной электроэнергии из-за потерь электроэнергии в обмотках у.е.(кВт×ч);
DWхх – потери электроэнергии в стали МВт×ч;
зэ2 – стоимость 1 кВт×ч н электроэнергии из-за потерь электроэнергии в стали у.е.(кВт×ч).
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяются по формуле МВт×ч
где tпс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции ч.
Время наибольших потерь определяется по формуле ч.
где Tм – время использования максимальной нагрузки ч.
Таблица 3.1. Данные для расчета приведенных затрат.
Число и тип трансформаторов
АТДЦТН – 1250002201106
АТДЦТН – 630002201106
Рассмотрим расчет приведенных затрат на сооружение подстанции для первого варианта.
В состав капитальных затрат на сооружения подстанций входит стоимость трансформаторов ячеек выключателей постоянные затраты.
Стоимость трансформаторов определяем по [2] таблицам 9.19-9.23.
Стоимость ячеек выключателей определяем по [2] таблице 9.15.
Постоянные затраты определяем по [2] таблице 9.35.
Определим капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы подстанции для первого варианта.
Параметры подстанции используемые при расчете приведенных затрат приведены в таблице 3.1.
Определим стоимость подстанции для первого варианта
Определим издержки на амортизацию подстанции по формуле 3.4
Определим издержки на эксплуатацию подстанции по формуле 3.5
При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания и потерь холостого хода определяем по [2] таблице 6.14.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах установленных на подстанции
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВт×ч потерянной электроэнергии зэ1= зэ2 = 08 у.е.(кВт×ч);
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определяем по формуле 3.6
Определим годовые эксплуатационные расходы подстанции по формуле 3.3
Для второго варианта расчет приведенных затрат аналогичен.
Результаты расчетов затрат на сооружение подстанций приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Затраты на сооружение подстанций.
Стоимость трансформаторов млн. руб.
Стоимость ячеек с выключателями млн. руб.
Постоянные затраты млн. руб.
Стоимость подстанции млн. руб.
Издержки на амортизацию млн. руб.
Издержки на эксплуатацию млн. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах МВт × ч
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в
трансформаторах млн. руб.
Годовые эксплуатационные расходы млн. руб.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле
где y0 - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии принимаются равными 03 у.е.(кВт×ч);
- параметр потока отказов 1год;
Тв - среднее время восстановления ч;
ΔPт-аварийное снижение мощности трансформатора кВт.
Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:
где Sном - номинальная мощность трансформатора кВ×А;
Sрасч - мощность передаваемая через трансформатор кВ×А;
cosj - коэффициент мощности принимаем cosj = 095.
Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с трансформаторами мощностью 63 МВ×А) будет равно
Ущерб от недоотпуска электроэнергии для варианта с трансформаторами мощностью 63 МВ×А будет равен
Определим приведенные затраты для варианта с трансформаторами мощностью 125 МВ×А
Определим приведенные затраты для варианта с трансформаторами мощностью 63 МВ×А
Из результатов расчета видно что вариант с двумя трансформаторами мощностью 63 МВ×А по приведенным затратам экономичнее варианта с двумя трансформаторами мощностью 125 МВ×А.
Для дальнейших расчетов принимаем второй вариант с двумя трансформаторами мощностью 63 МВ×А.

9.doc

9. Выбор и описание конструкции распределительного
1.Выбор и описание открытого распределительного
Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). Как правило ОРУ 35 кВ и выше выполняются открытыми.
Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования.
Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводников или круглых труб. Первые крепятся на порталах с помощью подвесных изоляторов а вторые с помощью опорных изоляторов на железобетонных и металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет уменьшить площадь ОРУ.
Под силовыми трансформаторами масляными реакторами и баковыми выключателями выше 110 кВ укладывается слой гравия не меньше 25 см и предусматривается сток масла а аварийных случаях в систему стока ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики воздуховоды прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных в конструкции ОРУ.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ:
-меньший объем строительных работ и как следствие уменьшение стоимости РУ;
- легче выполняется расширение и конструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время ОРУ занимают большую площадь менее пригодны для эксплуатации при плохих климатических условиях аппараты подвержены запылению загрязнению и колебанию температуры.
Открытое РУ 220 кВ выполнено по четырехугольника.
2.Выбор и описание закрытого распределительного
Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) обычно сооружаются на напряжения 3-20 кВ. Однако при ограничении площади РУ а также неблагоприятных климатических условиях и большой загрязненности атмосферы применяют ЗРУ 35-220 кВ. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным.
Здания ЗРУ собирают из стандартных железобетонных элементов заводского изготовления: колонн балок плит междуэтажных перекрытий стеновых панелей и т.д. Модули размеров строительных элементов следующие: по длине здания – 6 м по ширине – 3 м по высоте – 06 м. Поэтому габарита зданий ЗРУ должны быть кратными указанным строительным модулям. Сооружение зданий ЗРУ ведется индустриализованным способом.
Неизолированные токоведущие части во избежании случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым и должны запираться на замок.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не менее 1 м при одностороннем обслуживании и 12 м при двухсторонним обслуживании. Если в коридоре помещены приводы разъединителей и выключателей то ширина такого коридора должна быть 15 и 2 м соответственно.
Из помещения ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещение с негорючими стенами и перекрытиями: один выход при длине РУ до 7м; два выхода при длине РУ от 7 до 60 м и при длине более 60 м - два выхода по концам и один с таким расчетом чтобы расстояние от любой точки коридоров РУ до выхода не превышала 30 м. Двери РУ должны иметь самозапирающиеся замки открываемые со стороны РУ без ключа. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Распределительное устройство должно быть экономичным. Для этого применяются железобетонные блоки вместо кирпича укрупненные электроузлы и т.д..
Здание сооружается из стандартных железобетонных конструкций несущие колонны расположены в два ряда через 6 м. На колонны опираются балки пролетом 15 м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных пролетов. Так как помещение ЗРУ длиной более 7 м предусматриваем 2 выхода по его торцам.
Ячейки КРУ располагаем в один ряд. Основой ячеек является стальной каркас. Сборные шины алюминиевые прямоугольного сечения с пролетом между изоляторами 12 м рассчитаны на номинальный ток 1320 А.

5.doc

5. Расчет токов короткого замыкания
1. Составление схемы замещения электрической сети
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.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения все элементы (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 рис. 5.1.
Рис. 5.1. Схема замещения электрической сети.
2. Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения
За базисную мощность принимаем мощность равную Sб = 1000 МВА;
За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети которые равны 230 115 кВ и 63 кВ: Uб1 = 230 кВ Uб2 = 37 кВ Uб3 = 105 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з. которые намечаются в расчетной схеме т.е. К1 - на шинах высокого напряжения подстанции K2 - на шинах среднего напряжения подстанции и К3 – на шинах низкого напряжения.
Базисные токи определяются по формуле:
где Sб - базисная мощность МВА;
Uб - базисное напряжение кВ.
Определяем сопротивления элементов схемы замещения приведенной на рис. 5.1.
Сопротивление системы определяется по выражению:
Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:
где Uк - напряжение короткого замыкания %;
Sн – номинальная мощность трансформатора МВА.
Для автотрансформатора
Определим сопротивление обмоток автотрансформаторов
Сопротивление линий определяется по выражению:
L - протяженность линии км.
Определим сопротивления линий
3. Расчет токов к.з. на стороне 220 кВ
Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора то есть в точке К1. Для чего преобразуем её к следующему виду рис. 5.2.
Рис. 5.2. Преобразованная схема замещения электрической сети для расчёта тока к.з. на стороне 220 кВ
Параметры схемы замещения изображённой на рис. 5.2 следующие:
Сверхпереходной ток находим по формуле:
где Е - ЭДС системы или генератора о.е.;
Iб – базисный ток А;
x - результирующее сопротивление ветви о.е..
Сверхпереходной ток в точке К1 будет равен
Ударный ток к.з. определяется по следующей формуле
где kу - ударный коэффициент (kу = 175);
- расчетный сверхпереходной ток трехфазного к.з..
Ударный ток к.з. в точке К1 будет равен
4. Расчет токов к.з. на стороне 110 кВ
Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне среднего напряжения трансформатора то есть в точке К2. Для чего преобразуем её к следующему виду рис. 5.3.
Рис. 5.3. Преобразованная схема замещения электрической сети для расчёта тока к.з. на стороне 110 кВ.
Параметры схемы замещения изображённой на рис. 5.4 следующие:
Сверхпереходной ток в точке К2 будет равен
Ударный ток к.з. в точке К2 будет равен
5. Расчет токов к.з. на стороне 6 кВ.
Так ветви со стороны низкого напряжения имеют одинаковые сопротивления то токи короткого замыкания в точках К3 будут иметь одинаковые значения.
Согласно схемам рис. 5.1 и рис. 5.2 схема для расчета токов к.з. на стороне 10 кВ будет иметь вид приведенный на рис. 5.4.
Рис. 5.4. Преобразованная схема замещения электрической сети для расчёта тока к.з. на стороне 6 кВ.
Параметры схемы замещения изображённой на рис. 5.5 следующие:
Сверхпереходной ток в точке К3 будет равен
Ударный ток к.з. в точке К3 будет равен
Результаты расчетов токов к.з. приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1. Результаты расчётов токов короткого замыкания.
Точка короткого замыкания
Примечание: К1 - точка к.з. на стороне 220 кВ;
К2 - точка к.з. на стороне 110 кВ;
К3 - точка к.з. на стороне 6 кВ.

Заключение.doc

В настоящем курсовом проекте был произведен расчет электрической части главной понизительной подстанции предприятия 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 приборов для основных цепей и измерительных трансформаторов;
Выбор разрядников и изоляторов на проектируемой ГПП;
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа АТДЦТН-630002201106. При выборе принципиальной схемы предпочтение было отдано схеме с одной рабочей и обходной системами шин. Собственные нужды ГПП запитываются от двух трансформатора собственных нужд типа ТМ-1006.
Выбор коммутационной аппаратуры заключался в выборе выключателей. На стороне 220 кВ были выбраны выключатели типа ВГБУ-220-402000 У1. На стороне 110 кВ были выбраны выключатели типа ВЭБ-110-402500 У1. На стороне 6 кВ были выбраны выключатели типа ВВЭ-10-201600 УЗ и ВВЭ-10-20630 УЗ.
Выбор разъединителей сводился к выбору разъединителей на высокой стороне РДЗ-2201000 У1 и средней стороне РДЗ-1101000 У1.
Выбор токоведущих частей:
на стороне 220 кВ были выбраны гибкие токопроводы и сборные шины на основе проводов АС-24032. На стороне 110 кВ были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов АС-24032 и сборные шины на основе проводов АС-15024. На стороне 6 кВ - однополюсные окрашенные алюминиевые шины прямоугольного сечения 808 и гибкие токопроводы типа 2АС-9516+6А-70.
При выборе измерительных приборов были выбраны:
-на стороне 220 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-15005 ТФЗМ-220-III-3005 и трансформаторы напряжения типа ЗНОГ-М-220;
-на стороне 110 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-6005 ТФЗМ-110Б-I-6005 ТФЗМ-110Б-I-6005 и трансформаторы напряжения типа ЗНОГ-М-110;
-на стороне 6 кВ - трансформаторы тока типа ТВТ-10-I-50005 ТЛМ-10-10005У3 ТЛМ-10-4005У3 и трансформаторы напряжения типа НАМИ-6.
В качестве изоляторов на стороне 10 кВ выбраны изоляторы типа ИОР-10-375-1У3; для РУ 110 кВ – ИОС–110–300 УХЛ; для РУ 220 кВ – С4–950 I УХЛ.

List_2.dwg

Проект реконструкции подстанции "Новобелицкая" г. Гомеля
Релейная защита и автоматика силового трансформатора
Анализ возможности и целесообразности изменения нейтрали городской электрической сети 10 кВ Новобелицкого района г. Гомеля
Искусственное заземление с активным или реактивным сопротивлением
- Конденсатор связи; 2- Заградитель высокочастотный; 3- Разьединитель; 4- Узел установки выключателя; 5- Гирлянда изоляторов; 6- Шинная опора; 7- Трансформатор напряжения.

рис3.2.dwg

11.doc

11 Расчет электрической сети собственных нужд
- по напряжению установки Uуст Uном;
- по экономической плотности тока qэк = Iнормjэк;
- по допустимому току Imax Iдоп
где Iдоп - длительно допустимый ток с учетом поправок на число рядом проложенных в земле кабелей k1 и температуру окружающей среды k2.
Выбранные кабели проверяются на термическую стойкость по условию 8.7
Нагрузка ТСН: Sрасч= 106551 кВ×А
Определим ток нормального режима
Определение экономического сечения кабеля производим по формуле 8.6 по [3] таблице 4.5 определяем экономическую плотность тока jэ=12 Амм2:
Выбираем стандартное сечение: q = 4 мм2.
Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость по формуле 8.7
Выбираем кабель: ААБ 3240 с Iдоп = 355 А.
Проверим с учетом прокладки в земле по формуле 8.14
Ток аварийного режима
Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит следовательно окончательно выбираем кабель марки: ААБ-3240.
Выбор предохранителей для защиты ТСН выполняется по следующим условиям приведенным в таблице 11.1.
Таблица 11.1. Условия выбора предохранителей для защиты ТСН.
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбраны предохранители типа ПКТН-6-20-20У3

List_1.dwg

АТДЦТН-12500022011010
Проектирование электрической части
электрических соединений

1.DOC

1.Определение суммарной мощности потребителей подстанции
Суммарная активная мощность определяется по формуле
где n – количество отходящих линий;
P – передаваемая мощность по одной линии МВт;
kнп – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.
Суммарная полная мощность определяется по формуле
где cosj – коэффициент мощности.
Суммарная реактивная мощность определяется по формуле
Определим активную полную и реактивную мощности на стороне среднего напряжения 110 кВ
Определим активную полную и реактивную мощности на стороне низкого напряжения 6 кВ
Определим активную полную и реактивную мощности на стороне высокого низкого напряжения 220 кВ

Содержание.doc

Определение суммарной мощности потребителей подстанции 4
Выбор силовых трансформаторов 5
Выбор главной схемы электрических соединений подстанции 6
Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции 13
Расчет токов короткого замыкания ..16
Выбор коммутационных аппаратов 21
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов 29
Выбор сборных шин токопроводов и кабелей .44
Выбор конструкции распределительных устройств 52
Выбор источника оперативного тока ..54
Расчет электрической сети собственных нужд ..60

8.doc

8. Выбор сборных шин токопроводов и кабелей
Основное оборудование подстанций и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований вытекающих из условий работы.
Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры.
Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов к.з.
Выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий.
Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
На подстанциях в открытой части могут применяться провода АС или жёсткая ошинковка алюминиевыми трубами.
Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом.
В РУ 6-10 кВ применяется жёсткая ошинковка.
1. Выбор сборных шин на стороне 220 кВ
Сборные шины выбираются по допустимому току а не по экономической плотности тока так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих участках меньше рабочего тока.
Поэтому сборные шины должны удовлетворять условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:
Iдоп – допустимый ток на шины выбираемого сечения с учетом температуры окружающей среды А.
-на термическую стойкость при воздействии токов к.з.;
-на динамическую стойкость при к.з. (механический расчет).
Определим ток при максимальной нагрузке на шине
В РУ 220 кВ принимаются гибкие шины круглого сечения из проводов марки АС.
Выбираем провод типа: АС-7011 с Iдоп = 265 А по [2] таблице П 3.3.
Мощность к.з. на шинах 220 кВ
Проверка на схлёстывание не производится так как мощность Sк.з. менее 8000 МВ×А.
Проверка на термическую стойкость не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условию коронирования
Начальная критическая напряженность определяется по формуле
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочного провода m = 082);
r0 – радиус проводов см.
Определим начальную критическую напряженность по 8.2
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по формуле
где U – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз
где D – расстояние между соседними фазами Dср = 300 см.
Определим напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода по 8.3
Провод подходит по условию короны если выполняется условие
Выполним проверку по условию короны по 8.5
Выбранный провод АС-7011 не удовлетворяет условию короны.
Принимаем провод АС-24032 и проверяем по условию коронирования
Выбранный провод АС-24032 удовлетворяет условию короны.
Окончательно выбираем провод АС-24032 с Iдоп = 605 А.
2. Выбор гибких токопроводов на стороне 220 кВ
Токоведущие части от присоединений к сборным шинам до выводов к трансформаторам выполняются гибкими проводами.
Выбор токопроводов производиться по экономической плотности тока.
Выбор сечения по экономической плотности тока производится по следующему выражению:
где jэ – экономическая плотность тока зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (Тм) Амм2.
Выберем токопроводы от сборных шин до трансформатора.
Максимальная мощность протекающая по токопроводам равна
Тогда рабочий ток будет равен
По [3] таблице 4.5 определяем экономическую плотность тока (при этом Тм=6075 час) jэ=10 Амм2.
Определяем расчетное сечение по выражению 8.6
По [3] таблице П 3.3 выбираем провод типа АС-12019 c Iдоп = 390 А.
Проверим выбранное сечение по допустимому нагрева
Условию допустимого нагрева выбранное сечение удовлетворяет.
Проверка на схлёстывание не производится так как мощность Sк.з. менее 8000 МВ×А. Проверка на термическую стойкость не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условию коронирования не выполняем так как при расчетах выполненных ранее было определено что условию короны удовлетворяет проводник АС-24032.
Окончательно выбираем провод АС-24032 c Iдоп = 605 А.
3. Выбор гибких токопроводов на стороне 110 кВ
Выберем токопроводы в цепи трансформаторов на стороне 110 кВ.
Выбор токопроводов производиться аналогично выбору токопроводов на стороне 220 кВ.
По [2] таблице 4.5 определяем экономическую плотность тока (при этом Тм=6000 час) jэ=10 Амм2.
По [2] таблице П 3.3 выбираем провод типа АС-24032 c Iдоп = 605 А.
Мощность к.з. на шинах 110 кВ
Проверка на схлёстывание не производится так как мощность Sк.з. менее 4000 МВ×А.
4. Выбор сборных шин на стороне 110 кВ
Выбор сборных шин производиться аналогично выбору сборных шин на стороне 220 кВ.
В РУ 110 кВ принимаются гибкие шины круглого сечения из проводов марки АС.
Выбираем провод типа: АС-15024 с Iдоп = 450 А по [2] таблице П 3.3.24.
Проверка на схлёстывание не производится так как мощность Sк.з. менее 4000 МВ×А. Проверка на термическую стойкость не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Окончательно выбираем провод АС-15024 с Iдоп = 450 А.
5. Выбор сборных шин на стороне 6 кВ
Шины располагаем горизонтально.
Расстояние между фазами a = 05 м и пролетом L = 1 2 м.
Принимаем одно полосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 808 с Iдоп = 1320 А по [3] таблице П 3.4.
Выполним проверку шин:
)Проверка на термическую стойкость при к.з. производится по формуле
где Вк - тепловой импульс к.з. пропорциональный количеству тепловой энергии выделяемой током к.з. в проводнике кА2·с;
С - функция значения которой приведены в [3] таблице 3.14 С= 90.
Тепловой импульс к.з. определяется по формуле
где Iпо – ток короткого замыкания кА;
tотrл – полное время отключения выключателя с;
Tа – постоянная времени затухания с.
Определим тепловой импульс по 8.8
Определим минимально допустимое сечение по термической стойкости
Следовательно однополосные шины 808 термически устойчивы.
) Проверка шин на электродинамическую стойкость.
При проверке шин на электродинамическую стойкость находится собственная частота колебаний шин по формуле:
где L - длина пролета между изоляторами м;
J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4;
q - поперечное сечение шины см2.
При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины находится по следующей формуле:
где b – толщина шины см;
Определим момент инерции шин по 8.10
Определим собственную частоту колебаний шин по 8.9
Так как f0 > 200 Гц то механического резонанса возникать не будет.
) Механический расчет шин.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
где sдоп – допустимое механическое напряжение в материале шин (для алюминиевых шин 823 МПа);
sрасч – расчетное напряжение в материале шин.
Момент сопротивления шины определяется по формуле
Определим момент сопротивления шины
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента определяется по формуле
Определим напряжение в материале шин возникающее при воздействии изгибающего момента
Выполним проверка по 8.11
Следовательно шины механически прочна.
Окончательно принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 808 с Iдоп = 1320 А.
6. Выбор гибких токопроводов на стороне 6 кВ
Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 6 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололёда и ветра. Остальные провода – алюминиевые являются токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500 600 мм2) так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
) Выберем токопроводы для соединения трансформаторов с РУ.
Определим рабочий ток протекающий по одному токопроводу
Определяем экономическое сечение по формуле 8.6
Принимаем два несущих провода АС-9516 тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:
Определим число проводов А-70
Принимаем токопровод 2АС-9516 + 6А-70.
Найдём допустимый ток
Найдём ток в послеаварийном режиме когда один трансформатор отключен
Так как Iдоп = 2250 А Iав= 1179 А то условию нагрева длительно допустимым тока выбранный токопровод удовлетворяет.
Окончательно выбираем токопровод 2АС-9516 + 6А-70.

Литература.doc

Крючков И.П. Неклипаев Б.Н.. Электрическая часть электростанций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М. Энергоатомиздат1989 г.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В. В. Ершевич А. Н. Зейлигер Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1985. - 352 с.
Рожков Л.Д. Козулин В.С.. Электорооборудование станций и подстанций. 2-е изд. -М.: Энергия 1980 г.
Гук Ю.Б. и др.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебное пособие для вузов. -Л.: Энергоатомиздат1986 г.
Методические указания для курсового проектирования по курсу “Электрические станции и подстанции систем электроснабжения”.
Выбор токоведущих частей и кабелей: Практическое пособие по курсу «Электрические станции и подстанции» для студентов дневной и заочной форм обучения по специальности Т.01.01 «Энергетика». – Гомель: Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого» 2002 – 54 с.
Практическое пособие к решению задач по курсу «Электрические станции и подстанции» для студентов дневной и заочной форм обучения по специальности Т.01.01 «Энергетика». Темы: Надежность электроустановок. Тепловые режимы трансформаторов. – Гомель: ГГТУ им. П. О. Сухого 2000 – 63 с.

7.doc

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов для всех РУ
1. Выбор измерительных приборов
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.
Измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования которые определяют режим управления объекта – подстанции.
В соответствии с ПУЭ показывающие или реагирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 25; счетчики активной энергии предназначенные для денежных расчётов (расчётные счётчики) - не ниже 20 а для линий межсистемных связей напряжением 110 кВ –10 220 кВ и выше – 05.
Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии. Для фиксирующих приборов допускается класс точности 30. Амперметры подстанций РУ могут иметь класс точности - 4.
В таблице 7.1 показаны приборы устанавливаемые на подстанции.
Таблица 7.1. Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Амперметр варметр ваттметр
Амперметр варметр ваттметр счетчики активной и реактивной энергии
На каждой секции шин или системе шин
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения вольтметр с переключением для измерения фазного напряжения
Секционный шиносоединительный выключатель
Секционный выключатель
Отходящие линии 6 кВ
Амперметр расчётные счетчики активной и реактивной энергии принадлежащие потребителям
Отходящие линии 110 кВ
Продолжение таблицы 7.1.
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места к.з. расчётные счетчики активной и реактивной энергии
Совмещённый обходной и секционный выключатель
Амперметр ваттметр варметр с двусторонней шкалой расчётные счётчики и фиксирующий прибор
Трансформатор собственных нужд
Амперметр расчетный счетчик активной энергии
2. Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:
По напряжению электроустановки
где I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока А;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
По конструкции и классу точности;
По электродинамической стойкости
где kэд – кратность электродинамической устойчивости по каталогу;
По термической стойкости:
где kт – кратность термической устойчивости (справочные данные);
tт – время протекания тока термической устойчивости с;
Вк – расчетный импульс квадратичного тока к.з. кА2·с.
По вторичной нагрузке:
где Z2 ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности Ом;
Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока Ом.
Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико поэтому Z2 ~ r2
где rприб. – сопротивление приборов Ом;
rпров. – сопротивление измерительных проводов Ом;
rк. – переходное сопротивление контактов Ом;
Сопротивление приборов определяется по формуле:
где I2 ном – номинальный вторичный ток приборов А;
Sприб. – мощность потребляемая приборами В·А.
Переходное сопротивление контактов rк принимает следующие значения
rк = 005 Ом – при малом количестве приборов;
rк = 01 Ом – при большом количестве приборов.
Зная Zном определяют допустимое сопротивление проводов rпров по формуле
По значению сопротивления проводов определяют площадь сечения соединительных провода по формуле:
где ρ – удельное сопротивление материала провода Ом·мм2м;
lрасч – расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния l от трансформатора тока до приборов м.
-при включении в неполную звезду ;
-при включении в звезду ;
-при включении в одну фазу
Провода с медными жилами (ρ=00175 Ом·мм2м) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (ρ=00283 Ом·мм2м).
Полученная площадь сечения по формуле 8.9 не должна быть по условию механической прочности менее 40 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами и 25 мм2 для проводов с медными жилами. Провода с площадью сечения более 6 мм2 обычно не применяются.
2.1. Выбор трансформаторов тока встроенных силовой в трансформатор на стороне 220 кВ
По [1] таблице 5.11 выбираем трансформатор тока типа ТВТ-220-I-15005. Результаты выбора приведём в таблице 7.2.
Таблица 7.2. Выбор встроенных трансформаторов тока в силовой трансформатор на стороне 220 кВ.
Iт2× tт =252·3= 1875 кА2·с
Таблица 7.3. Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке встроенных трансформаторов тока.
Наименование и тип прибора
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.3 видно что наиболее все фазы загружены одинаково.
Сопротивление приборов по формуле 7.7
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05 - Z2ном = 30 Ом.
Сопротивление контактов принимаем rк = 005.
Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле 7.8
Сечение проводов по формуле 7.9
Принимаем сечение провода q = 40 мм2 по механической прочности. Контрольный кабель типа АКВРГ с жилами сечением 40 мм2.
2.2. Выбор трансформаторов тока встроенных силовой в трансформатор на стороне 110 кВ
По [1] таблице 5.11 выбираем трансформатор тока типа ТВТ-110-I-6005. Результаты выбора приведём в таблице 7.4.
Таблица 7.4. Выбор встроенных трансформаторов тока в силовой трансформатор на стороне 110 кВ.
Таблица 7.5. Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке встроенных трансформаторов тока.
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.5 видно что наиболее загружены фазы А и С.
Сопротивление приборов по формуле 7.7:
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 12 Ом.
2.3. Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 220 кВ
По [1] таблице 5.9 выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-220-III-3005 У1. Результаты выбора приведём в таблице 7.6.
Таблица 7.6. Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 220 кВ.
Iт2× tт = 102·3 = 300 кА2·с
Таблица 7.7. Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока.
Счетчик активной энергии ЦЭ6850
Счетчик реактивной энергии ЦЭ6850
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.7 видно что наиболее загружены фазы А и С.
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05 - Z2ном = 12 Ом.
Сопротивление контактов принимаем rк = 01
2.4. Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 110 кВ
По [1] таблице 5.9 выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-1-6005. Результаты выбора приведём в таблице 7.6.
Таблица 7.8. Выбор трансформаторов тока выключателей на стороне 110 кВ.
Iт2× tт = 142·3 = 588 кА2·с
Таблица 7.9. Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока.
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.9 видно что наиболее загружены фазы А и С.
Сопротивление контактов принимаем rк = 01.
2.5. Выбор встроенных трансформаторов тока в силовой трансформатор на стороне 6 кВ.
По [1] таблице 5.11 выбираем трансформатор тока типа ТВТ-10-I-50005. Результаты выбора и проверки по формулам 7.1-7.4 приведем в таблице 7.10.
Таблица 7.10. Выбор встроенных трансформаторов тока в трансформатор на стороне 10 кВ.
Iт2× tт = 282·3 = 2352 кА2·с
Таблица 7.11. Результаты выбора приборов подключаемых к
вторичной обмотке трансформаторов тока.
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.11 видно что наиболее загружены фазы А и С.
2.6. Выбор трансформаторов тока секционных выключателей 6 кВ.
По [1] таблице 5.9 выбираем трансформатор тока типа ТЛМ-10-У3 с номинальным вторичным током 5А. Результаты выбора и проверки по формулам 7.1-7.4 приведем в таблице 7.12.
Таблица 7.12. Выбор трансформаторов тока секционного выключателя 6 кВ.
Iт2× tт = 272·3= 2187 кА2·с
Таблица 7.13. Результаты выбора приборов подключаемых к
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.13 видно что фазы загружены одинакова.
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 04 Ом.
Принимаем сечение провода q = 40 мм2. Контрольный кабель типа АКВРГ с жилами сечением 40 мм2.
2.7. Выбор трансформаторов тока на линиях к потребителям 6 кВ
По [1] таблице 5.9 выбираем трансформатор тока типа ТЛМ-10-У3 с номинальным вторичным током 5А. Результаты выбора и проверки по формулам 7.1-7.4 приведем в таблице 7.14.
Таблица 7.14. Выбор трансформаторов тока в выключателей отходящих линий на стороне 6 кВ.
Iт2× tт = 1042·3 = 30603 кА2·с
Таблица 7.15. Результаты выбора приборов подключаемых к
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.15 видно что фазы А и С наиболее загружены.
2.8. Выбор трансформаторов тока на линиях к потребителям 110 кВ
По [1] таблице 5.9 выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-IУ1 с номинальным вторичным током 5А. Результаты выбора и проверки по формулам 7.1-7.4 приведем в таблице 7.16.
Таблица 7.16. Выбор выключателей отходящих линий на стороне 110 кВ.
Таблица 7.17. Результаты выбора приборов подключаемых к
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.17 видно что фазы А и С наиболее загружены.
3. Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения (TV) выбираются по следующим условиям:
По напряжению установки
По классу точности.
По вторичной нагрузке
где S2 – нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В·А;
Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности. Для однофазных трансформаторов соединенных в звезду следует взять суммарную мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора.
Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам тогда
где Sприб – полная суммарная мощность всех приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформаторов напряжения В·А;
Pприб и Qприб – суммарная активная и реактивная мощности соответственно для приборов подключенных к трансформатору напряжения Вт и Вар.
При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают так как оно мало.
Обычно сечение проводов принимают из условия механической прочности равной 15 мм2 и 2 мм2 соответственно для медных и алюминиевых проводов.
3.1. Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ
Выберем трансформатор напряжения типа ЗНОГ-М-220.
Расчёт нагрузки основной обмотки приведём в таблице 7.18
Таблица 7.18. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Мощность одной катушки В·А
Счетчик активный ЦЭ6850
Счетчик реактивный ЦЭ6850
Тогда нагрузка вторичных цепей трансформатора напряжения по формуле 7.12
Выбранный трансформатор ЗНОГ-М-220 имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 400 В·А. Условие 7.11 выполняется т. е. 1745 В·А 400 В·А следовательно трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
Принимаем соединительные провода 25 мм2.
Определим значение тока фазы А
Определим значение тока фазы В
Потеря напряжения в соединительных проводах
Допустимая потеря напряжения 05 %.
3.2. Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
Выберем трансформатор напряжения типа ЗНОГ-М-110.
Расчёт нагрузки основной обмотки приведём в таблице 7.19.
Таблица 7.19. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Выбранный трансформатор ЗНОГ-М-110 имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 400 В·А. Условие 7.11 выполняется т. е. 26234 В·А 400 В·А следовательно трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
3.3. Выбор трансформаторов напряжения на стороне 6 кВ
Выберем трансформатор напряжения типа НАМИ-6.
Расчёт нагрузки основной обмотки приведём в таблице 7.20.
Таблица 7.20. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Выбранный трансформатор НАМИ-6 имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 150 В·А. Условие 7.11 выполняется т. е. 33859 В·А 150 В·А следовательно трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

2.doc

2. Выбор силовых трансформаторов
Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от подстанции питаются потребители всех трех категорий то по условию надежности требуется установка нескольких трансформаторов.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:
где Sрасч - расчетная мощность трансформатора МВ×А;
Sнагр - суммарная мощность потребителей МВ×А;
kав - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора kав = 14 ;
n - количество трансформаторов.
Выберем трансформаторы для двух вариантов.
Найдём расчётную мощность передаваемую через трансформатор РП по формуле 2.1
Для установки на РП для первого варианта применяем два трансформатора типа АТДЦТН–1250002201106 по [2] таблице 6-14.
Для установки на РП для второго варианта применяем два трансформатора типа АТДЦТН–630002201106 по [2] таблице 6-14.

4.doc

4 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они питаются от сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.
Состав потребителей собственных нужд приведен в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Собственные нужды подстанции.
Собственные нужды подстанции
Установленная мощность кВт
Подогрев выключателей
Подогрев шкафов КРУ-6
Отопление освещение
Освещение ОРУ-220 кВ.
Освещение ОРУ-110 кВ.
Охлаждение тр – ров АТДЦТН-630002201106
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:
где Кс - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки принимаем 085;
При наличии двух ТСН аварийная перегрузка одного возможна на 40 % следовательно расчётная мощность ТСН
Выбираем два трансформатора типа ТМ-100604.
Схему присоединения ТСН приведена на рисунке 4.1.

Введение.doc

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.

6.doc

6. Выбор коммутационных аппаратов
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
По напряжению электроустановки
где Uном Iном – паспортные (каталожные) параметры выключателя.
Проверяется возможность отключения токов к.з.
bном – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе по [3] рис. 4-49;
t – наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов с;
tс.в. – собственное время отключения выключателя;
Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. с определяется по [3] таблице 3-8.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям
Iпр с iпр с - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя) кА.
На термическую стойкость выключатель проверяют по условию
где Вк – расчетное значение теплового импульса кА2×с;
It – термический ток предельной стойкости (каталожные данные) кА;
tt – допустимое время действия термического тока предельной стойкости (каталожные данные) с;
tотк – время отключения к.з. с:
tр.з. – время действия релейной защиты с;
tв – полное время отключения выключателя (каталожные данные) с;
Расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з.
Разъединители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению Uном (6.1) номинальному длительному току Iном (6.2) а в режиме к.з. проверяются на термическую по условию (6.5) и электродинамическую стойкость по условию (6.4).
1. Выбор разъединителей на стороне 220 кВ
Определяем максимальный ток для коммутационной аппаратуры со стороны высокого напряжения
Выбираем разъединитель типа РДЗ-2201000 У1
Uном = 220 кВ; Iном = 1000 А.
Следовательно условия 6.1 и 6.2 выполняются.
Проверка на динамическую стойкость по условию 6.4
Расчетные данные: iуд = 14824 кА по таблице 5.1.
Следовательно условия 6.4 выполняются.
Проверка на термическую стойкость по условию 6.5.
Следовательно условие 6.5 выполняется.
Окончательно принимаем разъединитель типа РДЗ-2201000 У1.
Результаты расчетов по выбору разъединителей приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Выбор разъединителей на стороне ВН 220 кВ
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбран разъединитель типа РДЗ-2201000 У1.
2. Выбор выключателей на стороне 220 кВ
Определяем максимальный ток для выключателей со стороны высокого напряжения и секционного выключателя
Выбираем выключатель типа ВГБУ-220-502000 У1.
Iном = 2000 А Uном = 220 кВ Uраб = 252 кВ
Следовательно условия 6.1 и 6.2 выполняются.
Проверка на способность отключения токов к.з. по условию 6.3
Та = 002 с по [3] таблице 3.8.
Следовательно условия 6.3 выполняются.
Расчетные данные: Iпo = 599 кА ; iуд = 14824 кА.
Окончательно принимаем выключатель типа ВГБУ-220-502000 У1.
Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2. Выбор выключателей на стороне ВН 220 кВ
Выбран выключатель типа ВГБУ-220-502000 У1.
3. Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Выбор разъединителей на стороне 110 кВ аналогичен выбору на стороне 220 кВ.
Результаты расчётов приведены в таблице 6.3.
Таблица 6.3. Выбор разъединителей на стороне СН 110 кВ
Выбираем разъединители типа РДЗ-1101000 У1.
4. Выбор выключателей на стороне 110 кВ
Выбор выключателей на стороне 110 кВ аналогичен выбору на стороне 220 кВ. Результаты расчётов приведены в таблицах 6.4 – 6.6.
Таблица 6.4. Выбор выключателей со стороны трансформаторов 110 кВ.
Выбран выключатель типа ВЭБ-110-402500У1.
Таблица 6.5. Выбор выключателей отходящих линий 110 кВ.
Таблица 6.6. Выбор секционного выключателя на стороне 110 кВ.
5. Выбор выключателей на стороне 6 кВ
Выбор выключателей на стороне 6 кВ аналогичен выбору на стороне 220 кВ.
Результаты расчётов приведены в таблицах 6.7 – 6.10.
Таблица 6.7. Выбор выключателей со стороны трансформаторов 6 кВ.
It2×tt =202×3 = 1200 кА2×с
Выбран выключатель типа ВВЭ-10-201600УЗ по [1] таблице 5.2.
Таблица 6.8. Выбор выключателей отходящих линий 6 кВ
Выбран выключатель типа ВВЭ-10-20630УЗ по [1] таблице 5.2.
Таблица 6.9. Выбор секционного выключателя на стороне 6 кв.
6. Выбор ограничителей напряжения
Ограничители напряжения выбирают по номинальному напряжению установки.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 6 кВ выбираем ограничители напряжения типа ОПН-10 c Uн = 10 кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных и кратковременных перенапряжений на стороне 220 кВ выбираем ограничители напряжения типа ОПН-220 с Uном = 220 кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных и кратковременных перенапряжений на стороне 110 кВ выбираем ограничители напряжения типа ОПН-110 с Uном = 110 кВ.
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах.
Изоляторы должны отвечать ряду требований определяющие их электрические и механические характеристики в соответствии с их назначением а также загрязненностью окружающего воздуха в районе установки.
Условия выбора опорных изоляторов
по номинальному напряжению установки
где Uном уст – номинальное напряжение установки кВ;
Uном из – номинальное напряжение изоляторов кВ;
по механической прочности
где Fрасч. - сила действующая на изолятор Н;
Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора Н.
Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется по формуле:
где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб Н.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила определяется по выражению
где kh – поправочный коэффициент учитывающий высоту шины если она расположена на ребро так как шины расположены горизонтально то kh = 1.
Выполним выбор изоляторов для напряжения 10 кВ.
По формуле 6.9 определим расчётную силу
Выбираем по условию 7.7 изолятор типа ИОР-10-375 I У3 с Fразр=375 кН (И - изолятор О - опорный Р - ребристая наружная поверхность).
Допустимую нагрузку на головку изолятора найдём по формуле 6.8
Проверим условие 6.7
Следовательно данный изолятор по условиям выбора подходит.
Для РУ 110 кВ выбираем изолятор типа ИОС–110–300 УХЛ.
`Для РУ 220 кВ выбираем изолятор типа С4–950 I УХЛ (C – изолятор опорный стержневой).

рис4.1.dwg