Проектирование подстанции 110/35/10кВ

1.doc

Данный курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка содержит 68 страниц 18 рисунков 41 таблицу и список литературы состоящий из 11 источников. Графическая часть состоит из двух листов чертежей формата А1.
ТРАНСФОРМАТОР ПОДСТАНЦИЯ ЭКОНОМИЧНАЯ МОЩНОСТЬ ПЕРЕГРУЗКА ОДНОЛИНЕЙНАЯ СХЕМА КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО ФИДЕР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВО МОЛНИЕЗАЩИТА.
В курсовом проекте разрабатываются вопросы проектирования электрической части районной понизительной подстанции на высшее напряжение 110 кВ среднее 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ с трёхобмоточными трансформаторами.
Целью курсового проектирования является:
- углубление и закрепление знаний полученных при изучении курсов: «Переходные процессы в системах энергоснабжения» «Электрооборудование электростанций и подстанций» «Электрические аппараты»;
- получение первоначального опыта проектно-конструкторской работы изучение методов проектирования электроустановок;
- ознакомление с литературой используемой при расчётах и конструктивном проектировании электрических схем и распределительных устройств.
В процессе расчёта была применена современная методика технико-экономического обоснования выбора мощности силовых трансформаторов подстанций. Также при выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей. В результате была спроектирована районная понизительная подстанция удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.
Краткая характеристика объекта проектирования 5
Задание на курсовое проектирование 5
Обработка графиков нагрузок . 7
Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности трансформаторов 12
Выбор Главной схемы электрических соединений подстанции 24
Расчет токов короткого замыкания 25
Выбор основного электрооборудования 32
Выбор релейной защиты и автоматики 59
Выбор контрольно-измерительных приборов 59
Выбор оперативного тока и источников питания 65
Собственные нужды подстанции 67
Регулирование напряжения на подстанции 67
Выбор конструкции распедустройств 69
Заземление подстанции 69
Молниезащита подстанции .73
Список использованных источников 77
Современные подстанции имеют большое число присоединений к линиям электропередачи разного напряжения к различным трансформаторам и другим электрическим приборам что значительно усложняет главную электрическую схему подстанции которая на крупных подстанциях как правило представляет собой систему шин секционированную условиям надежной работы энергосистемы а так же уменьшение токов короткого замыкания. Рациональное проектирование сетевых подстанций всех типов по категориям электроприемников в частности рациональное и экономное построение главных электрических схем выбор параметров оборудования а так же оптимальная расстановка – представляет собой сложную и ответственную задачу. Всё это выдвигает новые требования к экономичности и надёжности работы элементов энергосистемы. Именно эти задачи решались при выполнении данного проекта. В процессе проектирования применялись извлечения из ГОСТов и других нормативных документов приведённых в литературе использованной в проекте. Были получены навыки проектирования объектов современного электроснабжения.
Краткая характеристика объекта проектирования
Проектируемая понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии между потребителями. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.
Подстанция представляет собой электроустановку служащую для приёма и распределения электроэнергии содержащую коммутационную аппаратуру сборные шины измерительные приборы устройство защиты и автоматики устройства заземления и молниеотводы. Устройства релейной защиты предотвращают развитие аварий. Применяемые на данной подстанции устройства АВР. Схема подстанции обычно выполняется так что каждый трансформатор подключается к соответствующей секции шин. В нормальном режиме секционный выключатель отключен. В такой схеме при аварийном отключении одного из трансформаторов электроснабжения потребителей сохраняется благодаря автоматическому выключению секционного выключателя устройством АВР. АПВ представляет собой устройство которое повторно автоматически включает кабельную линию отключившуюся от действия защиты. АПВ предотвращает длительный перерыв в подаче электроэнергии.
Распределительное устройство подстанции представляют собой электроустановку служащую для приёма и распределения электроэнергии содержащую коммутационную аппаратуру сборные шины измерительные приборы устройство защиты и автоматики.
Задание на курсовое проектирование
В курсовом проекте разрабатываются вопросы проектирования электрической части районной понизительной подстанции на первичное напряжение 110 кВ и вторичные напряжения 35 кВ и 10 кВ для подстанций ПС 8 с трехобмоточными трансформаторами Т22 и Т23.
Исходными данными для проектирования районной подстанции являются:
- схема сетевого района с указанием местоположения проектируемой подстанции и напряжения питающей сети;
- характеристика потребителей: максимальная суммарная нагрузка на шинах 35 кВ и 10 кВ подстанции графики нагрузок на пониженных напряжениях (10 и 35 кВ) категории потребителей;
- количество отходящих линий на каждом напряжении.
Вариант схемы электроснабжения – 5. Шифр зачетной книжки – 76.
Последняя цифра суммы цифр шифра – 3.
Перечень включенных выключателей в схеме электроснабжения: Q3 - Q11 Q19 Q20 Q24 Q26 Q28 Q33 Q36 Q37 Q49 Q50
Схема электроснабжения представлена на рисунке 2.1
Рисунок 2.1 Схема электроснабжения Районной понизительной подстанции №8
Генераторы G1-G4 : марка ВГС-70080-40; =016 о.е.; = 10 о.е.; Uном=105 кВ; Р=40 МВт; =08.
Система С1: Sкз= 2500 U =220 кВ.
Трансформаторы Т3 Т4 Т9 Т10 : марка АТДЦТН-125000220110; Sном=125 МВА; Uвн=230 кВ; Uсн =121 кВ; Uнн =11 кВ; Uк в-с=11%; Uк в-н=45%; Uк с-н=28%.
Линии: W2-250 км; W4-65 км; W5-70 км; W7-35км ;W8-65 км
Мощность нагрузок: Н1 – 25 МВА Н6 – 10МВА
Исходные данные проектируемой подстанции: Рma =08;
число линий на 10кВ – 8 шт
число линий на 35кВ – 5 шт
нагрузка по категориям I - 10% II – 60 % III – 30%
Таблица 2.1 График нагрузки РПП
Потребители подключенные к РУ НН
Потребители подключенные к РУ СН
Таблица 2.2. Исходные данные для проектирования
заземляющего устройства подстанции
Удельное сопротивление
Обработка Графиков нагрузок
По заданному суточному графику в относительных единицах и максимальной нагрузке на шинах пониженного напряжения построим зимний и летний суточные графики.
Таблица с данными нагрузок приведена в задании курсового проектирования (таблица 2.1).
Мощность нагрузки на высшем напряжении: РmaxВН=30 МВт.
Для перевода относительной мощности в абсолютную будем пользоваться формулой:
Р=(Р% 100)*Рma (3.1)
где Р% - относительная мощность нагрузки потребителей по таблице 2.1.
Распределение нагрузки между средним напряжением СН и низшем напряжениям НН распределены поровну: РmaxНН= РmaxСН=225 МВт.
Полную мощность в режиме максимальных нагрузок найдем по формуле:
Построим суточный график нагрузки на напряжение 10 кВ:
Рисунок 2.1 Суточный на НН график в относительных единицах
Интегрированием графика рисунка 2.1 определим суточное зимнее потребление электроэнергии на подстанции на НН
Коэффициент использования:
Построим суточный график на напряжение 35 кВ:
Рисунок 2.2 Суточный на СН график в относительных единицах
Коэффициент использования ;
Суммированием суточных графиков нагрузки НН и СН с помощью формулы (2.1) построим суточный график на напряжение 110 кВ:
Рисунок 2.3 Суточный на ВН график в относительных единицах
Коэффициент использования
По суточным графикам построим годовые график нагрузки. Примем продолжительность зимнего периода 213 суток летнего – 152.
Рисунок 2.4 Годовой график нагрузки подстанции на НН
Потребление энергии за год на НН:
Средняя годовая нагрузка потребителей на НН:
Коэффициент использования годового графика:
Время использования максимума:
Согласно кривым [1 рис. 6.1] найденному времени использования максимума нагрузки соответствует время наибольших потерь = 4400 ч.
Рисунок 2.5 Годовой график нагрузки подстанции на СН
Потребление энергии за год на СН:
Время наибольших потерь = 5500 ч.
Рисунок 2.6 Годовой график нагрузки подстанции на ВН
Потребление энергии за год на ВН:
Время наибольших потерь = 4950 ч.

3.doc

5 Выбор Главной схемы электрических соединений
Вычислим набольшую величину тока в цепи трансформатора:
Максимальная величина рабочего тока меньше 1000 А следовательно при выборе схемы на ВН можно не устанавливать на ВН сборные шины.
На высшем напряжении выбираем упрощенную схему подстанции с ремонтной перемычкой и выключателями на присоединениях высшего напряжения. Ремонтная перемычка находится со стороны трансформаторов так как это позволяет ввести в работу трансформатор при ремонте одной из цепей питающей линии W8 (рисунок 2.1) подстанция непосредственно подключена к шина турбогенераторной станции длина питающих воздушных линий предельно мала. Основаниями для выбора данной схемы служит:
- значение максимального рабочего тока на ВН менее 1000А;
- для схемы электросети (рисунок 2.1) проектируемая подстанция является ответвительной поэтому на высшем напряжении выбираем схему без мостика;
- количество потребителей первой категории 10%. выбираем схему.
На стороне СН и НН применяется одиночная секционированная выключателем система сборных шин.
На рисунке 5.1 приведена упрощенная схема соединений РПП.
Рисунок 5.1 Упрощенная схема электрических соединений подстанции
В нормальном режиме разъединители в ремонтной перемычке QS5 QS6 отключен т.к. если этого не сделать то при коротком замыкании в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии что нарушает электроснабжение.
Для отключения Т1 в нормальном режиме достаточно отключить выключатели Q1 Q5 и Q6.
Достоинством данной схемы является её высокая надёжность и небольшое время отключения.
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора (проверки) электрических аппаратов шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме выбора средств ограничения токов короткого замыкания (реакторов) а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики. Согласно ПУЭ для сетей 110 кВ нейтраль трансформаторов заземлена.
Расчетное время короткого замыкания tрасч оценивают в зависимости от цели расчета. При проверке электрооборудования на термическую стойкость tрасч принимается равным сумме времени действия основной защиты ближайшего выключателя и полного времени отключения этого выключателя:
С учетом действительных характеристик современных выключателей получим расчетное время короткого замыкания примерно 02 с.
Для заданной схемы сетевого района составляем однолинейную схему замещения в которую вводятся все источники питания участвующие в питании места КЗ и все элементы электроснабжения (трансформаторы воздушные и кабельные линии реакторы) расположенные между ними и местом КЗ. При этом элементы связей заменяют соответствующими сопротивлениями в относительных единицах с указанием порядковых номеров индуктивных сопротивлений и их величин приведенных к базисной мощности.
Применим метод расчётных кривых. Методика расчёта изложена в [3]
Расчет ведется без учета активных сопротивлений в относительных единицах с приближенным приведением.
Схема электрической системы приведена на рисунке 6.1 . Точкой К1 обозначено место короткого замыкания на шинах ВН точкой К2 обозначено место короткого замыкания на шинах СН а точкой короткого замыкания - на НН. Расчет токов будем вести с учетом того что на проектируемой подстанции 8 трансформаторы работают раздельно.
Принимаем базисную мощность для расчета токов короткого замыкания МВА. При рассмотрении трехфазного короткого замыкания в точке К1 К2 К3 отбросим все нагрузки и цепи работающие в холостую.
Рисунок 6.1 электрическая схема системы
Определение сопротивлений элементов расчетной схемы приведение схем замещения к простейшему виду и вычисление токов всех видов повреждений произведено по [5 п.3]:
Сопротивление системы С1:;
Сопротивление линии W2:;
Сопротивление линии W4:;
Сопротивление системы двух автотрансформаторов АТДЦТН-125000220110 по пути тока короткого замыкания ВН-НН:
Сопротивление четырех параллельно работающих гидрогенераторов:
Сопротивление линии W5:;
Сопротивление системы двух автотрансформаторов ПС3 АТДЦТН-125000220110 по пути тока короткого замыкания ВН-СН:
Сопротивление линии W7:;
Сопротивление линии W8:;
Сопротивление системы трансформатора ПС8 ТДТН-3200011035 по пути тока короткого замыкания СН-НН:
Сопротивление системы трансформатора ПС8 ТДТН-3200011035 по пути тока короткого замыкания ВН-НН:
Схема замещения представлена на рисунке 6.2.
Рисунок 6.2 Схема замещения
Преобразуем схему замещения для расчета тока короткого замыкания в точке К1:
Рисунок 6.3 Схема замещения преобразованная
Найдем - суммарное сопротивление схемы замещения относительно точки К1 при трехфазном коротком замыкании.
Найдем - делители тока. Из рис 6.3. очевидно что составляющие тока короткого замыкания .
Найдем расчетные сопротивления для каждого источника тока К.З
Найдем номинальные токи КЭС и Системы приведенные к ступени К.З. на шинах ВН проектируемой подстанции:
Значение сверхпереходного тока посылаемого Системой в точку КЗ не изменяется в рассматриваемых промежутках времени.
Для ГЭС значения тока определяем по расчетным кривым учитываем что из-за наличия демпферных обмоток расчетное сопротивление гидрогенераторов увеличивается на 007 о.е.:
Схема замещения при рассмотрении трехфазного короткого замыкания в точке К2 аналогична схеме замещения при рассмотрении короткого замыкания на шинах ВН только необходимо учесть сопротивление обмоток высшего и среднего напряжения подстанции 8. Преобразованная схема замещения при замыкании на шинах НН приведена на рис 6.4.
Рисунок 6.4 Схема замещения при К.З. на шинах СН
Найдем - суммарное сопротивление схемы замещения относительно точки К2 при трехфазном коротком замыкании.
Из рисунка 6.4 очевидно:
Найдем расчетные сопротивления для каждого источника тока К.З.
Найдем номинальные токи ГЭС и Системы приведенные к ступени К.З. на шинах СН:
Для КЭС значения тока определяем по расчетным кривым учитываем что из-за наличия демпферных обмоток расчетное сопротивление гидрогенераторов увеличивается на 007 о.е.:
Схема замещения при рассмотрении трехфазного короткого замыкания в точке К3 аналогична схеме замещения при рассмотрении короткого замыкания на шинах ВН только необходимо учесть сопротивление обмоток высшего и низшего напряжения подстанции 9. Преобразованная схема замещения при замыкании на шинах НН приведена на рис. 6.5.
Рисунок 6.5 Схема замещения при К.З. на шинах НН
Найдем - суммарное сопротивление схемы замещения относительно точки К3 при трехфазном коротком замыкании.
Из рисунка 6.5 очевидно:
Найдем расчетные сопротивления для каждого источника тока К.З.
Найдем номинальные токи ГЭС и Системы приведенные к ступени К.З. на шинах НН:
Так как то значение сверхпереходного тока посылаемого ГЭС в точку КЗ не изменяется в рассматриваемых промежутках времени учитываем что из-за наличия демпферных обмоток расчетное сопротивление гидрогенераторов увеличивается на 007 о.е.
Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле:
где ку – ударный коэффициент для ГЭС он равен 19; для Системы он равен 17 [5 табл. 3.8]
Так например для точки К1:
Найдем апериодическую составляющую тока КЗ по формуле:
где Tа - значение постоянной времени затухания апериодической составляющей для ГЭС он равен 02 с ; для Системы он равен 002с при рассмотрении КЗ на ВН и СН и 01 с при рассмотрении КЗ на НН ; [3 табл. 3.8 стр. 150]
Окончательный расчет токов К.З. проведем в таблице 6.1
Таблица 6.1 - Токи короткого замыкания
Анализируя значения расчитанных токов короткого замыкания можно сделать вывод о том что добавление в электрическую схему реактора на НН проектируемой подстанции не является необходимыми. Начальное значение периодической составляющей токов КЗ у современных выключателей более 20 кА что больше рассчитанных токов.
Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей
Для того произвести выбор электрических аппаратов необходимо найти наибольший рабочий ток нормального и наибольший послеаварийного режима на стороне НН СН ВН. Расчет токов проведен с учетом знания распределения нагрузки между обмотками трансформаторов (по 50% между СН и НН).
Наибольший длительный ток для ВН трансформатора найдем как:
где - коэффициент перегрузки трансформатор ;
Значение рабочего тока нормального режима работы подстанции необходимого для расчета экономичных сечених проводников найдем как:
где - количество трансформаторов работающих на нагрузку;
Аналогично определим токи для СН и ВН:
Расчетная температура окружающее среды подстанции равна номинальной 25 . Условия окружающей среды не отличны от номинальных. Температурный коэффициент равен 1. Допустимый ток для электрооборудования с учетом температурного коэффициента:
Так как 1 то в дальнейших расчетах при проверке оборудования по нагреву в качестве допустимого тока принимаем значение .
1.1. Выбор сборных жестких шин на напряжение 10 кВ
Сечение сборных выбирают по условию:
I доп - длительно допустимый ток для шины выбранного сечения А
По [6 табл. 7.3] выбираем алюминиевой шины марки АДО с одной полосой на фазу с геометрическими размерами сечения шины мм2
где b - ширина шины мм;
Отметим что в величину допустимого длительного тока введена поправка на -8% так как шины расположена горизонтально.
Проверяем на термическую и электродинамическую стойкость при коротких замыканиях.
Проверка на термическую стойкость может быть произведена путем определения допустимого минимального термически стойкого сечения.
где кА2 · с - тепловой импульс;
C - постоянная: для алюминиевых шин С = 91 [6 табл.1.15];
Условие выбора по термической стойкости:
где I" - начальный сверхпереходный ток КЗ кА;
tрасч. - расчетная длительность КЗ для шин напряжением 110 кВ и 35 кВ принанимаем tрасч.=01 с для шин 10 кВ принимаем tрасч.=02 с;
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на напряжение 10 кВ Та=01 с.
I"=7733 кА и t расч=02 с.
По формуле (12.4) определим допустимое минимальное сечение:
Условие проверки на термическую стойкость выполняется.
Для проверки шин на электродинамическую стойкость производят механический расчет шин.
Наибольшее удельное усилие действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ равно
а - расстояние между соседними фазами м.
Напряжение в материале однополосной шины:
где W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярный действию усилия см 3 ;
l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции м.
Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной плашмя:
Шины будут динамически стойкими если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого
Для алюминиевых шин марки АДО:
Примем a=022 м (больше минимального изоляционного расстояния между проводами разных фаз на 10 кВ) [6 табл. 9.3]. По формуле (7.7) найдем наибольшее удельное усилие при iу(3)=19402 кА:
По формуле (7-9) найдем момент сопротивления шины
По выражению (12.8) найдем максимально допустимую длину пролета между опорными изоляторами:
Примем l = 075 м. Выбор шин произведен в таблице 7.1
Таблица 7.1 Выбор сборных шин на низшем напряжении
Таким образом в качестве жестких шин на НН принимаем алюминиевые однополосные шины с сечением мм2 расстояние между фазными изоляторами a = 022 м и длиной пролета между изоляторами l = 075 м.
1.2 Выбор шин между трансформатором и КРУН
Выбираем открытый шинный мост. Оптимальное сечение найдем по методу экономической плотности тока.
Принимаем два несущих провода на фазу марки Принимаем 2 несущих провода АС-15034 тогда ;
Число проводов А-150 ;
Принимаем токопровод расстояние между фазами м.
Проверяем выбранный токопровод по нагреву длительным током:
Пучок гибких не изолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения поэтому проверка на термическую стойкость не проводится.
Проверка токопровода по условиям схлестывания не проводиться так как значение периодической составляющей тока КЗ кА.
Таблица 7.2 - Выбор гибких шин между трансформатором и КРУН
Таким образом в качестве гибких шин между трансформатором и КРУНН выбираем токопровод .
1.3. Выбор жестких шин на напряжение 35 кВ
По значению А выбираем трубчатые шины.
Выбираем шины по [6 табл. 7.4] шины мм с А.
Проверка по условиям нагрева:
Площадь поверхности трубчатых шин:
Произведем проверку термической стойкости:
I"=2811 кА ; Т а=002 с; t расч=01 с.
Минимальное расстояние между фазами линейного напряжения 35 кВ равно м тогда наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ:
Примем наибольшее расстояние между опорными изоляторами м находим изгибающей момент:
Момент сопротивления шины:
Для шин марки АДО: МПа;
Таблица 7.3 Выбор трубчатых шин на среднем напряжении
В качестве жестких шин на напряжение 35 кВ устанавливаем трубчатые алюминиевые шины с внутреннимвнешним диаметром мм расстояние между фазами и расстоянием между опорными изоляторами менее м.
1.4 Выбор гибких шин на среднем напряжении
Выбираем провод АС 24039 c А;
Проверка на нагрев длительным током:
Проверка на корону на напряжение 35 кВ проверка на электродинамическую и термическую стойкость не делаем.
Таблица 7.4 Выбор гибких шин на среднем напряжении
В качестве гибких шин на СН устанавливаем проаод марки АС 24032.
1.5 Выбор жестких шин на напряжение 110 кВ
I"=1769 кА ; Т а=002 с; t расч=01 с.
Минимальное расстояние между фазами линейного напряжения 110 кВ равно м тогда наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ:
Таблица 7.5 Выбор трубчатых шин на высшем напряжении
В качестве жестких шин на напряжение 110 кВ устанавливаем трубчатые алюминиевые шины с внутреннимвнешним диаметром мм расстояние между фазами и расстоянием между опорными изоляторами менее м.
1.6 Выбор гибких шин на высшем напряжении
Выбираем провод АС 18529 с А.
Проверка на корону для сечения 185 на напряжение 110 кВ проверку на электродинамическую и термическую стойкость не делаем.
Таблица 7.6 Выбор гибких шин на среднем напряжении
В качестве гибких шин на ВН устанавливаем провод марки АС 18524.
2 Выбор отходящих линий
2.1 Выбор кабелей на отходящих линиях 10 кВ
Принимаем что нагрузка по присоединениям распределена равномерно. Сечение выбираем по экономической плотности тока с учетом что Амм2 (алюминивые жилы кабеля при ).
Кабели трёхжильные прокладываются в земле.
Выбираем кабели с q = 120 А;
Набольший рабочий ток соответствует режиму когда наибольшая нагрузка приходится на одну секции а другая выведена в ремонт или отключена.
следовательно необходимо выбрать кабель более толстого сечения с q=150 А.
[6 табл. 3.12 стр. 187];
Таблица 7.7 Выбор кабелей на напряжение 10 кВ
Таким образом в качестве отходящих фидеров выбираем кабели ААШв-10кВ (3х150) проложенные в земле.
2.2 Выбор отходящих линий 35 кВ
Принимаем что нагрузка по присоединениям распределена равномерно. Сечение выбираем по экономической плотности тока с учетом что Амм2
Выбираем провода марки АС-9516 c А;
Набольший рабочий ток соответствует режиму когда наибольшая нагрузка приходится на секции с присоединенными двумя линиями а другая с присоединенными тремя линиями выведена в ремонт или отключена.
Проверку на нагрев длительным током выбранные линии проходят
По ПУЭ проверку на корону для ВЛ на 35 кВ допускается не проводить.
Таблица 7.8 Выбор отходящих линий на среднем напряжении
Таким образом в качестве проводников отходящих линий 35 кВ выбираем провод АС-9516.
3.1. Выбор опорных изоляторов сборных жестких шин 10 кВ
Опорные изоляторы шинной конструкции выбирают по напряжению и допустимой механической нагрузке [6 табл.1.27].
По [6 табл. 5.7] выбираем опорные стержневые изоляторы С4-80 I УХЛ Номинальные данные данного типа изолятора: Fразр..= 4 кН; Uном=10 кВ.
Разрывное усилие находим по формуле:
где Кф - коэффициент формы;
расстояние между фазами м;
расстояние между изоляторами: м.
Для изолятора С4-80 I УХЛ Т1: Кф=1211;
На механическую стойкость изолятор проверяем по условию:
Изоляторы С4-80 I УХЛ1 проходят по всем условиям.
3.2 Выбор проходных изоляторов сборных жестких шин на НН
Проходные изоляторы выбирают по напряжению роду установки и допустимой механической нагрузке и по номинальному току [6 табл.1.27].
Известен ток А с помощью [6 табл. 5.8] выбираем по условию нагрева длительным током проходной изолятор внутренней установки ИП-102000-3000 УХЛ1
Номинальные данные данного типа изолятора:
Fразр..= 3000 Н; Uном=10 кВ; А;
Коэффициент формы равен [7 стр.228].
По (7-11) найдем разрывное усилие:
Согласно условию (7-12):
Изолятор ИП-102000-3000 УХЛ1 проходит по всем условиям.
3.3 Выбор опорных изоляторов гибких шин между трансформатором и ЗРУ
Выбираем опорные стержневые изоляторы С4-80 I УХЛ Т1 Проверка этого типа изоляторов проведена в п.7.3.1 они пригодны к использованию на ГПП в качестве опорных изоляторов жестких шин между трансформатором и ЗРУ.
3.4 Выбор проходных изоляторов гибких шин между трансформатором и ЗРУ
Аналогично п.7.3.2 выбираем проходной изолятор внутренней установки ИП-102000-3000 УХЛ1 Проверка этого типа изоляторов проведена в п.7.3.2 они пригодны к использованию на данной подстанции в качестве проходных опорных изоляторов жестких шин между трансформатором и ЗРУ.
3.5 Выбор подвесных изоляторов на напряжение 10 кВ
Выбираем изоляторы ШН-10
Количество в гирлянде для крепления шин на U=10 кВ - 2.
3.6 Выбор проходных изоляторов шин на напряжение 35 кВ
Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-35630-750УХЛ1 по [6 табл.5.8] с Fразр.=750 Н; Uном=35 кВ; А.
Изоляторы проходят проверку по условию нагрева длительно допустимым током:
По формуле (7-11) находим разрывное усилие учитываем что Кф=05 расстояние между фазами м; наибольшее расстояние между изоляторами: м.
3.7 Выбор опорных изоляторов на стороне напряжения 35 кВ
Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С4-200 I УХЛ с Fразр.=4 кН.
где - коэффициент высоты [7 стр. 229] который находится по габаритам изолятора:
Таким образом опорные стержневые изоляторы наружной установки С4-450 I УХЛ проходят проверку по требованиям технических ограничений.
3.8 Выбор подвесных изоляторов
Выбираем изоляторы ПФ6-Б. Количество в гирлянде для крепления гибких шин на U=35 кВ - 3 шт.
3.9 Выбор изоляторов шин на напряжение 110 кВ
Выбираем линейные вводы ГМЛБ-90-1101000У1 с номинальными параметрами:
Вводы проверку по условию нагрева длительно допустимым током:
3.10 Выбор опорных изоляторов на стороне напряжения 110 кВ
Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С4-450 I УХЛ с Fразр.=4 кН.
По формуле (7-11) находим разрывное усилие учитываем что - коэффициент высоты [7 стр. 229] находиться по габаритам изолятора:
Расстояние между фазами м; наибольшее расстояние между изоляторами: м.
3.11 Выбор подвесных изоляторов
Выбираем изоляторы ПФ6-Б. Количество в гирлянде для крепления шин на U=110 кВ - 8 шт.
4 Выбор высоковольтных выключателей
Вследствие высокой надёжности вакуумных выключателей и их относительного удешевления в настоящее время принимаем решение в проекте использовать их как на низшем так и на среднем напряжении. На высшем напряжении в перемычке трансформаторов будем использовать не менее надежный элегазовый выключатель. Приводы всех выключателей разъединителей отделителей короткозамыкателей электромагнитные так как оперативный ток – выпрямленный.
4.1 Выбор высоковольтных выключателей на напряжение 110 кВ
Для выключателей Q1-Q2 (рисунок 5.1) известен ток А по [6 табл. 5.2] выбираем маломасляный выключатель ВМТ-110-201000УХЛ1
Согласно [6 табл. 1.27] условиями выбора выключателей являются следующие параметры представленные в таблице 7.9
Таблица 7.9 Выбор выключателей на напряжение 110 кВ
В таблице 7.9 приняты следующие обозначения:
- нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения;
- ток начальной периодической составляющей определяется для момента времени кА;
- ток электродинамической стойкости выключателя кА;
Ток термической стойкости выключателя кА допустимое время действия тока термической стойкости с.
Расчетный импульс квадратичного тока КЗ найдем по формуле:
Тепловой импульс при протекании тока короткого замыкания в точке К1 (рисунок 6.1):
При выборе данного типа выключателя выполняются все условия выбора выключателя.
4.2 Выбор высоковольтных выключателей на среднем напряжении
Выбираем вакуумные выключатели ВБЭК-35-25630 с электромагнитным приводом. Устанавливаем их как на ввод сборных шин 35 кВ так и на отходящие воздушные линии 35 кВ (выключатели Q3Q4Q7-Q11QB1 рисунка 5.1). Количество выключателей этого типа на проектируемой подстанции – 8 шт.
Аналогично выбору выключателей на напряжение 110 кВ выбираем выключатель на стороне среднего напряжения. Выбор выключателя представлен в таблице 7.10.
Таблица 7.10 Выбор выключателей на напряжение 35 кВ
4.3 Выбор высоковольтных выключателей на отходящих кабельных линиях 10 кВ
Из п.7.2.1 известен ток А по этому значению выбираем вакуумные выключатели ВБЭ-10-20630 с электромагнитным приводом на место Q12-Q19 (рисунок 5.1). Количество выключателей этого типа на проектируемой подстанции – 8 шт.
Аналогично выбору выключателей на напряжение 110 кВ выбираем выключатель на стороне среднего напряжения. Выбор выключателя представлен в таблице 7.11.
Таблица 7.11 Выбор выключателей на напряжение 10 кВ
На место вводных выключателей в РУ (Q5Q6 рисунка 5.1) по значению наибольшего рабочего тока выбираем выключатели ВБЭ-10-3152000 УХЛ2. Между секциями 10 кВ (QB2 рисунка 5.1) устанавливаем выключатель ВБЭ-10-201000.
5 Выбор разъединителей на напряжение
5.1 Выбор разъединителей на напряжение 110 кВ
Разъединители – это электрические аппараты предназначенные для создания видимого разрыва в цепях при выводе оборудования в ремонт а также для снятия напряжения с обесточенных частей элементов подстанции. Разъединители не имеют дугогасительных устройств поэтому их коммутационная способность невелика.
Разъединители выбирают по номинальному напряжению конструкции номинальному току и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость. Данные заносят в таблицу. Выбирают приводы.
Конструкцией отвечающей современным требованиям являются разъединители колонкового типа.
Выбираем разъединители для наружной установки. РНДЗ 2-1101000 У1 с номинальными параметрами:
Электродинамическая стойкость ножей: кА;
Термическая стойкость главных ножей: кАс;
Заземляющие ножи: кАс;
Условия выбора разъеденителя:
) По номинальному напряжению:
Uном.р=110 кВ =Uном.уст.=110 кВ;
) По номинальному току:
) Наружная установка двухколонковые с двумя заземляющими ножами;
) Динамическая стойкость:
) Термическая стойкость главных ножей:
) Термическая стойкость заземляющих ножей:
Разъединители для наружной установки РНДЗ 1-1101000 У1 удовлетворяют всем условиям выбора.
Выбор разъединителей представлен в таблице 7.12
Таблица 7.12 Выбор разъединителей на высшем напряжении
5.2 Выбор разъединителей на 35 кВ
Выбираем разъединители для наружной установки. РНДЗ 1(2)-351000 У1
Uном=35 кВ; А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кАс; заземляющие ножи кАс. Привод электромагнитный ПЭ-11 [6 стр.269].
)Uном.р=35 кВ =Uном.уст.=35 кВ;
)Наружная установка двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами;
Представим выбор разъединителей в табличной форме (таблица 7.13)
Таблица 7.13 Выбор разъединителей на среднем напряжении
6 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальному напряжению номинальному первичному току номинальному вторичному току (5А или 1А); роду установки конструкции классу точности и вторичной нагрузке и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.
6.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы
Силовые трансформаторы имеют встроенные трансформаторы тока предназначенные для присоединения релейной защиты. Достаточным условием проверки является сравнение наибольшего рабочего тока на данном напряжении с номинальным током ТТ.
Выбираем трансформатор типа ТВТ 110-I-10005 с параметрами А; А; Uном=110 кВ [6 табл.5.11].
Выбираем трансформатор типа ТВТ 35-I-6005 с параметрами А; А; Uном=110 кВ [6 табл.5.11].
Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-60005 с параметрами А; А; Uном=10 кВ [6 стр.316].
6.2 Выбор трансформатора тока расположенного в РУ 110 кВ
Выбираем трансформатор наружной установки типа ТФЗМ-110Б-III У1 с параметрами А; А; Uном=110 кВ; Ом; кА; класс точности 05 [6 табл. 5.9 ]
Вторичная нагрузка трансформаторов тока определяется после составления трехлинейной схемы подключенных к нему реле и измерительных приборов
где r приб - суммарное активное сопротивление последовательных катушек приборов и реле Ом;
r пров - активное сопротивление соединительных проводов Ом;
r конт - сопротивление всех контактов Ом
ВА (мощность приборов присоединенных ко вторичной обмотке)
Сведения о подключенных к вторичной обмотке приборах сведены в таблицу 7.14
Таблица 7.14 Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-110Б
Мощность потребляемая обмоткой тока ВА
Сопротивление подключенных приборов:
Из формулы (7-13): Ом.
Найдем минимально возможное cечение во вторичной цепи по формуле:
где удельная проводимость алюминия ;
- расчетная длина провода зависящая от схемы соединения ТТ:
при соединении ТТ в полную звезду ;
- расстояние от ТТ до измерительных приборов м.
следовательно принимаем сечение контрольного кабеля 40 жилы контрольного кабеля алюминиевые.
Проверим электродинамическая стойкость по условию:
Проверим термическую стойкость:
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.15
Таблица 7.15 Проверка ИТТ ТФЗМ-110
6.3 Выбор трансформаторов тока расположенных на вводах 35 кВ
Выбираем трансформатор типа ТФЗМ-35А У1 с параметрами А; А; Uном=35 кВ; класс точности 05 [6 стр.302-303]
Каталожные данные присоединенных к трансформатору тока измерительных приборов сведены в таблицу 7.16.
Таблица 7.16 Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-35А У1
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный
Мощность приборов подключенных к вторичной обмотке ВА;
Найдем минимально возможное cечение во вторичной цепи при соединении ТТ в полную звезду м по формуле:
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.17
Таблица 7.17 Проверка ИТТ ТФЗМ-35А У1
Между секциями 35 кВ устанавливаем трансформаторы тока такого же типа.
6.4 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях 35 кВ
Каталожные данные присоединенных к трансформатору тока измерительных приборов сведены в таблицу 7.18.
Таблица 7.18 Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-35А У1
Мощность приборов подключенных к вторичной обмотке ВА; Ом;
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.19.
Таблица 7.19 Проверка ИТТ ТФЗМ-35А У1
6.5 Выбор трансформаторов тока расположенных на вводах 10 кВ
Выбираем трансформатор типа ТПШЛ-10 У3 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; Ом; класс точности 05 [6 табл. 5.9].
Проверку трансформаторы тока осуществляем аналогично пункту 7.6.2
Сведения о приборах подключенных ко вторичной обмотке сведены в таблицу 7.20.
Таблица 7.20 Приборы подключённые к ТПШЛ-10 У3
Данные о приборах взяты из [6 табл. 6.26 стр.635]
Принимаем м ; м. ( так как три трансформатора соединены в полную звезду).
Найдем сечение во вторичной цепи:
Принимаем сечение контрольного кабеля 40 жилы контрольного кабеля алюминиевые.
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.21.
Таблица 7.21 Проверка ИТТ ТПШЛ-10 У3
Такой же трансформатор тока устанавливаем рядом с секционным выключателем.
6.6 Выбор трансформаторов тока расположенных на отходящих линиях
Выбираем трансформатор типа ТПОЛ-10 У3 с параметрами А; А; Uном=10 кВ; Ом; класс точности 05 [6 табл. 5.9].
Перечень приборов подключенных ко вторичной обмотке сведены в таблицу 7.22.
Таблица 7.22 Перечень приборов подключённых к ТПОЛ-10
Принимаем м ; м. (так как два трансформатора соединены в неполную звезду).
Найдем сечение во вторичной цепи:
Выбираем сечение алюминиевых жил контрольного кабеля 4 .
Электродинамическая стойкость проверяется по условию:
где - кратность электродинамической стойкости для ТПОЛ-10 ;
Проверим на термическую стойкость:
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.23.
Таблица 7.23 Проверка ТПОЛ-10
6.7 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности
Трансформаторы тока нулевой последовательности устанавливаются на отходящие кабельные линии с целью сигнализации короткого замыкания «на землю» в сетях с изолированной нейтралью. Выбор соответствующего трансформатора тока нулевой последовательности устанавливаемого в ячейку КРУН производится по диаметру отходящего кабеля.
7 Выбор трансформаторов напряжения
7.1 Выбор трансформаторов напряжения присоединенных к шинам КРУН 10 кВ
Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [7 табл. 4.11]. Предполагая что на стороне 10 кВ применено комплектное КРУ внутренней установки выбираем трехфазные НАМИ-10-95 УХЛ1 Uном =10 кВ S2ном =200 ВА; В; в классе точности 05. Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 7.24.
Таблица 7.24 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Мощность одной обмотки
Ввод 10 кВ от силового трансформатора
Общая мощность приборов подключенных к вторичной обмотке ВА.
Один трехфазный трансформатор напряжения имеет мощность ВА что меньше . Поэтому предусматриваем дополнительно установку одного трансформаторов НАМИ-10-95 УХЛ1 мощностью ВА. Полная мощность всех установленных на секции трансформаторов напряжения ВА что больше ВА. Таким образом выбранные трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 05.
Принимаем сечение проводов 40 по условию механической прочности для алюминиевых жил поэтому для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ
Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранители расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКН001-10У3.
7.2 Выбор трансформаторов напряжения присоединенных к шинам 35 кВ
Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [7 табл. 4.11]. Предполагая что на стороне 35 кВ применено комплектное КРУ внутренней установки выбираем трехфазный НАМИ-35-УХЛ1 Uном =35 кВ S2ном =360 ВА; В; в классе точности 05. Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 7.25.
Таблица 7.25 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Ввод 35 кВ от силового трансформатора
Один трехфазный трансформатор напряжения имеет мощность ВА что больше . Поэтому не предусматриваем дополнительно установку однофазных трансформаторов напряжения. Принимаем сечение проводов 40 по условию механической прочности для алюминиевых жил поэтому для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ
Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранители расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКН101-35-2-8У3.
8 Выбор ограничителей перенапряжения
8.1 Выбор ограничителей перенапряжения в РУ СН
Выбираем ОПНTEL 35405. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.26
8.2 Выбор ограничителей перенапряжения в РУ НН
Выбираем ОПН-РС 10127. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.26
8.3 Выбор ограничителей перенапряжения в РУ ВН
Выбираем ОПН-У 110102. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.26
Таблица 7.28 Характеристики выбранных ОПН
Наименование параметра
Класс напряжения сети кВ
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение кВ
Номинальный разрядный ток кА
Остающееся напряжение на ОПН не более кВ при импульсе тока:
Максимальная амплитуда импульса тока 410 мкс кА
Пропускная способность не менее А
Классификационное напряжение ОПН Uкл не менее
При амплитуде тока 22 мА – 48
При амплитуде тока 15 мА – 231
При амплитуде тока 3 мА – 183
Удельная энергия кДжкВ
Длина пути утечки мм
9 Выбор комплектных распределительных устройств КРУН
Распределительное устройство 10 кВ выполняются из комплектных шкафов КРУН наружной установки заводского изготовления с ячейками типа КР10-Д10.
Конструктивно КРУ представляют собой металлические выкатные шкафы(ячейки) в которых установлены высоковольтные аппараты различные приборы и вспомогательные устройства. Ячейку выполняют из стали что обеспечивает необходимую прочность и ограничивает разрушения при возникновении КЗ вентиляцию и выброс газов. Все шкафы одной серии выпускаются одних и тех же габаритов. В шкафах КРУ наружного исполнения предусматривается местный подогрев.
Шины 10 кВ – жёсткие алюминиевые прямоугольного сечения однополосные. Вводы гибкие.
Параметры ячеек приведены в таблице 7.29 и таблице 7.30
Таблица 7.29 Параметры ячеек КРУ
Номинальное напряжение (линейное) кВ
Наибольшее рабочее напряжение (линейное) кВ
Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ А
Номинальный ток сборных шин и токопроводов
Номинальный ток отключения выключателя встроенного в КРУ кА
Стойкость к токам короткого замыкания главных цепей
- электродинамическая кА
- термическая в течение 3 с кА
- эффективное значение периодической составляющей кА
Габаритные размеры шкафов (ширина глубина высота) мм
Таблица 7.30 Оборудование установленное в КРУ
Наименование оборудования
Выключатель отходящих линий
Трансформатор тока вводного выключателя
Трансформатор тока на отходящей линии
Трансформатор напряжения
Ограничитель перенапряжения
Уровень изоляции – нормальный. Степень защиты IP20.

ПС_110_35_10(генплан).dwg

Предохранитель плавкий
Сборные шины алюминиевые
нелинейный ОПН-110У1
Ограничитель перенапряжений
нелинейный ОПН(П)-10У3
Короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1
Отделитель ОДЗ-1-1101000У1
Трансформатор напряжения
Разъединитель РНДЗ-2-351000У1
Разъединитель РНДЗ-1-351000У1
Трансформатор силовой
Трансформатор собственных
Выключатель вакуумный
Выключатель секционный
Разъединитель РНДЗ-1101000У1
Заземлитель ЗОН-110 МУ1
Заземлитель ЗР-10 У1
шкаф тр-ра напряжения
шкаф секц.разъединителя
шкаф секц. выключателя
Установка осветительная
Молниеотвод стержневой
Блок опорных изоляторов
Блок трансформаторов
труба алюминиевая 1316
Ошиновка гибкая 35 кВ
нителями РНДЗ-2-351000У1
Блок приема ВЛ 110 кВ
Блок разъединителей110кВ
Ошиновка жесткая 110 кВ
Ошиновка гибкая 110 кВ
провод голый АС-18529
БлокЗОН-110У1иОПН-110У1
Трансформатор силовой
трехфазный трехобмоточный
Блок шинных аппаратов 35кВ
Ошиновка жесткая 35кВ
шины алюминиевые круглые
Блок выключателя ВБЭК-
-25630УХЛ1 с разъеди-
Блок опорных изоляторов 10кВ
Ошиновка гибкая 10кВ
Районная понизительная подстанция 1103510 кВ

однолинейная КП.cdw

электрических соединений
Районной понизительной
Предохранитель ПКТ 102-7
Предохранитель ПКН 001-10 У3
Предохранитель ПКН101-35-2-8 У3
Выключатель ВМТ-110-201000 УХЛ1
Выключатель ВБЭ-10-31
Выклю.чатель ВБЭК-35-25630
Выключатель ВБЭ-10-20630 УХЛ
Разъединитель РНДЗ-1101000 У1
Разъединитель РНДЗ-351000 У1
Заземляющий нож ЗОН-110 У3
Заземляющий нож ЗОН-35 У3
Трансформатор ТДТН-400001103510
Заземляющий нож ЗР-10 У3
Трансформатор ТМ-6310
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б У1
Трансформатор тока ТВТ-110-10005
Трансформатор тока ТВТ-10-60005
Трансформатор тока ТВТ-35-6005
Трансформатор тока ТПОЛ-10-600 У3
Трансформатор тока ТФЗМ-35-600Б У1
Трансформатор тока ТНПШ
Трансформатор тока ТФЗМ-35-300Б У1
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Трансформатор напряжения НАМИ-35
Воздушная линия 110 кВ АС-18529
Кабельная линия ААШв-10 кВ (3х150)
Воздушная линия 35 кВ АС-9516
Районная понизительная
подстанция 1103510 кВ
Схема заполнения КРУН 10 кВ
Шинные разъеденители
Линейные разъеденители

2.doc

4 Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов
Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях имеющих потребителей первой и второй категорий как правило предусматривается установка двух трансформаторов.
Выбираемая мощность трансформатора должна удовлетворять условию:
КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;
Кав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки принимаем Кав = 14 (время наибольшей нагрузки не превышает 6 часов а загрузка доаврийного режима менее 93% от наибольшей)
Рассмотрим два возможных варианта установки трансформаторов: два трансформатора марки ТДТН – 40000110 и два трансформатора марки ТДТН – 63000110.
Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов
Марка трансформатора
Uвн - номинальное напряжение высшей обмотки кВ;
Uвн - номинальное напряжение средней обмотки кВ;
Uнн – номинальное напряжение низшей обмотки автотрансформатора кВ;
Uк - напряжение короткого замыкания %;
Pk - значение потерь активной мощности при коротком замыкании кВт;
Qk - значение потерь реактивной мощности при коротком замыкании квар;
Pх - значение потерь активной мощности холостого хода трансформатора кВт;
Стоимость сооружения трансформаторной подстанции определим с помощью [1 табл. 6.134] и коэффициента удорожания Kуд =50. Стоимость подстанции с двумя трансформаторами марки ТДТН-40000110 составляет 80000 тыс. рублей. А стоимость сооружения подстанции с двумя трансформаторами марки ТДТН-63000110 составляет 112000 тыс. руб.
В трансформаторах годовые потери определяют по формуле (3.1):
Экономический коэффициент приведения для трансформаторов системных подстанций Кэк=008.
Нагрузочные потери обмоток РкзВН; РкзСН и РкзНН подсчитывают по формулам приведения.
Приведенные потери активной мощности холостого хода автотрансформатора ТДТН – 4000011035:
Определим приведенные значения напряжений короткого замыкания для обмоток автотрансформатора
Для ТДТН – 4000011035 и ТДТН – 6300011035:
Приведенные потери реактивной мощности короткого замыкания для обмотки высшего напряжения определим по формуле:
Для ТДТН – 4000011035:
Тогда приведенные потери активной мощности короткого замыкания для обмотки высшего напряжения автотрансформатора ТДТН – 4000011035:
Приведенные потери реактивной мощности короткого замыкания для обмотки среднего и низшего напряжения определим аналогично по формуле (4.2)
Расчет приведенных значений потерь холостого хода и короткого замыкания сводим в таблице 4.2
Таблица 4.2 - Приведенные данные трансформаторов
Для варианта с автотрансформаторами ТДТН – 40000110:
Для варианта с автотрансформаторами ТДТН – 63000110:
1 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения
На стадии технико-экономического обоснования проекта необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов. Для этого воспользуемся методикой основанной на интегральных критериях экономической эффективности инвестиционных проектов.
Основным критериями являются:
- чистый дисконтируемый доход (ЧДД)
- индекс доходности
- внутренняя норма доходности (ВНД)
Коэффициент дисконтирования рассчитывается на основании нормы дисконта E=01 равный приемлемой для инвестора нормы дохода на капитал.
Так как необходимо учесть капитальные вложения формула (4.3) примет вид:
где К=- сумма дисконтированных капиталовложений в проект;
- капиталовложения на t-том шаге;
Где t=123 T-номер шага расчета;
Rt-результаты достигаемые на t-ом шаге расчета.
Разность называется приведенным эффектом. При постоянной норме дисконта в отсутствии роста цен и инфляции.
Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведённых эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:
Срок окупаемости - это период начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты перекрываются суммарными результатами осуществления проекта.
Целью технико-экономического расчета является сравнение интегральных экономических показателей выбранных к рассмотрению вариантов. Задача сводится к определению наиболее прибыльного варианта реконструкции. К затратной части проекта относятся: затраты на строительство и монтаж автотрансформаторов затраты на их амортизацию и эксплуатационное обслуживание издержки на потери электроэнергии в трансформаторах К доходной части относится прибыль от трансформации электроэнергии на подстанции.
Объем покупаемой за год электроэнергии можно вычислить по формуле:
где - расчетная нагрузка на шинах трансформаторов МВт;
- время использования максимума ч;
- потери электроэнергии в трансформаторах кВтч;
В таблице 4.3 представлены техническо-экономические данные сравниваемых трансформаторов.
Таблица 4.3 Техническо-экономические данные трансформаторов
где Sн – номинальная мощность трансформатора МВА;
n – число трансформаторов на подстанции;
K – стоимость сооружения подстанции с данным трансформатором тыс.руб;
- потери электроэнергии в год тыс. кВтч.
1.1 Расчет экономических показателей первого варианта
Расчет экономических показателей для каждого из вариантов произведен в таблицах 4.4 и 4.5. Рассчитаем экономические показатели первого варианта внешнего электроснабжения.
)Выручка от реализации:
- тариф за электроэнергию руб.кВтч;
W – объем потребляемой электроэнергии фиксируется счетчиками коммерческого учета тыс.кВтч;
И – индекс стоимости объема передаваемой энергии. Принимаем в нашей работе И=03. Индекс зависит числа трансформаций при передачи электроэнергии.
В 2011 году тариф на электроэнергию на напряжение 110 кВ по Саратовской области составит руб.кВтч.
Примечание: выручка рассчитывается с 2011 по 2020 год так как первые два года трансформаторы не работают. Идет монтаж автотрансформаторов. Каждый год планируем увеличение тарифа на покупку электроэнергии на 4 %.
Выручка в первом варианте в 2011 году составит:
) Капиталовложения в СЭС:
Капиталовложения распределены следующим образом:
08 г. – 40% от К = K2008г.;
09 г. – 30% от К = K2009г;
10 г. – 30% от К = K2010г;
В первом варианте получаем следующее распределение затрат на строительство системы внешнего электроснабжения:
) Издержки на потери:
где - средняя стоимость электроэнергии системы руб.кВтч.;
) Издержки на обслуживание:
где: К – стоимость монтажа автотрансформаторов тыс. руб.;
- рассчитывается с 2011 г. по 2020 г. Величина будет постоянной по годам этого периода.
) Отчисления на налоги и сборы:
) Удельная себестоимость электроэнергии:
) Чистая прибыль проекта внешнего электроснабжения:
) Чистый доход без дисконтирования:
где: ЧД – чистый доход на
К – расходы на сооружения подстанции в i-ом году тыс. руб.
Примечание: чистая прибыль в 2008-2010 составляет 0 рублей а расходы на сооружение с 2011 года равны 0.
В первом варианте чистый доход 2011 году составит:
) Чистый дисконтированный доход:
где - заданный коэффициент дисконтирования.
Чистый дисконтированный доход за 2009 год для первого варианта составит:
) Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом:
Для первого варианта чистый дисконтированный доход к 2009 году составит:
Примечание: при расчете чистого дисконтированного дохода с нарастающим итогом в 2008 году .
) Рентабельность продукции:
Примечание: Этот показатель рассчитывается с 2011г. по 2020 год. Затем все показатели рентабельности складываются и рассчитывают среднюю рентабельность:
Для первого варианта средняя рентабельность составит:
) Рентабельность производства:
) Индекс доходности за 13 лет:
Индекс доходности первого варианта внешнего электроснабжения
1.2 Расчет экономических показателей второго варианта внешнего электроснабжения
Второй вариант рассчитываем аналогично первому с помощью соответствующих формул (4.7)-(4.20).
Во втором варианте получаем следующие распределение затрат на строительство системы внешнего электроснабжения:
) Удельная себестоимость электроэнергии:
) Чистая прибыль проекта электроснабжения:
Во втором варианте чистый доход 2011 году составит:
Чистый дисконтированный доход за 2011 год составит:
Для второго варианта чистый дисконтированный доход к 2011 году составит:
Для второго варианта средняя рентабельность составит:
) Рентабельность производства в 2011 году:
Индекс доходности второго варианта внешнего электроснабжения
С помощью соответствующих формул в определенном порядке заполняем таблицы 4.4 и 4.5 для обоих вариантов расчета экономической мощности.
Графически определим срок окупаемости каждого варианта. На рисунке 4.1 представлен график зависимости чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом от времени интегрирования.
Рисунок 4.1 Определение срока окупаемости
Основываясь на расчетных данных таблиц 4.4 4.5 и графика на рисунке 4.1 подведем итог технико-экономического сравнения в таблице 4.4.
Таблица 4.4 Технико-экономическое сравнение вариантов
Средняя рентабельность продукции за 10 лет
Средняя рентабельность производства за 10 лет
Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом за 2020 год
Индекс доходности (ИД)
Основные экономические показатели: cрок окупаемости индекс доходности и чистый дисконтированный доход рентабельность первого варианта лучше чем у второго варианта. Из технико-экономического расчёта делаем вывод что вариант 1 - установка на трансформаторной подстанции двух трансформаторов марки ТДТН – 4000011035 экономически более выгоден чем вариант 2 -установка на трансформаторной подстанции двух трансформаторов марки ТДТН – 4000011035
2 Проверка на систематические перегрузки
Проверим вариант победивший в экономическом сравнении на систематические и аварийные перегрузки. Проверка производится с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов приведенных в ГОСТ 14209-97
На суточный график ВН нанесем номинальную мощность трансформаторной подстанции =80 МВА .
Рисунок 4.2 суточный график нагрузок на ВН
Из графика на рисунке 4.2. очевидно что при нормальной работе двух трансформаторов коэффициент загрузки не превышает:
Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла в нормальном режиме трансформатор не перегружается нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.
Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок
Величина наибольшей кратковременной аварийной перегрузки:
Длительность перегрузки соответствующая более 10 минут
Установка на проектируемой подстанции двух трансформаторов марки ТДТН-40000110 соответствует требованиям предъявляемым ГОСТ 14209-97.

4.doc

8 Выбор релейной защиты и автоматики
Релейная защита электрических систем - совокупность устройств (или отдельное устройство) содержащая реле и способная реагировать на короткие замыкания (КЗ) в различных элементах электрической системы — автоматически выявлять и отключать поврежденный участок.
В настоящее время идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты. Создаются и вводятся в эксплуатацию новые защиты для дальних ЛЭП для крупных генераторов трансформаторов и энергоблоков. Разрабатываются новые виды полупроводниковых дифференциально-фазных защит которые проще и надежнее в эксплуатации. Релейная защита является основным видом электрической автоматики без которой невозможна надежная работа современных энергетических систем.
Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет из и в зависимости от характера нарушения производит операции необходимые для восстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.
В современных электрических системах релейная защита тесно связана с электрической автоматикой предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питание потребителей.
Основные требования предъявляемые к релейной защите:
- Быстрота действия.
Релейная защита срабатывает при изменениях определённых электрических величин. Чаще всего встречается Релейная защита реагирующая на повышение тока (токовая защита). Нередко в качестве воздействующей величины используют напряжение. Применяют также Релейную защита реагирующую на снижение отношения напряжения к току которое пропорционально расстоянию (дистанции) от Р. з. до места КЗ (дистанционная защита). Обычно устройства Релейной защиты изолированы от системы; информация об электрических величинах поступает на них от измерительных трансформаторов тока или напряжения либо от других измерительных преобразователей.
1 Выбор релейной защиты
Защита силовых трансформаторов.
Для защиты трансформаторов от короткого замыкания между фазами на землю и от витковых замыканий одной фазы применим дифференциальную защиту.
Основное преимущество дифференциальных защит трансформаторов состоит в том что они обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений как в самом трансформаторе так и на его выводах и токоведущих частях к его выключателям.
Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов предусмотрим газовую защиту которая реагирует на повреждения трансформатора возникающие внутри его бака.
На трансформаторе наряду с защитами действующими при повреждении в трансформаторе и его соединениях предусматриваются резервные защиты для срабатывания при внешних коротких замыканиях. Для этой цели воспользуемся максимальной токовой защитой.
Для защиты от перегрузок применим токовую защиту от перегрузок.
Защита шин 10 и 35 кВ
Для быстрого отключения короткого замыкания применим токовую отсечку. От междуфазных коротких замыканий используется отсечка без выдержки времени. От двойных коротких замыканий на землю и двухфазных на землю в одной точке применяется селективная двухступенчатая защита токовая отсечка без выдержки времени и максимальная токовая защита.
От замыканий на землю применим токовую защиту нулевой последовательности.
Защита кабельных линии 10 кВ и линии 35 кВ
От многофазных замыканий защита линии выполняется двухступенчатой: максимальная защита (резервная МТЗ с выдержкой времени) и токовая отсечка (основная защита без выдержки времени).
От однофазных замыканий с действием на сигнал применим токовую защиту нулевой последовательности реагирующую на первые гармоники тока или сумму всех гармоник.
Для отключения повреждений сопровождающихся отказом выключателя предусмотрим специальное устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) отключающее выключатели других электрических цепей продолжающих питать короткие замыкания.
В данном пункте были использованы [8].
2 Автоматика подстанции
При автоматизации подстанции предусмотрим необходимый минимум следующего оборудования
- Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР);
- Автоматическое повторное включение (АПВ) на отходящих кабельных и воздушных линий.
2.1 Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР)
Устройства автоматического включения резерва (АВР) находит широкое применение в системе собственных нужд подстанций. Назначение АВР состоит в том чтобы при авариях когда по тем или иным причинам исчезает напряжение на одной системе (секции) сборных шин опознать сложившуюся аварийную ситуацию и без вмешательства персонала автоматически восстановить электроснабжение потребителей от резервного источника питания. Исчезновение напряжения на шинах нагрузки может быть вызвано короткими замыканиями в питающей сети высшего напряжения в рабочем трансформаторе на его шинах низшего напряжения и в присоединенной к шинам распределительной сети а также произвольным отключением одного выключателя рабочего трансформатора.
Схемы УАВР должны удовлетворять изложенным ниже основным требованиям:
Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом резервное для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть отключена выключателем со стороны шин потребителей. Отключенное состояние этого выключателя контролируется его вспомогательными контактами или реле положения и эти контакты должны быть использованы в схеме включения выключателя резервного источника. Признаком прекращения питания является исчезновение напряжения на шинах потребителей поэтому воздействующей величиной устройства АВР обычно является напряжение. При снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит в действие.
Иметь минимально возможное время срабатывания tabp. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. Минимальное время tabp определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети связанных с рабочим источником питания если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряжения срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключаются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР расположенных ближе к рабочему источнику питания.
Обладать однократностью действия что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.
Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.
Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.
На стороне ВН устройство АВР должно подключать резервный источник питания при исчезновении напряжения на шинах рабочего источника по любой причине. Это устройство АВР включает в сеть линию 110 кВ присоединенную к включаемому выключателю . Предусматривается что устройство АВР воздушных линий работает совместно с АПВ питающих подстанций.
УАВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным от максимальных токовых защит по времени.
Рисунок 8.1 Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами
Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3 их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания его контакт замкнут. Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1 выключатель Q4 отключается при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается производя включение выключателя QB1. Если включение происходит на повреждённые шины то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия УАВР отключает его. Повторного включения не последует так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.
2.2 Автоматическое повторное включение (АПВ)
Практический опыт эксплуатации энергосистем показывает что значительная часть отключений оборудования релейной защиты вызывается нарушением изоляции высокого напряжения. При снятии напряжения с поврежденной цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается и цепь может быть вновь включена в работу без осмотра и ремонта.
Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1 кВ. Автоматическое повторное включение восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия релейной защиты. Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях оборудованных быстродействующей защитой шин также применяется АПВ которое производит повторную подачу напряжения на шины в случае их отключения релейной защитой; АПВ шин имеет высокую эффективность поскольку каждый случай успешного действия предотвращает аварийное отключение целой подстанции или ее части.
УАПВ – устройство автоматического повторного включения предназначенное для автоматического ввода в работу электрического оборудования (после его преднамеренного отключения) с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Устройства АПВ работают в едином комплексе с релейной защитой.
Предусматривается АПВ шин среднего напряжения с пуском от несоответствия положения выключателя с положением ключа управления и запретом АПВ при работе защит трансформатора от внутренних повреждений.
На отходящих кабельных линиях предусматриваем АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и ключа управления (или реле фиксации). При этом целесообразно предусмотреть ускорение ступеней защиты с выдержками времени после АПВ.
Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе представлена на рисунке 8.2.
Рисунок 8.2 Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе
В комплектное реле входят:
Реле времени KT создающие выдержку времени от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками – обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;
Конденсатор C1 в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивается однократность действия УАПВ;
Резисторы: R1 обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2 ограничивающий скорость разряда конденсатора R3 разряжающий конденсатор C1 при срабатывании устройств защиты после действия которых не должно происходить АПВ и при отключении выключателя ключом управления SA (запрет АПВ);
Диод VD предотвращающий разряд конденсатора C1 при понижении напряжения на блоке питания и заряда (UVG) вследствие близких коротких замыканий.
Питание электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор C2 блока питания и заряда UGV. В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-358. Электромагнит включения YAC выключателя получает питание от трансформатора собственных нужд T1 через мощный выпрямитель VS.
Схема действует следующим образом. При отключение выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q.1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA то он остается во включенном положении а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие ключа управления и выключателя необходимое для пуска реле времени KT. Его контакт KT.1 размыкаясь без выдержки времени включает резистор R1 обеспечивая термическую стойкость реле а контакт KT.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору C1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя KM в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.
Схема становится готовой к новому повторному действию после заряда конденсатора C1. При этом обеспечивается однократность действия УАПВ так как конденсатор заряжается только при включенном положении выключателя. Включения выключателя при неуспешном АПВ не происходит.
Выбор контрольно-измерительных приборов
Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.
КИП были выбраны в п.7.6 7.7.
Выбранные КИП приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 – Выбранные контрольно-измерительные приборы
Ввод от трансформаторов к сборным шинам 35 кВ
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный
На отходящих линиях 35 кВ
Подключено секционному ТТ (35 кВ)
Ввод от трансформаторов к сборным шинам 10 кВ
Подключено секционному ТТ (10 кВ)
На отходящих линиях 10 кВ
Подключено к ТН сборных шин 10 кВ
Подключено к ТН сборных шин 35 кВ
Выбор оперативного тока и источников питания
Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей(приводов) а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток т.к. мы выбирали оборудование которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.
На проектируемой подстанции для питания приводов высоковольтных выключателей применим блоки питания БПТ-1002 и БПН-1002 т.к. они более мощные(выходная мощность до 1200 Вт напряжение 220 В).
Блоки питания БП-11 и БП-101 будем использовать для питания релейной защиты и автоматики.
Собственные нужды подстанции
Для определения мощности трансформаторов собственных нужд (ТСН) составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей собственных нужд (СН) при выходе из строя одного из ТСН. Для электроснабжения системы собственных нужд ПС предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380220 В. ТСН присоединено к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участках между трансформаторами и выключателями.
Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 11.1.
Таблица 11.1 Расход электроэнергии на СН для проектируемой подстанции
Установленная мощность приёмника кВт
Суммарная мощность кВт
Электродвигатели обдува трансформатора
Подогрев выключателей 110 кВ
Обогрев шкафов релейной аппаратуры
Обогрев приводов разъединителей
Нагрузку приводов при расчете мощности трансформатора выключателей разъединителей не учитываем так как режим их работы кратковременный
Выбираем мощность трансформатора собственных нужд– 63 кВА. а именно ТМ-6310. Устанавливаем два трансформатора со скрытым резервом для повышения надежности. Для защиты ТСН устанавливаем предохранители ПКТ 101-10-2-125У3.
Регулирование напряжения на подстанции
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирование напряжения под нагрузкой) которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.
Регулирование напряжения на шинах подстанции осуществляется переключением ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления специальные переключатели ответвлений при помощи которых измеряют число включённых в работу витков увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.
Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение близкое к номинальному когда первичное или вторичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.
Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рисунке 12.1 (для одной фазы)
где ab – основная обмотка;
bc – ступень грубой регулировки;
de – ступени плавной рерулировки;
Рисунок 12.1 Устройство РПН трансформаторов
Выбор конструкции распределительных устройств
К РУ предъявляют те же основные требования что и к другим элементам электрической системы а именно: надежность работы удобство и безопасность обслуживания экономичность и пожаробезопасность.
Надежность РУ в значительной степени определяется схемой электрических соединений РУ: высоким качеством и правильностью выборов аппаратов. Быстродействием релейной защиты и других автоматических устройств правильной эксплуатацией.
Удобство и безопасность обслуживания обеспечивается соответствующим размещением электрических аппаратов разделением элементов оборудования стенами и перекрытиями созданием условий для визуального отключения разъединителей блокировкой неправильных действий с разъединителями применением защитных заземлений и т.д.
Требование экономичности – стремление к минимальным затратам на сооружение и минимальным издержками на его эксплуатацию при обеспечении необходимой надежности и безопасности обслуживания.
РУ 110 35 кВ подстанции выполняется открытого типа.
Порталы для ошиновки принимаются со стойками из железобетонных труб.
Шины - трубчатые алюминиевые трубы вводы гибкие.
Шины 10 кВ – жёсткие алюминиевые прямоугольного сечения однополосные. Вводы гибкие.
Все аппараты на стороне 110 кВ располагаются на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Разъединители монтируются на специальных опорных конструкциях (стульях).
Фундаменты под силовые трансформаторы несущие конструкции выполняются на отметках 250 мм выше уровня планировки в виде железобетонных свай.
РУ 10 кВ выполняются из комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления с ячейками типа КР10-Д10 параметры которых приведены в таблице 7.29 настоящей записки.
Заземление подстанции
Одним из технических средств обеспечения электробезопасности при работе персонала на ОРУ РПП является установка на территории ОРУ заземляющего контура.
Заземление электроустановки – это преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или ее элементов в выбранном режиме.
Заземляющие устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей соединительных полос полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.
По требованиям ПУЭ [3 1.7.88] заземляющие устройства электроустановок с эффективно заземленной нейтралью выполняется с учетом допустимого напряжения прикосновения. В качестве расчетного сопротивления принимаем Ом однако при расчет заземляющего контура по допустимого сопротивления приводит к неоправданному завышению материалов поэтому расчет будем вести по допустимому напряжению прикосновения.
Исходными данными для проектирования контура заземления являются:
Площадь заземляющего контура - м2 r1=170 Ом·м (верхний слой земли); толщина слоя земли h1=15 м r2=110 Ом·м (нижний слой земли); глубина заложения вертикальных заземлителей t=07м; длина вертикального заземлителя длина горизонтальных заземлителей Lг=580 м; время воздействия тока кз сек.;
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной равной:
Приблизительное число ячеек по стороне квадрата:
Длина стороны ячейки в расчетной моделе:
Упрощенный план заземляющего устройства приведен на рисунке 14.1 расчетная модель представлена на рисунке 14.2
Расстояние между вертикальными заземлителями принимаем равным:
При этом отношение ;
Число вертикальных заземлителей по периметру можно примерно определить как:
Тогда общая длина вертикальных заземлителей
Относительную глубину заземлителей определяем по формуле:
Общие сопротивление сложного заземлителя найдем по формуле:
где - расчетный коэффициент;
- эквивалентное удельное сопротивление земли Ом·м;
- длина горизонтальных полос в расчетной модели м;
- общая длина вертикальных заземлителей м;
Коэффициент определяется как:
Так как Ом делаем вывод что необходимо дополнительно использовать естественные заземлители – трос-опоры опоры питающей воздушной линии сопротивлением Ом.
Общее сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя находится из выражения:
где Ом – сопротивление естественного заземлителя трос-опоры.
Определим коэффициент прикосновения по формуле:
где М=062 – коэффициент зависящий от климатической зоны;
- коэффициент определяемый по формуле:
где Ом - сопротивление тела человека;
- сопротивление ступней тела человека Ом;
Для снижения напряжения прикосновения предполагаем посыпку слоя гравия толщиной 02 м с удельным сопротивлением верхнего слоя rгр.=3000 Ом·м.
По (14.6) определяем коэффициент :
По [7 стр. 597] определяем М=055 тогда по (14.5):
Предельно допустимое напряжения прикосновения находим по формуле:
где А - допустимый ток через тело человека при времени отключения тока сек.;
Ом - расчетное сопротивление тела человека;
По формуле (14.7) находим наибольшее допустимое напряжение прикосновения:
Однако при расчете примем В.
Найдём напряжение прикосновения:
где - ток однофазного КЗ в точке К1 рисунка 6.1 А;
Принимаем в расчете кА.
Напряжение прикосновения составит по (14.8):
Что меньше допустимого значения В.
Упрощенный план заземляющего устройства приведен на рисунке 14.1
Рассчитанный контур заземления состоящий из 24-и вертикальных электродов удовлетворяет требованиям электробезопасности.
Рисунок 14.1 Заземляющие устройство РПП
Рисунок 14.2 Расчетная модель заземляющего устройства РПП
В качестве вертикальных электродов используется прутковая сталь сечением 16 мм2 соединительная полоса – полосовая сталь сечением мм2.;
Молниезащита подстанции
Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар. От прямых ударов молнии предусматриваем защиту подстанции двойным стержневым молниеотводом молниеприемники одинаковой высоты расположены на одном уровне.
Исходные данные для проектирования молниезащиты РПП:
Тип зоны защиты подстанции – Б;
Наибольшая высота электрооборудования РПП - м;
Расстояние между портальными опорами - м;
Размер защищаемой зоны подстанции – м2;
Необходимая ширина защищенной зоны на высоте м;
Расчет зон молниезащиты РПП будем вести по эмпирическим формулам. Упрощенная схема зон молинезащиты приведена на рисунке 15.1.
Вычисляем высоту по формуле:
Оптимальная высота молниеотвода определяется как:
Принимаем высоту молниеотвода h=22 м
Радиус зоны защиты на уровне максимальной высоты РПП:
Радиус зоны защиты на уровне земли:
Уточним высоту зоны защиты по формуле:
Минимальная высота зоны защиты находиться по формуле:
Рисунок 15.1 Схема зон молниезащиты РПП
Заземляющие устройство молниезащиты выполняется аналогично заземляющим устройствам электроустановок. Для повышения надежности стержневые молниеотводы соединены стальной полосой 40х4 с наружным контуром заземления. Все соединения сварные.
В результате проделанной работы были приобретены навыки по курсовому проектированию электрической части электростанций и подстанций.
Выбор современного оборудования позволил повысить надёжность и актуальность объекта проектирования.
В процессе работы было использовано множество источников научно-технической литературы.
Таким образом был осуществлён проект районной понизительной подстанции удовлетворяющий нормам современного проектирования.
Список использованных источников
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов Под ред. В.М. Блок. М.: Высшая школа 1990. 388 с.
Куликов В.Д..Электрические станции и подстанции систем электроснабжения. Методические указания по курсовому проектированию.-Саратов:СГТУ2004.-35с.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) -Спб.: Изд-во ДЕАН 2002 -928 с.
Оценка эффективности инвестиций в энергетике Методические указания по курсовому и дипломному проектирования для студентов специальности 100400 Н.В. Гусева В.Д. Куликов – Саратов изд-во СГТУ 2003.
Расчёт токов симметричных и несимметричных коротких замыканий.Методические указания к курсовой работеСост.Серебряков В.Н. Жучков Г.П.Саратов:СГТУ1998.-27с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов. -М.: Энергоатомиздат1989. - 608 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С.. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -М.:Энергоатомиздат1987. -648 с.
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения.- М.: Высшая школа 1991. - 495 с.