Проектирование подстанции 110/6 кВ

КП по электрочасти подстанций.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова»
Электроэнергетический факультет
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
по учебной дисциплине
«ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ»
Руководитель проекта:
канд. техн. наук доцент
Злобина Ирма Гербертовна
Выбор числа и мощности трансформаторов4
Выбор сечений кабельных линий7
Ограничение токов короткого замыкания11
1 Упрощенный расчет токов короткого замыкания11
2 Проверка выбранных кабелей на нагрев токами КЗ13
3 Выбор линейных токоограничивающих реакторов14
Выбор электрических схем распределительных устройств18
1 Основные требования к схемам распределительного устройства18
2 Выбор схемы РУ 6 кВ18
3 Выбор схемы РУ 110 кВ19
4 Выбор схемы собственных нужд подстанции20
Расчетные условия для выбора аппаратов проводников22
1 Расчетные рабочие токи22
2 Определение расчетных точек КЗ23
3 Определение расчетного времени КЗ24
4 Расчет токов КЗ и интегралов Джоуля24
Выбор электрических аппаратов и шинных конструкций31
1 Выбор выключателей31
2 Выбор разъединителей34
3 Выбор трансформаторов тока в цепи НН трансформатора35
4 Выбор трансформаторов напряжения37
5 Выбор шинной конструкции в цепи НН трансформатора39
Выбор числа и мощности трансформаторов
Перестроим суточные графики активной нагрузки для сети 6 кВ а также суточный график вырабатываемой реактивной мощности синхронными компенсаторами заданные в процентах в суточные графики в именованных единицах (МВт МВАр):
Рисунок 1.1 Суточные зимний и летний графики компенсации
реактивной мощности синхронных компенсаторов
Рисунок 1.2 Суточные зимний и летний графики нагрузки сети 6 кВ
Так как на подстанции два уровня напряжения то выбираем двухобмоточный трансформатор.
Число трансформаторов выбирается из условия надежности. Так как от подстанции питаются потребители всех трех категорий и питание от системы производится лишь со стороны ВН то по условию надежности требуется установка двух двухобмоточных трансформаторов.
Построим зимний и летний суточные графики нагрузки обмотки низшего напряжения (НН) силового трансформатора за время t используя формулу
где – активная нагрузка на низшем напряжении кВт;
– реактивная нагрузка на низшем напряжении кВАр;
– реактивная мощность генерируемая синхронными компенсаторами кВАр.
Коэффициент активной мощности сети 6 кВ . Определим коэффициент реактивной мощности: .
Реактивная мощность нагрузки определяется по формуле
Зимний суточный график нагрузки обмотки НН силового трансформатора по формуле (1.1) (сплошная линия на рисунке 1.3):
Летний суточный график нагрузки обмотки НН силового трансформатора по формуле (1.1) (пунктирная линия на рисунке 1.3):
Рисунок 1.3 Зимний и летний суточные графики нагрузки обмотки
низшего напряжения силового трансформатора
Принимаем номинальную мощность силовых трансформаторов равной 40 МВА так как при выборе номинальной мощности 63 МВА в нормальном режиме трансформаторы будут работать с низкой загрузкой.
По справочнику [3 таблица 3.6] выбираем два двухобмоточных силовых трансформатора общего назначения с расщепленной обмоткой низшего напряжения типа ТРДН-40000110 с номинальными параметрами: .
Преобразуем зимний суточный график нагрузки в эквивалентный двухступенчатый (в отношении износа). Проводим на суточном графике нагрузки горизонтальную линию с ординатой (осевая линия на рисунке 1.3). Определим мощности ступеней эквивалентного двухступенчатого графика по формуле
где – значение мощности суточного зимнего графика нагрузки за интервал времени .
Мощность первой ступени эквивалентного двухступенчатого зимнего суточного графика нагрузки обмотки НН трансформатора равна (см. рисунок 1.3)
так как зимний график нагрузки лежит выше прямой номинальной мощности трансформатора.
Мощность второй ступени эквивалентного двухступенчатого зимнего суточного графика нагрузки обмотки НН трансформатора по формуле (1.2) (см. рисунок 1.3)
Определим коэффициенты загрузки трансформатора для эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки обмотки НН трансформатора
Определим значение коэффициента загрузки
где – максимальное значение мощности для суточного зимнего графика нагрузки обмотки НН трансформатора.
За расчетную величину выбираем большее значение: . Так как то скорректируем продолжительность перегрузки по формуле
где – число часов перегрузки обмотки НН трансформатора.
Для Чебоксар по справочнику [3 таблица 1.37] определяем зимнюю эквивалентную температуру охлаждающего воздуха .
По справочнику [3 таблица 1.36] для эквивалентной температуры охлаждающего воздуха продолжительности перегрузки коэффициента загрузки и для системы охлаждения Д определяем норму максимально допустимых аварийных перегрузок: .
Так как то при отключении на подстанции одного трансформатора у оставшегося в работе трансформатора превышение температуры масла и обмотки над температурой охлаждающей среды не будет превосходить значений установленных
Рассчитаем годовые потери электроэнергии по летнему и зимнему графикам нагрузки в трансформаторах
где – потери холостого хода трансформатора ;
– количество параллельно работающих трансформаторов;
60 – число часов в не високосном году;
– потери в обмотках высшего напряжения полученные из опытов КЗ ;
– количество зимних и летних дней в году;
– значение мощности суточного зимнего и летнего графиков нагрузки за интервал времени обмотки НН трансформатора ;
– номинальная мощность трансформатора .
Выбор сечений кабельных линий
Рисунок 2.1 Принципиальная схема распределительной сети 6 кВ
Определим токи рабочего и утяжеленного режимов кабельных линий питающие распределительные пункты (РП):
Определим число часов использования в году максимальной нагрузки по
рисунку 1.2 воспользовавшись формулой
По справочнику [3 таблица 10.1] для и кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами экономическая плотность тока .
Сечение жилы кабеля приблизительно равно экономическому сечению
Экономическое сечение кабельной линии для РП по (2.2):
По справочнику [3 таблица 7.10] для кабелей напряжением 6 кВ с алюминиевыми жилами прокладываемые в земле выбираем кабели с ближайшим большим стандартным сечением для РП:
) типа А – АСБ2л 3×185 с длительно допустимым током ;
) типа Б – АСБ2л 2(3×150) с длительно допустимым током ;
) типа Г – АСБ2л 2(3×185) с длительно допустимым током .
Ток утяжеленного режима должен быть меньше или равен длительно допустимому току при расчетных условиях
где – число параллельных кабелей на одну линию;
– поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;
– поправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей;
– коэффициент перегрузки.
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды определяется по формуле
где – длительно допустимая (наблюдаемая) температура нагрева проводников и аппаратов ;
– температура окружающей среды ;
– номинальная температура окружающей среды для проводников и аппаратов .
По справочнику [3 таблица 1.12] длительно допустимая (наблюдаемая) температура нагрева кабелей с бумажной изоляцией напряжением 6 кВ . По справочнику
[3 таблица 1.13] номинальная температура окружающей среды для кабелей проложенных в земле . Для Чебоксар по справочнику [3 таблица 1.37] определяем зимнюю эквивалентную температуру охлаждающего воздуха . Так как кабели проложены в земле на глубине 07 м принимаем температуру земли .
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды по формуле (2.4)
По правилам [1] максимальное количество работающих кабелей проложенных рядом в земле (в трубах или без труб) равно шести.
По справочнику [3 таблица 7.17] определяем поправочный коэффициент на количество кабелей проложенных рядом в земле (в трубах или без труб) для всех типов РП для шести кабелей при расстоянии между ними в свету 100 мм: .
Определим мощность предварительной нагрузки для РП по зимнему графику (рисунок 1.2) для продолжительности максимума 6 часов чтобы воспользоваться [3 таблица 1.30]:
Таблица 2.1 – Суточная нагрузка РП типа А
Таблица 2.2 – Суточная нагрузка РП типа Б
Таблица 2.3 – Суточная нагрузка РП типа Г
Определим ток предварительной нагрузки для РП:
Определим коэффициент предварительной нагрузки по формуле
Коэффициент предварительной нагрузки для РП типа по формуле (2.5)
следовательно для питания РП типа А кабель АСБ2л 3×185 с длительно допустимым током
0 А не подходит так как он будет перегружаться сверх нормы.
По справочнику [3 таблица 7.10] для кабелей напряжением 6 кВ с алюминиевыми жилами прокладываемые в земле выбираем кабель типа АСБ2л 3×240 с длительно допустимым током 390 А.
Кабель с номинальным сечением жилы 240 мм2 не проходит. Так как номинальное сечение жилы 240 мм2 является предельным для трехжильных кабелей 6 – 10 кВ то необходима прокладка кабельной линии состоящей из двух кабелей.
По справочнику [3 таблица 7.10] для кабелей напряжением 6 кВ с алюминиевыми жилами прокладываемые в земле выбираем два кабеля типа АСБ2л 2(3×95) с длительно допустимым током 2×225 А.
Округляем коэффициент предварительной нагрузки до значения .
следовательно для питания РП типа Б кабель АСБ2л 2(3×150) с длительно допустимым током
×300 А не подходит так как он будет перегружаться сверх нормы.
По справочнику [3 таблица 7.10] для кабелей напряжением 6 кВ с алюминиевыми жилами прокладываемые в земле выбираем два кабеля типа АСБ2л 2(3×185) с длительно допустимым током 2×340 А.
По справочнику [3 таблица 1.30] для кабелей 6 кВ прокладываемых в земле с продолжительностью максимума 6 часов и коэффициентами предварительной нагрузки и определяем коэффициенты перегрузки для кабелей питающих распределительные пункты .
Проверка кабелей по нагреву для РП по (2.3)
Все кабели отходящие от шин закрытого распределительного устройства 6 кВ проходят по условию нагрева токами утяжеленного режима.
Принимаем к установке кабели питающие РП:
) типа А – АСБ2л 2(3×95);
) типа Б – АСБ2л 2(3×185);
) типа Г – АСБ2л 2(3×185).
Ограничение токов короткого замыкания
1 Упрощенный расчет токов короткого замыкания
Рисунок 3.1 Принципиальная схема положения подстанции в энергосистеме
Составим схему замещения для расчета тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции (точка К1).
Рисунок 3.2 Схема замещения для расчета периодического тока КЗ в точке К1
Расчет ведем в относительных единицах точным методом [5].
Выбираем базисные условия:
Рассчитаем базисный ток короткого замыкания в точке К1
I. Определим параметры схемы замещения.
Воздушная линия электропередачи
Синхронные компенсаторы
II. Преобразуем схему к расчетной схеме вида «синхронный компенсатор – система».
Рисунок 3.3 Расчетная схема вида «синхронный компенсатор – система»
Эквивалентируем две параллельные ветви :
Периодическая составляющая тока короткого замыкания от системы Сэ
Периодическая составляющая тока короткого замыкания от синхронного компенсатора СК1
Периодическая составляющая тока в месте короткого замыкания
2 Проверка выбранных кабелей на нагрев токами КЗ
Проверяем кабель наименьшего сечения АСБ2л 3×95 кабельной линии состоящий из двух кабелей питающей РП типа А на термическую стойкость. Проверку проведем упрощенным способом найдя ток термической стойкости этого кабеля
где s – сечение кабеля ;
– коэффициент для кабеля на напряжение 6 кВ Ас-12мм2 [2 стр.51];
– время действия основной релейной защиты ;
– полное время выключателя типа ВВTEL ;
Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания [4 таблица 5.3].
Этот ток меньше тока короткого замыкания на шинах распределительного устройства поэтому кабели будут термически не стойки к токам короткого замыкания. Возникает техническая необходимость в установке линейных реакторов.
Далее проверим термическую стойкость кабеля АСБУ 3×70 отходящего от РП типа Б (точка К2 на рисунке 3.1) так как отходящий кабель получает питание по кабелям с наибольшим сечением АСБ2л 2(3×185). При проверке необходимо учесть токоограничивающую способность этих кабелей.
По справочнику [3 таблица 7.28] определяем удельные сопротивления кабеля на номинальное напряжение 6 кВ с алюминиевыми жилами сечением 185 мм2: .
Сопротивления питающего кабеля АСБ2л 2(3×185):
Определим эквивалентные сопротивления и ЭДС источников питания (см. рисунок 3.3)
Ток короткого замыкания на шинах распределительного пункта типа Б питающихся от распределительного устройства подстанции по двум кабелям сечением 185 мм2
Определим ток термической стойкости кабеля сечением 70 мм2 отходящего от РП
то есть заданный кабель оказался термически не стоек к току короткого замыкания и возникает техническая необходимость установки линейных реакторов.
3 Выбор линейных токоограничивающих реакторов
Намечаем к установке четыре одинарных реактора подключенных к выводам низшего напряжения трансформаторов.
Каждая ветвь одинарных реакторов LR1 ÷ LR4 будет нагружена в утяжеленном режиме (при отключении одного трансформатора) нагрузкой
Намечаем установить одинарные реакторы с номинальным током .
Определяем требуемое сопротивление реакторов:
) по термической стойкости кабеля АСБ2л 3×95 питающего РП типа А
) по термической стойкости кабеля АСБУ 3×70 отходящего от РП типа Б учитывая токоограничивающую способность кабелей АСБ2л 2(3×185) которые проложены между ЗРУ и кабелем сечением 70 мм2
Так как для реактора с номинальным током номинальное индуктивное сопротивление что меньше требуемого сопротивления то данные реакторы не подходят.
Сдвоенные реакторы не выбираем потому что не возможно равномерно распределить нагрузку между обмотками НН понижающих трансформаторов. Нагрузка будет особенно неравномерной в нормальном режиме.
Намечаем к установке восемь одинарных реакторов по два на каждую секцию.
Рисунок 3.4 Схема присоединений линейных реакторов и кабельных линий
к секциям ЗРУ 6 кВ подстанции
Каждая ветвь сдвоенных реакторов LR1 LR3 LR5 LR7 будет нагружена в нормальном режиме нагрузкой
Каждая ветвь сдвоенных реакторов LR1 LR3 LR5 LR7 будет нагружена в утяжеленном режиме (при отключении одного трансформатора) нагрузкой
Каждый из одинарных реакторов LR2 LR4 LR6 LR8 будет нагружен в нормальном режиме нагрузкой
Каждый из одинарных реакторов LR2 LR4 LR6 LR8 будет нагружен в утяжеленном режиме (при отключении одного трансформатора) нагрузкой
По справочнику [3 таблицы 5.14] принимаем к установке одинарные реакторы для внутренней установки типа РБ 10-1000-028У3 с номинальным током и номинальным индуктивным сопротивлением 028 Ом. По справочнику [3 таблицы 5.15] принимаем к установке сдвоенные реакторы для внутренней установки типа РБСДГ 10-2×1600-035У3 с номинальным током ветви номинальным индуктивным сопротивлением 035 Ом и коэффициентом связи . Номинальные сопротивления реакторов превышает наибольшее из требуемых сопротивлений по расчету.
Проверяем выбранные сдвоенные реакторы по потере напряжения:
) в нормальном режиме
) в утяжеленном режиме
Потери напряжения в сдвоенных реакторах и в нормальном и в утяжеленном режимах работы превышают допустимых величин и .
Проверяем выбранные одинарные реакторы по потере напряжения:
Потери напряжения в реакторах и в нормальном и в утяжеленном режимах работы превышают допустимые величины и .
Разделим нагрузки одинарных реакторов. Для каждого РП примем свой одинарный реактор (см. рисунок 3.5).
Рисунок 3.5 Схема присоединений линейных реакторов и кабельных линий
Каждый из одинарных реакторов LR2 LR5 LR8 LR11 будет нагружен в утяжеленном режиме (при отключении одного трансформатора) нагрузкой
Каждый из одинарных реакторов LR3 LR6 LR9 LR12 будет нагружен в нормальном и утяжеленном режимах нагрузкой
По справочнику [3 таблицы 5.14] принимаем к установке одинарные реакторы для внутренней установки РБ 10-630-040У3 и РБ 10-400-035У3.
Уточним значения тока при коротком замыкании за одинарными и сдвоенными реакторами с номинальным сопротивлением 035 Ом. Сопротивление реактора
Ток короткого замыкания за реактором
Этот ток меньше тока термической стойкости кабеля АСБ2л 3×95 питающего РП
типа А следовательно кабель будет термически стоек к току короткого замыкания.
Определим ток короткого замыкания на шинах РП типа В
что меньше тока термической стойкости кабеля сечением 70 мм2 отходящего от РП типа Б.
Проверку одинарных реакторов с номинальным сопротивлением 040 Ом не производим так как их токоограничивающая способность выше способности проверенных реакторов.
Проверяем выбранные реакторы на термическую и электродинамическую стойкости.
По справочнику [3 таблица 5.14 таблица 5.15] определяем токи электродинамической и термической стойкости и допустимое время действия тока термической стойкости и сводим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 Токи электродинамической и термической стойкости и допустимое время действия тока термической стойкости выбранных реакторов
Ток термической стойкости
Допустимое время действия тока термической стойкости
Ток электродинамической стойкости (амплитуда)
РБСДГ 10-2×1600-035У3
Проверка на электродинамическую стойкость производится по условию
где – ударный коэффициент за линейным реактором [4].
Выбранные реакторы удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Проверка на термическую стойкость производится по условию
где – интеграл Джоуля вычисляемый для расчетной схемы типа «система» так как точка КЗ находится на большом электрическом удалении от остальных источников.
Выбранные реакторы удовлетворяют требованию термической стойкости.
Выбор электрических схем распределительных устройств
1 Основные требования к схемам распределительного устройства
Требования предъявляемые к электрической схеме подстанции выдвигаемые на стадии проектирования и сформулированные в нормах технического проектирования (НТП) сводятся к следующему:
- соответствие электрической схемы условиям работы станции подстанции в энергосистеме ожидаемым режимам а так же технологической схеме станции;
- удобство эксплуатации а именно: простота и наглядность минимальный объем переключений связанных с изменением режима доступность электрического оборудования для ремонта;
- удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию генераторов трансформаторов линий;
- возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;
- достаточная экономически оправданная степень надежности.
Кроме того как схемы так и сами РУ должны удовлетворять ряду требований зафиксированных в ПУЭ. Основные из них – надежность экономичность удобство и безопасность обслуживания пожаробезопасность возможность расширения.
Схемы электрических соединений РУ можно объединить в три группы:
С коммутацией присоединений через один выключатель (схема с одной или двумя сборных шин с одним выключателем на присоединение) при необходимости они могут быть дополнены обходной системой сборных шин;
С коммутацией присоединений через два выключателя (схема с двумя системами сборных шин с 2 32 43 выключателями на каждое присоединение многоугольники и т.д.);
Упрощенные с уменьшенным числом выключателей (схема мостиков) или совсем без них (схемы с короткозамыкателями и отделителями схемы с разъединителями и предохранителями).
2 Выбор схемы РУ 6 кВ
На выбор электрической схемы РУ влияние оказывает множество факторов: номинальное напряжение назначение РУ число присоединений их мощность ответственность режим работы схема сети к которой присоединяется данное РУ перспектива дальнейшего расширения и т.д.
При выборе электрической схемы РУ- 6-10 кВ ТЭЦ и подстанций учитывают следующие требования:
- повреждение сборных шин повреждение или отказ в действие выключателя на любом присоединение не должна приводить к перерыву в электроснабжение ответственных потребителей и к нарушению баланса мощностей недопустимому по условию электро - и теплоснабжению;
- должна быть обеспечена возможность дальнейшего расширения обусловленного ростом местных нагрузок.
Для указанных исходных условий и требований наиболее рациональным решением является схема радиального типа с коммутацией присоединений через один выключатель – с одной или двумя системами сборных шин. Наличие одного выключателя на присоединение требует относительно небольших капиталовложений несмотря на большое число присоединений.
Секционирование сборных шин с правильным распределением по секциям питающих присоединений и отходящих линий позволяет выполнить сформулированное выше требование надежности. При необходимости дальнейшего расширения новые линии присоединяют к существующим секциям или сооружают дополнительные секции.
Схема с одной системой сборных шин значительно проще дешевле чем схема с двумя системами сборных шина также позволяет использовать ячейки КРУ. Однако ремонт секции сборных шин требует отключение всех присоединений этой секции на время ее ремонта. Если такого рода отключения допустимы по схеме местной сети и балансу мощностей на оставшейся
в работе части РУ то всегда следует отдавать предпочтение схеме с одной секционированной системой сборных шин.
Так как на подстанции применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения то выбираем схему с двумя секционированными системами сборных шин со сборными РУ с использованием шкафов КРУ только для линейных выключателей так как на отходящих линиях предусмотрены реакторы.
Рисунок 4.1 Схема с двумя секционированными системами сборных шин
3 Выбор схемы РУ 110 кВ
Особенности исходных условий РУ повышенных напряжений позволяет сформулировать следующие требования общего порядка [4]:
Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должны производится без отключения присоединений (это вызвано высокой ответственностью присоединений повышенного напряжения).
Отключение воздушной линии должно осуществляться не более чем двумя выключателями отключение трансформаторов не более чем тремя выключателями. Автотрансформаторы связи между РУ двух повышенных напряжений ГЭС и подстанций допускается отключать не более чем четырьмя выключателями РУ одного повышенного напряжения и не более чем шестью выключателями в РУ обоих повышенных напряжений. Тем самым снижается вероятность отказов в действие выключателей и облегчается их эксплуатация.
Чем чаще ожидается коммутация данного присоединения тем меньше выключателей должно в них участвовать.
Отказы выключателей в схеме РУ как в нормальном так и в ремонтном состояние не должно приводить:
а) к одновременной потери обеих параллельных транзитных линий одного направления если учитывать повышенные требования к надежности двухцепной связи;
б) к одновременному отключению нескольких линий при котором нарушается устойчивость работы энергосистемы.
Электрические схемы РУ повышенных напряжений весьма разнообразны. Здесь могут найти применение электрические схемы всех трех типов.
В качестве определяющих факторов при выборе схем РУ высших напряжений приняты число присоединений и уровень номинального напряжения.
Для РУ 110 кВ выбираем схему с двумя системами сборных шин с обходной системой так как число присоединений равно восьми. Обходная система необходима чтобы выполнить требование ремонта выключателей без отключения присоединений.
В схеме с двумя системами сборных шин обе системы находятся в работе при соответствующем фиксированном присоединении воздушных линий и трансформаторов к первой или второй системам шин.
Рисунок 4.2 Схема с двумя системами сборных шин и обходном устройством
4 Выбор схемы собственных нужд подстанции
Схема собственных нужд (СН) подстанции выбирается в зависимости от типа назначения и размещения подстанции мощности трансформаторов наличия или отсутствия синхронных компенсаторов типа электрооборудования подстанции проектируется с дежурным персоналом или без него (централизованное обслуживание дежурство на дому) с постоянным или оперативным током.
Круглосуточное дежурство предусматривается на подстанциях 35-330 кВ при размещении на них диспетчерских пунктов предприятий или районов электросетей а также оперативных опорных пунктов.
Потребление собственных нужд подстанций также делятся на ответственные и на неответственные. К первым относятся электроприемники системы охлаждения трансформаторов аварийное освещение система пожаротушения система подогрева выключателей и приводов электроприемники компрессорной система связи и техники.
На двухтрансформаторных подстанциях устанавливают два трансформатора СН со скрытым резервом.
Трансформаторы СН на подстанции с постоянным оперативным током подключают к шинам РУ 6-35 кВ а при отсутствии РУ к выводам низшего напряжения трансформаторов.
На подстанциях с постоянным оперативным током напряжение сети СН принимается равным 380220 В с нейтралью замкнутой через пробивной предохранитель.
Переменный оперативный ток на подстанции 35-220 кВ применяется везде где это возможно по условиям работы приводов выключателей. Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110-220 кВ где этого требуют приводы выключателей; на подстанциях 35-220 кВ где аккумуляторная батарея необходима для прочих целей (связи телемеханики и т. д.). При этом устанавливаются одна или две аккумуляторные батареи работающие в режиме постоянной подзарядки.
Выбираем постоянный оперативный ток на подстанции поэтому трансформаторы СН подключаем к шинам ЗРУ 6 кВ.
С учетом выше изложенного выберем схему собственных нужд с двумя трансформаторами (т.к. два силовых трансформаторов) с неявным резервированием.
Мощность трансформаторов собственных нужд не превышают 1000 кВА поэтому для их защиты применяем предохранители.
Рисунок 4.4 Схема собственных нужд подстанции с неявным резервированием
Выбираем трансформатор собственных нужд типа ТСЗ – 4006 с параметрами:
Таблица 4.1 Параметры трансформатора СН типа ТСЗ – 4006
Расчетные условия для выбора аппаратов проводников
1 Расчетные рабочие токи
Рабочие токи нормального и утяжеленного режимов (при отключении одной из двух параллельных кабельных линий) ветви сдвоенного реактора LR1:
Рабочие токи нормального и утяжеленного режимов (при отключении одной из двух параллельных кабельных линий) кабельной линии питающей РП типа Б:
Рабочие токи нормального и утяжеленного режимов (при напряжении ниже номинального на 5%) синхронного компенсатора:
Рабочие токи нормального и утяжеленного режимов (при отключении одного из двух установленных на подстанции трансформаторов с учетом аварийной перегрузки оставшегося в работе трансформатора () (см. раздел 1)) трансформатора на напряжении:
Результаты расчетов рабочих токов сведем в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 Расчетные рабочие токи в нормальном и утяжеленном режимах
Расчетные рабочие токи в режиме А
Ветвь сдвоенного реактора
Синхронный компенсатор
По условиям рабочего режима и по роду электроустановки намечаем типы выключателей устанавливаемых в рассматриваемых присоединениях. Результаты сведем в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 Типы выключателей намеченные к установке
2 Определение расчетных точек КЗ
Расчетные точки показаны на рисунке 5.1 а и их характеристика приведены в
Рисунок 5.1 Расчетная схема
Таблица 5.3 Расчетные точки и их характеристика присоединений
3 Определение расчетного времени КЗ
Расчетное время к моменту расхождения контактов выключателя определяется по формуле
Полное время протекания тока КЗ складывается
Результаты расчетов и сведем в таблицу 5.4.
Таблица 5.4 Основные виды защит и значения и для присоединений
Дифференциальная защита
4 Расчет токов КЗ и интегралов Джоуля
Начальные периодические составляющие токов КЗ ветвей определяются по формулам:
где – базисный ток той ступени напряжения на которой находится рассматриваемая точка короткого замыкания.
) от синхронного компенсатора
Ударные токи КЗ определяются по формулам:
где – ударный коэффициент от системы;
– ударный коэффициент от синхронного компенсатора;
– постоянные времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от системы и от синхронного компенсатора соответственно .
Периодические составляющие тока КЗ ветвей к моменту времени :
от синхронного компенсатора
где – кратность искомого тока по отношению к начальному значению .
Апериодические составляющие тока КЗ ветвей к моменту времени :
Импульс квадратичного тока характеризует его термическое действие за время отключения . Импульс определяется в зависимости от вида расчетной схемы.
Для схемы типа «система»
Для схемы типа «система – синхронный компенсатор» импульс квадратичного тока равен сумме импульсов от периодической и апериодической составляющих тока КЗ:
где и – относительные интегралы от периодической составляющей и от квадрата периодической составляющей тока КЗ соответственно.
Составляем схемы замещения и рассчитываем их параметры в относительных единицах.
Рассчитаем базисные токи короткого замыкания:
Точка К1 (ветвь сдвоенного реактора и кабельной линии)
Рисунок 5.2 Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1.
Все параметры схемы замещения рассчитаны в 3 пункте.
Преобразуем схему к расчетной схеме вида «система».
Периодическая составляющая тока короткого замыкания от системы по (5.1)
Периодическая составляющая тока КЗ от системы к моменту времени по (5.5)
Апериодическая составляющая тока КЗ от системы к моменту времени по (5.7)
где – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от системы [4 таблица 5.3].
Определим ударный ток КЗ в точке К3 от системы по (5.3)
Определим импульс квадратичного тока КЗ от системы по (5.9)
Точка К2 (на выводах синхронного компенсатора СК1)
Рисунок 5.3 Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2.
Преобразуем схему к расчетной схеме вида «система – синхронный компенсатор».
Рисунок 5.4 Расчетная схема вида «система – синхронный компенсатор».
Периодическая составляющая тока короткого замыкания от синхронного компенсатора СК1 по (5.2)
Определяем кратность искомого тока по отношению к начальному значению .
Находим кратность тока по отношению к номинальному току синхронного компенсатора СК1
По кривой для кратности 7 для абсциссы (см. таблица 5.4) по [4 рисунок П5.1] определяем .
Периодическая составляющая тока КЗ от синхронного компенсатора СК1 к моменту времени по (5.6)
Суммарная периодическая составляющая тока КЗ от источников
Апериодическая составляющая тока КЗ от синхронного компенсатора СК1 к моменту времени по (5.8)
где – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от синхронного компенсатора [3 таблица 2.3].
Суммарная апериодическая составляющая тока КЗ от источников к моменту времени
Определим ударный ток КЗ в точке К2
от синхронного компенсатора СК1 по (5.4)
Суммарный ударный ток КЗ в точке К2
Определим относительные интегралы для (см. таблица 5.4) по [2 рисунок 5.5] и .
Определим импульс квадратичного тока КЗ от периодической составляющей тока КЗ по (5.10)
Определим импульс квадратичного тока КЗ от апериодической составляющей тока КЗ по (5.11)
Суммарный импульс квадратичного тока КЗ
Точка К3 (на выводах низшего напряжения трансформатора Т1)
Рисунок 5.5 Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3.
Рисунок 5.6 Расчетная схема вида «система – синхронный компенсатор».
Периодическая составляющая тока короткого замыкания от эквивалентного синхронного компенсатора по (5.2)
Определяем кратность искомого тока по отношению к начальному значению . Находим кратность тока по отношению к номинальному току эквивалентного синхронного компенсатора
Периодическая составляющая тока КЗ от синхронного компенсатора к моменту времени по (5.6)
Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного синхронного компенсатора к моменту времени по (5.8)
Определим ударный ток КЗ в точке К3
от синхронного компенсатора СКэ по (5.4)
Суммарный ударный ток КЗ в точке К1
Точка К4 (на выводах высшего напряжения трансформатора Т1)
Рисунок 5.7 Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К4.
Определим ударный ток КЗ в точке К4 от системы по (5.3)
Результаты расчетов сведем в таблицу 5.5.
Таблица 5.5 Расчетные значения токов КЗ и импульсов квадратичного тока
Ветвь сдвоенного реактора и кабельной линии
Выбор электрических аппаратов и шинных конструкций
1 Выбор выключателей
Условия выбора выключателей приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 Условия выбора выключателей
Параметры выключателей
Номинальное напряжение
Коммутационная способность:
Термическая стойкость
Электродинамическая стойкость
Выбираем элегазовый выключатель в схеме открытого распределительного устройства 110 кВ типа HPL 145A1 в цепи высшего напряжения трансформатора Т1 по условиям представленным в таблице 6.1. Выбор выключателя представлен в таблице 6.2. По [12 рисунок 2.37] для .
Таблица 6.2 Выбор выключателя типа HPL 145A1
Параметры выключателя HPL 145A1
Номинальное напряжение
Выбранный выключатель типа HPL 145A1 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбираем вакуумный выключатель в схеме закрытого распределительного устройства 6 кВ типа ВВЭ-10-3153150У3 в цепи низшего напряжения трансформатора Т1 по условиям представленным в таблице 6.1. Выбор выключателя представлен в таблице 6.3.
По справочнику [12 рисунок 2.37] для .
Таблица 6.3 Выбор выключателя типа ВВЭ-10-3153150У3
Параметры выключателя
Внутренняя установка
Выбранный выключатель типа ВВЭ-10-3153150У3 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбираем вакуумный выключатель в схеме закрытого распределительного устройства 6 кВ типа ВВTEL-10-201600У2 в ветви сдвоенного реактора LR1 по условиям представленным в таблице 6.1. Выбор выключателя представлен в таблице 6.4.
Таблица 6.4 Выбор выключателя типа ВВTEL-10-201600У2
Выбранный выключатель типа ВВTEL-10-201600У2 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбираем вакуумный выключатель в схеме закрытого распределительного устройства 6 кВ типа ВВTEL-10-201000У2 для кабельной линии по условиям представленным в таблице 6.1. Выбор выключателя представлен в таблице 6.5.
Таблица 6.5 Выбор выключателя типа ВВTEL-10-201000У2
Выбранный выключатель типа ВВTEL-10-201000У2 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбираем вакуумный выключатель в схеме закрытого распределительного устройства 6 кВ типа ВВTEL-10-251600У2 в цепи синхронного компенсатора GC1 по условиям представленным в таблице 6.1 так как выключатель ВВTEL-10-201000У2 не проходит по коммутационной способности. Выбор выключателя представлен в таблице 6.6.
Таблица 6.6 Выбор выключателя типа ВВTEL-10-251600У2
Выбранный выключатель типа ВВTEL-10-251600У2 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
2 Выбор разъединителей
Условия выбора разъединителей приведены в таблице 6.7.
Таблица 6.7 Условия выбора разъединителей
Параметры разъединителей
Выбираем разъединители в схеме открытого распределительного устройства 110 кВ в цепи высшего напряжения трансформатора Т1 типа РНДЗ.1-110У1000 У1 по условиям представленным в таблице 6.7. Выбор разъединителя представлен в таблице 6.8.
Таблица 6.8 Выбора разъединителя типа РНДЗ.1-110У1000 У1
Параметры разъединителя
Термическая стойкость
Электродинамическая стойкость
Выбранный разъединитель РНДЗ.1-110У1000 У1 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбираем разъединители в схеме закрытого распределительного устройства 6 кВ в цепи низшего напряжения трансформатора Т1 типа РВРЗ-1-104000 У3 по условиям представленным в таблице 6.7. Выбор разъединителя представлен в таблице 6.9.
Таблица 6.9 Выбора разъединителя типа РВРЗ-1-104000 У3
Выбранный разъединитель РВРЗ-1-104000 У3 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Выбираем разъединители в схеме закрытого распределительного устройства 6 кВ в цепи синхронного компенсатора GC1 типа РВФЗ-61000 II–IIУ3 по условиям представленным в таблице 6.7. Выбор разъединителя представлен в таблице 6.10.
Таблица 6.10 Выбора разъединителя типа РВФЗ-61000 II–IIУ3
Выбранный разъединитель РВФЗ-61000 II–IIУ3 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Так как выбранные выключатели ВВTEL-10-201600У2 в ветви сдвоенного реактора и ВВTEL-10-201000У2 для кабельной линии установлены в комплектных ячейках типа КРУ на выкатной тележке с втычными контактами то разъединители в этих цепях не выбираем.
3 Выбор трансформаторов тока в цепи НН трансформатора
Условия выбора трансформаторов тока сведены в таблицу 6.11.
Таблица 6.11 Условия выбора трансформаторов тока
В соответствии с классом точности
измерительных приборов
Номинальная нагрузка вторичной цепи
Для питания электроизмерительных приборов устанавливаемых на низшем напряжении автотрансформатора по справочнику [3 таблица 5.9] выбираем трансформатор тока типа ТЛ-10-II У3 с номинальным первичным током номинальной нагрузкой при классе точности 05.
Контроль за работой трансформатора ведут с помощью комплекта включающего в себя амперметр ваттметр и варметр. При необходимости учета энергии протекающей через трансформатор на нем устанавливают счетчики активной и реактивной энергии.
Для определения нагрузки трансформаторов тока составим таблицу 6.12 согласно схеме включения для наиболее нагруженных фаз.
Рассмотрим подключение электроизмерительных приборов к выводам одной обмотки НН трансформатора. Ко второй обмотке НН трансформатора подключен такой же комплект измерительных приборов.
Таблица 6.12 Электроизмерительные приборы подключенные к трансформаторам тока
Счетчик активной энергии PI
Счетчик реактивной энергии PK
Рисунок 6.1 Подключение электроизмерительных приборов к трансформаторам тока
Суммарная нагрузка от измерительных приборов во вторичной цепи трансформатора тока
Для обеспечения выбранного класса точности необходимо чтобы действительная нагрузка вторичной цепи не превосходила нормированной для данного класса точности нагрузки .
Приняв длину соединительных проводов учитывая схему соединения трансформаторов тока в «полную звезду» и минимальное сечение соединительных проводов во вторичной цепи 4 мм2 из алюминия при соединении счетчиков определяем сопротивление соединительных проводов
Суммарное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока
Условия выбора трансформаторов тока сведены в таблицу 6.13.
Таблица 6.13 Выбора трансформатора тока типа ТЛ-10-II У3
4 Выбор трансформаторов напряжения
Условия выбора трансформатора напряжения (ТН) приведены в таблице 6.14.
Таблица 6.14 Условия выбора трансформаторов напряжения
Номинальное первичное напряжение
Номинальная мощность вторичной обмотки
Рассмотрим выбор ТН для 3 (4) секции ЗРУ 6 кВ так как к ней подключен трансформатор собственных нужд (ТСН). На 1 и 2 секциях выбор аналогичен за исключением отсутствия на этих секциях ТСН и как следствие уменьшение нагрузки ТН на один ваттметр и счетчик активной энергии.
Выбираем ТН типа НАМИ-10-66У3 с номинальной мощностью вторичной обмотки в классе точности 05.
К 3 секции ЗРУ 6 кВ подключены: 6 кабельных линий (КЛ) 1 ТСН 1 синхронный компенсатор (СК). К трансформатору напряжения подключены:
три вольтметра измеряющие фазные напряжения (сборные шины);
два – линейные (сборные шины СК);
восемь счетчиков активной энергии (6 КЛ 1 силовой трансформатор 1 ТСН);
три счетчика реактивной энергии (2 СК 1 силовой трансформатор);
два ваттметра (1 силовой трансформатор 1 ТСН);
три варметра (2 СК 1 силовой трансформатор) (см. рисунок 6.2).
Для определения нагрузки трансформатора напряжения составим таблицу 6.15.
Таблица 6.15 Электроизмерительные приборы подключенные к ТН
Суммарная потребляемая мощность
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Суммарная потребляемая мощность приборами
Так как то принимаем к установке один трансформатора напряжения типа НАМИ-10-66У3 и два трансформатора напряжения типа
НОМ-10-66У3 с в классе точности 05 соединенные по схеме открытого треугольника (см. рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 Электроизмерительные приборы подключенные к трансформаторам
напряжения НАМИ-10-66У3 и НОМ-10-66У3
К трансформаторам напряжения НОМ-10-66У3 соединенным в открытый треугольник подключены восемь счетчиков активной энергии два ваттметра и три варметра с номинальной мощностью:
К трансформатору напряжения НАМИ-10-66У3 подключены приборы – пять вольтметров и три счетчика реактивной энергии с номинальной мощностью:
Результаты выбора трансформатора сведем в таблицу 6.16.
Таблица 6.16 Выбор трансформаторов напряжения
Номинальная мощность вторичной
Выбранные трансформаторы напряжения удовлетворяют всем условиям выбора.
5 Выбор шинной конструкции в цепи НН трансформатора
Выберем сечение шин на низшем напряжении автотрансформатора по экономической плотности тока. Для по справочнику [3 таблица 10.1] для алюминиевых шин экономическая плотность тока .
По справочнику [3 таблица 7.3] выбираем составную шинную конструкцию состоящую из двух алюминиевых шин прямоугольного сечения с поперечным сечением
(100×10) мм2. Длительно допустимый ток составной шинной конструкции .
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды определяется по (2.4)
где – длительно допустимая (наблюдаемая) температура нагрева неизолированных проводов и шин [3 таблица 1.12];
– годовая эквивалентная температура для Чебоксар [3 таблица 1.37];
– номинальная температура окружающей среды для шин [3 таблица 1.13].
Проверяем выбранные шины на нагрев в рабочем утяжеленном режиме
Проверим шинную конструкцию с ближайшим меньшим стандартным сечением 2(80×10) мм2 с по условию (6.15)
Окончательно выбираем двухполосный пакет сечением 2(80×10) мм2: .
Рисунок 6.3 Двухполосный пакет шин и силы действующие на него при КЗ
Рисунок 6.4 Размещение прокладок на двухполосном пакете
Проверка шин на электродинамическую стойкость
Проверим выбранные шины на электродинамическую стойкость. Шины расположены в горизонтальной плоскости. Расстояние между фазами расстояние между изоляторами расстояние между дистанционными прокладками .
Выбираем по справочнику [3 таблица 5.7] изоляторы опорные для внутренней установки типа ИО-10-375 У3 высота изолятора минимальная разрушающая сила на изгиб .
В составной шинной конструкции при КЗ возникает электродинамические силы двух родов: усилие от взаимодействия токов различных фаз и усилие от взаимодействия токов в полосах пакета (см. рисунок 6.3).
Определяем силу действующую на среднюю фазу шинной конструкции
где – расстояние между соседними изоляторами одной фазы см;
– расстояние между соседними фазами см.
Определяем расчетную силу действующую на головку изолятора
где –высота от основания изолятора до центра тяжести поперечного сечения шины см;
– высота изолятора см.
Допустимая нагрузка на головку изолятора
где – минимальная разрушающая нагрузка изолятора на изгиб.
Правильность выбора изолятора определяется выполнением условия:
таким образом механическая прочность изолятора не обеспечивается.
Выбираем по справочнику [3 таблица 5.7] изоляторы опорные для внутренней установки типа ИО-10-75 У3 высота изолятора минимальная разрушающая сила на изгиб .
таким образом механическая прочность изолятора обеспечена.
Определим изгибающий момент
Расчетное напряжение в материале шин для составной конструкции
где – напряжение в материале обусловленное электродинамическими силами между фазами ;
– напряжение в материале обусловленное электродинамическими силами между полосами .
Составляющая определяется так же как для однополосных шин. При этом момент сопротивления относительно оси принимается суммарным для пакета
Напряжение в материале обусловленное электродинамическими силами между фазами определяется по формуле
Для определения составляющей напряжения рассчитаем усилие от взаимодействия токов в полосах пакета полагая что ток в полосе составляет половину тока фазы
где – коэффициент формы проводников прямоугольного сечения;
– расстояние между прокладками пакета см;
– размер поперечного сечения полосы см.
По [2 рисунок 6.5] для отношения и определяем коэффициент формы .
Напряжение в материале обусловленное электродинамическими силами между полосами определяется по формуле
Момент сопротивления относительно оси
Проверяем выполнения условия
По справочнику [3 таблица 1.16] допустимое напряжение в алюминиевых шинах марки АДО площадью поперечного сечения до 100 – .
то есть шины динамически не стойкие.
По справочнику [3 таблица 1.16] допустимое напряжение в шинах из алюминиевого сплава марки 1915Т – .
таким образом электродинамическая стойкость шинной конструкции из алюминиевого сплава обеспечена.
Проверка шин на термическую стойкость
Определяем начальную температуру шин до момента короткого замыкания
– годовая эквивалентная температура для Чебоксар [3 таблица 1.37]; – номинальная температура окружающей среды для шин [3 таблица 1.13];
– рабочий ток до КЗ ;
– длительно допустимый ток шинной конструкции .
По начальной температуре определяем соответствующее значение функции . По [2 рисунок 5.1] .
Определяем значение функции по формуле
По значению функции по [2 рисунок 5.1] определяем конечную температуру нагрева шин .
Конечная температура нагрева шины при коротком замыкании должна быть меньше или равна кратковременно допустимой температуре
По справочнику [3 таблица 1.14] предельно допустимая температура нагрева при коротком замыкании для алюминиевых шин .
следовательно шины сечением 2(80×10) мм2 будут термически стойки к токам короткого замыкания.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). – 6 изд. М.: Энергоатомиздат 1986. – 640 с.
Васильев А.А. Крючков И.П. Наяшкова Е.Ф. и др. Под ред. Васильева А.А. Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Околович М.Н. Проектирование электрических станций. М.: Энергоиздат 1982. – 400 с.
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153-34.0-20.527-98 Под ред. Неклепаева Б.Н. М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2002. – 152 с.
Блок В.М. Обушев Г.К. Паперно Л.Б. и др. Под ред. Блок В.М. М.: Высшая школа 1990. – 383 с.
Чунихин А.А. Электрические аппараты: Общий курс. М.: Энергоатомиздат 1988. – 720 с.
Чунихин А.А. Жаворонков М.А. Аппараты высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат 1985. – 420 с.
Злобин Ю.И. Злобина И.Г. Борданова Ю.С. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к курсовому проекту. Чебоксары 1983. – 41 с.
Злобин Ю.И. Злобина И.Г. Борданова Ю.С. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к курсовому проекту на тему: «Разработка электрической схемы электроустановки». Чебоксары 1984. – 45 с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Барыбина Ю.Г. и др. М.: Энергоатомиздат 1991. – 464 с.
Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Барыбина Ю.Г. М.: Энергоатомиздат 1990. – 577 с.
Калихман С.А. Злобин Ю.И. Режимы нейтрали и перенапряжения: Учебное пособие Чуваш. ун-т. Чебоксары 1994. – 64 с.

ПОДСТАНЦИЯ 110-6.cdw

В прямоугольниках на чертеже обозначены
ЧГУ им. И.Н.Ульянова
Электрическая схема