Проектирование понизительной подстанции напряжением 35-110/6-10 кВ

Реферат.doc

Пояснительная записка курсового проекта - с. 15 рис. 11 табл. 17 источников.
Иллюстративная часть курсового проекта - 2 листа формата А1.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ПОДСТАНЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
Объект - главная понизительная подстанция промышленного предприятия.
Цель – выбор и расчет электрооборудования главной понизительной подстанции промышленного предприятия.
Расчет электрических нагрузок подстанции выбор числа и мощности силовых трансформаторов выбор схемы электрических соединений ГПП;
Расчет токов короткого замыкания выбор и проверка аппаратуры выбор оперативного тока и трансформаторов собственных нужд расчет молниезащиты и заземления подстанции.
В результате для электроснабжения предприятия принята главная понизительная подстанция с двумя трансформаторами типа ТРДНС-3200035.
В КРУ установлены вакуумные выключатели типа ВВУ-СЭЩ.
Эффективность полученных результатов определяется повышением надежности электроснабжения потребителей и снижением себестоимости электроэнергии.

Л2.dwg

КЭПП.140211.066.Э066
Трансформатор силовой
Блок опорных изоляторов
Блок линейных разъединиелей
Блок шинного выключателя
Блок трансформатора тока
Блок шинных разъединиелей
Блок трансформатора напряжения
Подвестка высокачастотного заградителя
Блок секционного разъединителя
Установка прожекторной мачты с молниотводом
Ошиновка трансформатора со стороны 10Кв
Общеподстанционный пункт управления
Внутреннее ограждение
План и разрез подстанции 3510 кВ
Молниезащита (hх=7м)

Основная часть.doc

Описание расчетной схемы сети .. ..
Выбор и расчет параметров питающих элементов исходной схемы .
1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для проектируемой подстанции
2 Выбор числа и мощности блочных трансформаторов ТЭС
3 Выбор сечений проводов питающих линий
Расчет токов короткого замыкания .
Составление схемы понизительной подстанции 3510 кВ .
1 Составление схемы понизительной подстанции на стороне 35 кВ ..
2 Составление схемы понизительной подстанции на стороне 10 кВ ..
Компоновка подстанции
Выбор и проверка электрооборудования подстанции . .
Расчет заземляющего устройства подстанции.. ..
Расчет молниезащиты подстанции .
Измерения и учет электроэнергии на подстанции
Список использованной литературы .. Введение
Электричество играет огромную роль в нашей жизни. Электроэнергия легко передается на расстояние дробится на части и с высоким коэффициентом полезного действия (КПД) преобразуется в другие виды энергии. Получение электроэнергии из других видов энергии возможно но с меньшим КПД: на тепловых электростанциях (ТЭС) 35 40%; на атомных электростанциях (АЭС) 30 33%; на гидроэлектростанциях (ГЭС) 90 92%.
Накапливать электрическую энергию в больших количествах сегодня практически нельзя и поэтому с помощью современных автоматических средств управления постоянно поддерживается равновесие между вырабатываемой и потребляемой электрической энергией.
Масштабы и темпы развития электроэнергетики страны в рыночных условиях в период до 2020 г. будут определяться Основными направлениями социально-экономического развития РФ на долгосрочную перспективу и Энергетической стратегий России на период до 2020 г.
В соответствии с этими документами развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления порядка 3 % в год. В результате потребление электроэнергии достигнет в 2020 г. 1545 млрд. кВт*ч. Соответственно уровень максимального потребления электроэнергии 1990 г. будет превышен на 6 % уже на уровне 2010 г.
Намеченные уровни электропотребления учитывают проведение активного энергосбережения как за счет структурной перестройки экономики так и за счет проведения организационных и технических мероприятий в промышленности.
Обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно как за счет ввода новых мощностей так и за счет продления срока эксплуатации действующих ГЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей следующих основных мероприятий однако наиболее эффективным является ввод нового технически прогрессивного оборудования.
С учетом роста нагрузки расширения экспорта электроэнергии обеспечения нормативного резерва и других факторов масштабы вводов мощности на электростанциях России за период 2001-2020 гг. оцениваются величиной порядка 175 млн. кВт в том числе на ГЭС и ГАЭС - 35 млн. кВт на АЭС - 36 млн. кВт на ТЭС - 105 млн. кВт (из них ПГУ и ГТУ - 32 млн. кВт). При этом объемы вводов на замену устаревшего оборудования должны составить около 56 млн. кВт в том числе ТЭС - 30 млн. кВт ГЭС - 225 млн. кВт. Ежегодные объемы вводов генерирующей мощности в этом варианте изменяются от 4 млн. кВт в год в пятилетку 2001-2005 гг. до 14 млн. кВт в год в период 2016-2020 г.
Существует несколько критериев для выбора способа передачи энергии: ее удельная стоимость географические условия желательная пропускная способность технические характеристики и влияние на окружающую среду.
При строительстве линий электропередачи (ЛЭП) требуется создание полосы отчуждения — в среднем 3 га на 1 км линии передачи а если напряжение 500 кВ и выше — то в 2 раза больше. Сильные электромагнитные поля оказывают вредное биологическое влияние на живые организмы появляются акустические шумы происходит озонирование и образуются окислы азота возникают радиопомехи.
Экологически важен вопрос о месте строительства электростанций и их мощности.
Теплоэлектростанции (ТЭС) рассеивают около 70% энергии сжигаемого топлива в окружающей среде с дымовыми газами и подогретой водой. В воздух с дымовыми газами попадают твердые частицы сернистый ангидрид ртуть окись азота углекислота и окиси металлов. Сбрасываемые ТЭС воды имеют температуру 8 10°С. Попадая в природные водоемы они могут нарушать их тепловой баланс.
Современные АЭС при нормальной работе обеспечивают безопасный уровень радиации внутри станции и в окружающей местности. Однако совершенно ясны последствия аварий на АЭС и масштабы зон поражения радиоактивными выбросами. Поэтому вопрос о месте строительства АЭС на современном этапе требует тщательного исследования возможных последствий при авариях а также разработки новых безопасных конструкций реакторов. Необходим также пересмотр вопроса о захоронении отходов сгорания ядерного горючего.
Сооружение ГЭС особенно на равнинных реках и в хозяйственно освоенных районах оказывает большое влияние на использование земель и водных ресурсов. В этих условиях остро стоит вопрос о мелководных зонах водохранилищ которые в процессе эксплуатации ГЭС периодически подтопляются и осушаются. Искусственный гидрологический режим мелководных зон водохранилищ отрицательно сказывается на биосфере в основном в результате нарушения кислородного режима. Кроме того искусственные водохранилища могут существенно влиять на колебания уровня грунтовых вод и климат смежных территорий.
Существующая энергетическая база страны при ее надлежащей работоспособности позволяет обеспечить ожидаемую потребность в электроэнергии в целом по России на всю обозримую перспективу до 2020 года и реализовать указанный экспортный потенциал. На территории Российской Федерации сосредоточено свыше 38% разведанных мировых запасов газа 13% нефти 12% угля.
Описание расчетной схемы сети принятой при проектировании подстанции в соответствии с заданием
1. Расчетная схема сети приведена на рисунке 1.1
Рисунок 1.1 - Расчетная схема сети при раздельной
работе трансформаторов Т1 Т2
2.Трансформатор Т1 напряжением 3510 кВ и соответственно секция 1 напряжением 10 кВ получают питание от энергоблоков тепловой электростанции (ТЭС). Каждый энергоблок содержит синхронный генератор G генераторный выключатель Q повышающий трансформатор Т и трансформатор собственных нужд ТСН. ТСН приведен в схеме для полноты изображения энергоблока и в дальнейших расчетах не рассматривается. Связь с подстанцией осуществляется от шин 35кВ ТЭС через высоковольтный выключатель QW1 по воздушной линии W1.
3.Понизительная подстанция содержит на стороне высшего напряжения (ВН) высоковольтные выключатели Q1 Q2 напряжением 35 кВ и силовые двухобмоточные трансформаторы Т1 и Т2 напряжением 3510 кВ. Рядом с трансформаторами Т1 Т2 пунктиром показаны соответствующие им трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения (НН) мощностью 25 МВ×А и более.
4.На стороне НН подстанция содержит высоковольтные выключатели Q3 Q4 ввода секций 1 и 2 напряжением 10 кВ секционный выключатель QK и выключатель присоединений Q3-Q10. К присоединениям 10 кВ подстанции относятся асинхронные двигатели (АД) М1 М2 синхронные двигатели (СД) MS1 MS2 и отходящие кабельные линии W3 W4. Нумерация присоединений соответствует нумерации секций шин 10 кВ. Количество и параметры присоединений приведены в вариантах задания (приложение А).
Выбор и расчет параметров питающих элементов исходной схемы.
1.Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для проектируемой подстанции.
1.1.В соответствии с упрощенной методикой приведенной в [11 с. 99] принимаем число трансформаторов nT = 2.
1.2.Наметим предварительное значение номинальной мощности трансформатора из условия:
где Sнб - наибольшая нагрузка подстанции МВ×А.
1.3.По ближайшему значению SHOM и с учётом равномерности графика нагрузки выбираем тип трансформаторов с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН): ТРДНС-3200035.
1.4.Результирующая пропускная способность трансформаторов 2SНОМ = 2×40 = 80 МВ×А превышает наибольшую продолжительную нагрузку Sнб потребителей в период и зимнего и летнего графиков нагрузки (рисунок З.1). Таким образом в рассматриваемом режиме трансформаторы обеспечивают полное электроснабжение потребителей без перегрузки.
1.5.Рассмотрим ремонтный режим связанный с плановым отключением одного из трансформаторов во время зимнего графика нагрузки. Оставшийся в работе трансформатор будет подвергаться в данном продолжительном режиме систематической перегрузке так как Sнб > SНОМ.
1.6.Проведем оценку допустимости систематической перегрузки.
1.7.Выделим участок перегрузки на пересечении линии SНОМ с линией нагрузки (рисунок 2.1):
Рисунок 2.1 - Нагрузка одного трансформатора
во время планового простоя другого в зимний период
1.8.Рассчитаем начальную нагрузку К1 эквивалентного графика выделив участки нагрузки S1 S2 Sm ниже линии SНОМ и определив для каждого участка время Dt (рисунок 4.3):
1.9.Рассчитаем предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки выделив участки нагрузки S1 S2 Sm выше линии SНОМ и определив для каждого участка время Dt (рисунок 4.3):
1.10.Определим коэффициент максимальной перегрузки подстанции:
1.11.Так как 09Kmax = 09×1387 = 1248 то и h = h' = =18 ч.
1.12.По ГОСТ 14209-97 (приложение I таблица I.11) для предварительной нагрузке К1 = 092 и продолжительности перегрузки h = 18 ч значение допустимой систематической перегрузки К2ДОП = 127.
1.13.По ГОСТ 14209-97 (приложение Н таблица Н.1) допустимая аварийная перегрузка К2ДОП = 15 при Q = - 9 0С h = 18 ч и без учета начальной нагрузки. Значение К2ДОП = 15 > К2 = 14. Отказ одного из трансформаторов в летний период не приведет к перегрузке другого.
1.14.В рассматриваемых расчетных режимах обеспечивается полное электроснабжение потребителей. Выбираем на подстанции два трансформатора ТРДНС-3200035.
2.Выбор числа и мощности блочных трансформаторов ТЭС.
2.1.Мощность блочного трансформатора SHOMTГ МВ×А определяется из условия
SHOMTГ ≥ SHOMГ (2.5)
где SHOMГ - полная мощность блочного генератора МВ×А
2.2.Руководствуясь техническими данными силовых трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ приведенных в [15 с. 138-145] выбираем два параллельно соединенных трансформатора марки ТРДНС-1000035.
2.3.Так как выбран трансформатор с расщепленной обмоткой напряжения исходная расчетная схема (рисунок 1.1) примет вид изображенный на рисунке 2.2
Рисунок 2.2 - Расчетная схема подстанции с трансформаторами
с расщепленной обмоткой НН (точки короткого замыкания К1 и К2 не изображены)
3.Выбор сечений проводов питающих линий.
3.1.В соответствии с [1 п. 1.3.25] экономически целесообразное сечение F мм2 определяется из соотношения
где I - расчетный ток силового трансформатора в часы максимума
нагрузки подстанции А (выбираем двухцепную линию);
JЭК - нормированное значение экономической плотности тока Амм2
для заданных условий работы выбирается по [1 таблица 1.3.36].
3.2.Выбираем стандартное сечение провода F = 120 мм2.
3.3.Проверим выбранное сечение по допустимому длительному току IДОП А [1 таблица 1.3.29] с учетом увеличения тока в послеаварийных и ремонтных (утяжеленных) режимах сети в соответствии с условием
где IРАБУТЖ - ток в цепи в рабочем утяжеленном режиме А.
следовательно выбранное сечение удовлетворяет условию допустимого длительного тока.
Расчет токов короткого замыкания
1.Рассмотрим наиболее тяжёлый режим когда один из трансформаторов Т1 Т2 отключен а секционный выключатель QK замкнут в зависимости от того какой трансформатор отключен составляются две схемы замещения аналогичные рисункам 3.1 3.2.
Рисунок 3.1 – Схема замещения относительно ТЭС
Рисунок 3.2 – Схема замещения относительно системы
2.Произведем расчет параметров схемы замещения в относительных единицах при базисной мощности Sб = 10 МВА.
2.1.Для синхронных генераторов:
Индуктивное сопротивление одного генератора находится по выражению:
где - сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора = 0125.
2.2.Для двухобмоточных повышающих трансформаторов:
По каталожным данным найдем значения = 75 и далее по формуле (3.2) вычислим значения относительных базисных сопротивлений:
Ес = 1 (остается неизменной в течение всего процесса КЗ);
где - мощность короткого замыкания на шинах системы МВА; = 250 МВА по условию.
2.4.Для линий электропередач:
где - индуктивное и активное сопротивление линии соответственно. Для выбранного сечения по [4 с. 148] находим = 042 омкм.
Таким образом с учетом длин линий электропередач находим:
2.5.Для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН:
Для выбранного трансформатора по каталожным данным в [15 c. 142-145 148-152] определяем значения uK%B-H и находим по формулам (3.4) и (3.5): x 5 = x6 = x12 = x13= 0063.
2.6.Для синхронного двигателя:
где - сверхпереходное сопротивление синхронного двигателя = 02. При этом номинальная полная мощность двигателя определяется по выражению
где - КПД двигателя.
ЕСД = 11 по условию.
2.7.Для асинхронного двигателя:
ЕАД = 09 по условию.
2.8. С учетом количества параллельно включенных генераторов равного 12 найдем эквивалентное индуктивное сопротивление с учётом трансформаторов и ЭДС пользуясь правилом эквивалентирования ветвей: Е17 =108. Также учитывая что в рассматриваемом режиме к каждой обмотке трансформатора подключено два одинаковых двигателя то сопротивления x7 x8 x14 x15 разделим на 2.
3.Произведем преобразование схемы замещения к точке К1 (рисунок 3.1).
3.1.Сложим последовательно x3 и x17 x5 и x72 x6 и x82:
3.2.По методу коэффициентов избавляемся от х4:
Преобразованная схема замещения изображена на рисунке (3.3).
Рисунок 3.3 - Преобразованная к точке К1 схема замещения
4.Произведем преобразование схемы замещения к точке К4.
4.1.Сложим последовательно x9 и x10 x12 и x142 x13 и x152:
4.2.По методу коэффициентов избавляемся от х11:
Преобразованная схема замещения изображена на рисунке (3.4).
Рисунок 3.4 - Преобразованная к точке К3 схема замещения
Для выбора расчётной схемы сравним токи от генератора и от системы.
Так как ток от генератора больше расчёт токов КЗ ведём по схеме изображённой на рисунке 3.1.
5.Произведем преобразование схемы замещения к точке К2.
5.1.Сложим последовательно x3 и x17 и x4 x6 и x82:
5.2.По методу коэффициентов избавляемся от х5:
Преобразованная схема замещения изображена на рисунке (3.5).
Рисунок 3.5 - Преобразованная к точке К2 схема замещения
6.Произведем преобразование схемы замещения к точке К6.
6.1.Сложим последовательно x3 и x17 и x4 x5 и x72:
6.2.По методу коэффициентов избавляемся от х6:
Преобразованная схема замещения изображена на рисунке (3.6).
Рисунок 3.6 - Преобразованная к точке К6 схема замещения
7.Произведем расчет токов короткого замыкания
7.1.Базисные токи для каждой ступени трансформации определим с помощью выражения
где - номинальное напряжение i-й ступени трансформации.
7.2.Действующее значение периодической составляющей тока КЗ от каждого элемента преобразованной схемы замещения в момент времени t = 0 IП0 *(б) единиц определяется по формуле
IП0 *(б) = ЕЭ XЭ (3.10)
где ЕЭ XЭ – эквивалентная ЭДС и сопротивление каждой ветви.
7.3.Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t = 0 IП0 кА определяется по формуле
IП0 = IП0*(б)× Iбi(3.11)
7.4.Ударный ток для каждой ветви определяется по формуле
где - ударный коэффициент равный для асинхронных двигателей 16 а для системы синхронных двигателей и генераторов – 18.
7.5.Пользуясь выражениями (3.10) – (3.12) а также найденными значениями эквивалентных сопротивлений и ЭДС для каждой точки КЗ рассчитаем значения IП0 и в каждой точке. Результаты занесем в таблицу 3.2.1 – 3.2.3.
Таблица 3.2.1 – Действующее значение периодической составляющей и ударные токи КЗ в точке К1 (35 кВ)
Действующее значение периодической составляющей (t=0) кА
Таблица 3.2.2 – Действующее значение периодической составляющей и ударные токи КЗ в точке К2 (35 кВ)
Таблица 3.2.3 – Действующее значение периодической составляющей и ударные токи КЗ в точке К6 (35 кВ)
7.6.Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t = t определяется при помощи метода расчетных (типовых) кривых [12 c. 244-245].
7.7.Определим номинальный суммарный ток генераторов для каждой ступени трансформации
где n – количество генераторов равное 12 по условию.
7.8.Для уровня напряжения 35 кВ по выражению (3.13) получим
7.9.По рисунку определим значение IПtГ для момента времени t = 02 с; 1 с; 2 с. Результаты вычислений занесем в таблицы 3.3.1 – 3.3.3.
7.10.Действующее значение периодической составляющей тока КЗ от синхронных двигателей в момент времени t = t определяется аналогично генераторам.
Суммарный номинальный ток СД приведенный к рассматриваемой ступени трансформации кА.
7.11.По рисунку определим значение IПtСД для момента времени t = 02 с; 1 с; 2 с. Результаты вычислений занесем в таблицы 3.3.1 – 3.3.3.
7.12.Действующее значение периодической составляющей тока КЗ от асинхронных двигателей в момент времени t = t пренебрежимо мало и поэтому не учитывается в расчётах.
Таблица 3.3.1 – Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1
Действующее значение периодической составляющей (t=02с) кА
Действующее значение периодической составляющей (t=1с) кА
Действующее значение периодической составляющей (t=2с) кА
Таблица 3.3.2 – Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2
Таблица 3.3.3 – Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К6
Составление схемы понизительной подстанции 3510 кВ
1.Составление схемы понизительной подстанции на стороне 35 кВ
1.1.Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:
а) обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития подстанции;
б) обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования;
в) учитывать требование секционирования сети и обеспечить работу РУ при расчетных значениях токов короткого замыкания;
г) обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы;
д) обеспечивать требования наглядности удобства эксплуатации компактности и экономичности.
1.2.С учетом требований перечисленных в п. 4.1.1 а также учитывая что аварийное отключение трансформатора происходит сравнительно редко примем схему РУ 35 кВ типа 4Н - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (рисунок 4.1)
Рисунок 4.1 – Типовая схема РУ 35 кВ типа 4Н
2.Составление схемы понизительной подстанции на стороне 10 кВ
2.2.В КРУ предусмотрим следующие присоединения: ввод отходящие линии и ячейки высоковольтных двигателей секционирование трансформатор напряжения (по одному на секцию шин) заземляющий нож сборных шин (один на секцию шин) трансформатор собственных нужд.
Компоновка подстанции
1.В состав комплектной трансформаторной подстанции 35кВ входят следующие основные элементы: силовые трансформаторы ОРУ на 35 кВ КРУ на 10 кВ жесткая и гибкая ошиновки кабельные конструкции общеподстанционное устройство (ОПУ) осветительные устройства фундамент молниезащита и заземление ограда.
2.Компоновку КРУ 10 кВ выполним по данным [22] [25-28]. Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз от неизолированных токоведущих частей до заземленных конструкций и ограждений пола и земли а также между не огражденными токоведущими частями разных цепей должны быть не менее значений приведенных в [1 таблица 4.2.7].
Выбор и проверка электрооборудования подстанции
1.Выбор и проверка выключателей.
1.1.Приведем условия выбора [4] [15 c. 27] [17 c. 111]:
UHOM ≥ UСЕТИНОМ; (6.1)
IHOM ≥ IПРОДРАСЧ = IРАБНАИБ; (6.2)
где IРАБНАИБ - наибольший рабочий ток в режиме максимальной нагрузки А.
IРАБНАИБ = SНАГР (UСЕТИНОМ×17)(6.3)
1.2.Произведем расчет наибольших рабочих токов по формуле 6.3 для выключателей исходной расчетной схемы (рисунок 1.1). Результаты вычислений занесем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Наибольшие рабочие токи для выключателей
1.3.На основании найденных значений IРАБНАИБ выберем выключатели:
Q1 Q2 – вакуумный ВВН-СЭЩ-35-25;
Для остальных выключателей - вакуумный ВВУ-СЭЩ-П3-10-201000.
1.4.Приведем условия проверки выключателей:
IВКЛНОРМ ≥ IП0; (6.4)
при tК = tОТКЛ ≥ tТЕРНОРМ; (6.8)
при tK tТЕРНОРМ; (6.9)
IОТКЛHOM ≥ IПt; (6.10)
Для установки у которой допускается выполнение условия
где UHOM - номинальное напряжение аппарата кВ;
UСЕТИНОМ - номинальное напряжение сети кВ;
IHOM - номинальный ток аппарата А;
IПРОДРАСЧ - расчетный ток продолжительного режима равный большему
из расчетных токов нормального послеаварийного или
ремонтного режимов А;
IРАБНАИБ - наибольший рабочий ток цепи равный расчетному току
продолжительного режима А;
IПГДОП - допустимый ток перегрузки аппарата А;
IПГРАСЧ - расчетный ток перегрузки аппарата А;
IВКЛНОРМ - нормированное действующее значение периодической
составляющей тока включения выключателя кА;
IП0 - начальное значение периодической составляющей тока КЗ кА;
iВКЛНОРМ - нормированное мгновенное значение полного тока
включения выключателя кА;
IПРСКВ - действующее значение периодической составляющей
предельного сквозного тока аппарата допустимого при КЗ кА;
IТЕРНОРМ - нормированный ток термической стойкости аппарата А;
tТЕРНОРМ - нормированное допустимое время протекания IТЕРНОРМ с;
BK - интеграл Джоуля для условий КЗ (тепловой импульс тока КЗ) А2×с;
tОТКЛ - время отключения КЗ в цепи с;
BTEP - нормированное значение теплового импульса А2×с;
IОТКЛHOM - номинальный ток отключения выключателя (действующее
значение периодической составляющей тока кА;
IПt - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в
цепи в момент t начала расхождения дугогасительных
контактов выключателя кА;
i aнорм - нормированное значение апериодической составляющей тока
bНОРМ - нормированное содержание апериодической составляющей в
токе отключения (определяется по рисунку 6.1) %;
i at - расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ в
i кt - расчетное мгновенное значение тока КЗ в момент начала
расхождения дугогасительных контактов выключателя t кА;
uВНОРМ - нормированное значение собственного восстанавливающегося
напряжения на контактах выключателя при отключении КЗ
uB - собственное восстанавливающееся напряжение на контактах
выключателя при отключении расчетного КЗ в цепи кВ.
tОТКЛ = tРЗОСН + tВОТКЛ; (6.14)
t = tРЗОСН + tСВОТКЛ (6.15)
где tРЗОСН - время действия основной защиты с (основная защита предназначена для действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем меньшим чем у других установленных на этом элементе защит);
tВОТКЛ - полное время отключения выключателя с (интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах);
tСВОТКЛ - собственное время включения выключателя с (интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасительных контактов).
1.5.Проверим выполнение условий (6.4) – (6-7) для выключателей Q1 Q2 (ВВН-СЭЩ-35-25). Параметры сравнения занесем в таблицу 6.1.1.
Таблица 6.1.1 – Проверка выполнения условий (6.4) – (6-7) (6-10) для выключателей Q1 Q2
Обозначение параметра
Минимальное требуемое значение по расчетам
1.6.Как видно из таблицы 6.1.1 условия (6.4) – (6-7) (6-10) выполняются.
1.7.Определим тепловой импульс тока КЗ Q1 Q2
где Та = 001с на стороне 10 кВ Та = 002-003 с на стороне 35 кВ.
1.8.Определим нормированное значение теплового импульса по выражению (6.9)
1.9.Так как условие (6.9) для выбранных выключателей выполняется.
1.10.Проверим выполнение условий (6.4) – (6-7) (6.10) для выключателей на 10 кВ (ВВУ-СЭЩ-П3-10-201000). Параметры сравнения занесем в таблицу 6.1.2.
Таблица 6.1.2 – Проверка выполнения условий (6.4) – (6-7) (6-10) для выключателей Q3.1 Q4.1 QK1 QK2.
1.11.Как видно из таблицы 6.1.2 условия (6.4) – (6-7) (6.10) выполняются.
1.12.Определим тепловой импульс тока КЗ Q3.1 Q4.1 QK1 QK2
1.13.Определим нормированное значение теплового импульса по выражению (6.9)
1.14.Так как условие (6.9) для выбранных выключателей выполняется.
2. Выбор и проверка разъединителей 10-35 кВ
2.1.Приведем условия выбора [4] [15 c. 27] [17 c. 111-112]:
UHOM ≥ UСЕТИНОМ; (6.17)
IHOM ≥ IПРОДРАСЧ = IРАБНАИБ. (6.18)
Таблица 6.3 – Технические данные разъединителей РГ1.а-351000 УХЛ1
Номинальное рабочее напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный кратковременно выдерживаемый ток (термической стойкости) кА
Наибольший пик кратковременного выдерживаемого тока (динамической стойкости) кА
2.3.Также выбираем разъединители 10 кВ РЛНД.1-10Б315 НТ1 с техническими данными приведенными в таблице 6.4.
Таблица 6.4 – Технические данные разъединителей РЛНД.1-10Б315 НТ1
2.4.Приведем условия проверки:
при tК ≥ tТЕРНОРМ; (6.20)
при tK tТЕРНОРМ. (6.21)
2.5.По данным таблиц 6.3 и 6.4 очевидно выполнение условий проверки.
3. Выбор и проверка трансформаторов тока 10-110 кВ
3.1.Приведем условия выбора [15 c. 28] [17 c. 113]:
а) по напряжению установки
UHOM ≥ UСЕТИНОМ; (6.22)
б) по току установки
I1HOM ≥ IПРОДРАСЧ (6.23)
где I1HOM - номинальный первичный ток трансформатора тока А;
Для уровня напряжения 35 кВ – опорные трансформаторы тока ТОЛ-35-III-IV со следующими каталожными данными:
- номинальный первичный ток: 100 – 2000 А;
- номинальный вторичный ток: 1 – 5 А.
Для присоединений 10 кВ выбираем опорно-проходные трансформаторы тока ТПЛ-10-М со следующими каталожными данными:
- номинальный первичный ток: 5 – 2000 А;
3.3.Приведем условия проверки трансформаторов тока:
а) по электродинамической стойкости (по условию 6.7);
б) по термической стойкости
где kТЕР - кратность термической стойкости по каталогу;
в) по вторичной нагрузке
где Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока Ом;
Z2H0M - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности Ом.
4. Выбор и проверка трансформаторов напряжения 10-35 кВ
4.1.Приведем условия выбора трансформаторов напряжения:
а) по напряжению установки
UНОM ³ UCЕТИHОM; (6.26)
б) по конструкции и схеме соединения обмоток;
в) по классу точности;
г) по вторичной нагрузке (в заданном классе точности):
SНОМ ³ S2РАСЧ (6.27)
где SHОM - номинальная мощность в выбранном классе точности;
S2РАСЧ - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к
трансформатору напряжения В×А.
4.2.Выберем трансформаторы напряжения производства Раменского электротехнического завода типа НАМИ-35 УХЛ1 и НТМИ-10-63 У3 Т3.
5. Выбор и проверка ограничителей перенапряжения 10-35 кВ
5.1.В соответствии с [29] к основным выбираемым параметрам ОПН в электрических сетях 10-35 кВ относятся:
) наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение UНР;
) номинальный разрядный ток;
) уровни остающегося напряжения при коммутационном и грозовом импульсе тока;
) величина тока срабатывания противовзрывного устройства;
) длина пути тока утечки внешней изоляции.
5.2.Определяющим при выборе защитного уровня ОПН в электрических сетях 6-35 кВ является его назначение (для защиты от грозовых или коммутационных перенапряжений) и уровень выдерживаемых перенапряжений изоляцией электрооборудования.
6. Выбор и проверка шин 35-110 кВ
6.1.В ОРУ 35 кВ портального типа для соединения электрических аппаратов в цепях силовых трансформаторов выберем гибкие шины выполненные проводами марки АС.
6.2.Экономически целесообразное сечение шин ОРУ 35 кВ F мм2 определяется из соотношения (4.6):
где I - расчетный ток силового трансформатора в часы максимума нагрузки подстанции без учета увеличения тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети А; JЭК - нормированное значение экономической плотности тока Амм2 для заданных условий работы.
6.3.На основании расчетов сделанных в п. 2.3.2 по данным [15 с. 392-394] выберем стандартные медные шины H=10мм В=25мм и площадью поперечного сечения 247 мм2.
Рисунок 6.1 – Шина ОРУ 35 кВ
6.4.Выбранное сечение проверим по допустимому длительному току IДОП А [1 таблица 1.3.29] [15 с. 395-397] с учетом увеличения тока в послеаварийных и ремонтных (утяжеленных) режимах сети в соответствии с условием (2.7): IРАБУТЖ IДОП где IРАБУТЖ - ток в цепи в рабочем утяжеленном режиме А.
Для выбранного сечения шин IРАБУТЖ = 732 А (при условии работы одного трансформатора и включенных секционных выключателях) IДОП = 480 А [15 с. 395]. Так как IРАБУТЖ > IДОП условие (2.7) не выполняется следовательно выберем медные шины размером 60х6 мм площадью поперечного сечения 360 мм2.
6.5.Так как проверку гибких шин на на электродинамическое действие тока КЗ производить не следует.
6.6.Сечение шин проверяется на термическую стойкость в соответствии с условием:
где JК - температура нагрева проводника к моменту отключения КЗ 0С;
JКДОП - предельно допустимая температура нагрева проводника при КЗ 0С.
7.Выбор трансформаторов собственных нужд 6-10 кВ
7.1.Поскольку нагрузка собственных нужд в задании на курсовое проектирование не предусмотрена выбираем трансформатор ОЛС-СЭЩ-06310 У2.
8.Выбор комплектного распределительного устройства 10 кВ
8.1.При выборе КРУ 10 кВ зададимся следующими условиями:
- номинальное напряжение камер: 10 кВ;
- номинальный ток сборных шин РУ: не менее 17 кА;
- место установки: внутри помещения;
- расположение камер: двухрядное;
- условия технического обслуживания камер: одностороннее обслуживание;
Расчет заземляющего устройства подстанции
1.В соответствии с ПУЭ [1 гл. 1.7] заземляющее устройство электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью должно иметь в любое время года сопротивление RЗ не более 05 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.
2.Сопротивление заземляющего устройства RЗ электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью используемого для защитного заземления открытых проводящих частей должно соответствовать условию
где UПР - напряжение прикосновения; принимается равным 50 В;
I - полный ток замыкания на землю А.
Как правило не требуется принимать значение сопротивления заземляющего устройства менее 4 Ом.
3.Контурное заземляющее устройство состоит из вертикальных и горизонтальных заземлителей (электродов). Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории занимаемой заземляющим устройством так чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.
4.Необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя включенного параллельно определяется из выражения
где RИ - сопротивление искусственного заземлителя Ом;
Re - сопротивление естественного заземлителя Ом.
Так как естественный заземлитель отсутствует примем RИ = RЗ = 10 ом.
5.Определим расчетные удельные сопротивления грунта для вертикальных rРВ и горизонтальных rРГ заземлителей Ом×м
rРВ = КПВ ×rРУД; (7.3)
rРГ = КПГ ×rРУД. (7.4)
где rРУД - средние удельные сопротивления грунтов рекомендуемые для предварительных расчетов (определяются по [36 с. 146]) Ом×м;
КПВ КПГ - значение повышающего коэффициента КП для различных климатических зон (определяется по [19 с. 213]);
rРВ = 165×100 = 165 Ом×м;
rРГ = 55×100 = 550 Ом×м;
6.Определим сопротивление растеканию (сопротивление которое оказывает току грунт) одного вертикального электрода RВО Ом
где rРВ - расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных
t – расстояние между электродами м;
l; d - длина и диаметр электрода м.
Примем l = 2 м d = 0012 м t = 15 м согласно наименьшим размерам заземлителей и заземляющих проводников проложенных в земле [1 таблица 1.7.4].
7.Выражение (7.5) соответствует электроду из круглой стали; верхний конец ниже уровня земли l > d (см. рисунок 7.1).
Рисунок 7.1 - Вертикальный заземлитель
8.Определяют ориентировочное число вертикальных электродов N при предварительно принятом коэффициенте использования КИВ
где КИВ - коэффициент использования вертикальных заземлителей определяется в соответствии с [37 с. 230];
9.Определим расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов RРГЭ по формуле
где RГЭ - сопротивление растеканию горизонтальных электродов
определяемое по формуле (7.8) Ом;
КИГЭ - коэффициент использования горизонтальных электродов определяемый по [37 с. 230]
где b - ширина полосы м; если заземлитель круглый диаметром d то b = 2d.
10.Выражение (7.8) соответствует протяженному электроду из полосовой стали расположенному ниже уровня земли; l2t ³ 25 (см. рисунок 7.2).
Рисунок 9.2 - Горизонтальный заземлитель
11.Уточним необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов
12.Определим число вертикальных электродов с учетом уточненного коэффициента использования КИВУ по формуле
13.Принимаем окончательное число вертикальных электродов N = 57.
Расчет молниезащиты подстанции
1.Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами.
2.Установка молниеотводов на конструкциях ОРУ 35 кВ допускается при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 500 Ом×м - независимо от площади заземляющего контура ПС; более 500 Ом×м - при площади заземляющего контура ПС 10 000 м2 и более.
3.Зоны защиты А одиночных стержневых молниеотводов высотой h 150 м имеют следующие габаритные размеры (рисунок 8.1):
r0 = (11 - 0002h)h;(8.2)
rX = (11 - 0002h)(h - hX085). (8.3)
4.Зона защиты А двух стержневых молниеотводов одинаковой высоты h 150 м представлена на рисунке 8.1
- граница зоны защиты на уровне hX1
- граница зоны защиты на уровне hX2
- граница зоны защиты на уровне земли
Рисунок 8.1 - Зона защиты двух стержневых молниеотводов
5.Торцевые и внутренние области зон защиты А двойного стержневого молниеотвода при h = 30 м и L = 326 м имеют следующие габаритные размеры:
rX = (11 - 0002h)(h - hX085)(8.3)
hC = h0 - (017 + 3×10-4h)(L - h);(8.4)
rCX = r0(hC - hX)(8.6)
h0 = 085×30 = 255 м;
r0 = (11 - 0002×30) ×30 = 312 м;
hC = 255 - (017 + 3×10-4 ×30) × (306 - 30) = 25 м;
Измерения и учет электроэнергии на подстанции
1.Организацию учета электроэнергии на подстанции произведем с учетом необходимости составления ежемесячного электробаланса потребленной и отпущенной электроэнергии. Для этого необходимо предусмотреть установку электросчетчиков на вводах трансформаторов 35 кВ шинах 10 кВ каждого трансформатора на секционном выключателе а также на каждой отходящей линии нагрузки 10 кВ включая электродвигатели.
2.Помимо электросчетчиков 10-35 кВ необходимо установить электросчетчики собственных нужд подстанции. Установка счетчиков собственных нужд возможна как на стороне высшего напряжения ТСН так и на низкой стороне.
3.В качестве приборов учета электроэнергии выберем электросчетчики марки СЭТ-4ТМ.03 производства Нижегородского завода имени Фрунзе. Данные счетчики предназначены для измерения и многотарифного учета активной и реактивной электроэнергии (в том числе и с учетом потерь) ведения массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе и с учетом потерь) фиксации максимумов мощности измерения параметров трехфазной сети и параметров качества электроэнергии. Помимо этого счетчики имеют возможность включения в автоматизированные системы учета.
4.Расположение электросчетчиков в КРУ Т-1 приведено на рисунке 9.1
Рисунок 9.1 – Расположение электросчетчиков 10 кВ в КРУ Т-1
В ходе выполнения данного курсового проекта был разработан проект понижающей подстанции 3510 КВ выполнен расчет электрических нагрузок подстанции построены графики зимнего и летнего дней были выбраны силовые трансформаторы.
Для выбранной схемы электрических соединений подстанции были вычислены токи короткого замыкания в характерных точках выбрано коммутационное оборудование 10-35 кВ.
Было выбрано и проверено оборудование РУ 10 кВ составлена принципиальная схема электрических соединений а также план-разрез подстанции.
В данном курсовом проекте были учтены основные положения по автоматизации измерениям и учету выполнен расчет молниезащиты и заземления подстанции.
Список использованной литературы
Правила устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск.: Сиб. унив. изд-во 2010. – 464 с.: ил. - ISBN 978-5-379-01452-0.
Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения [Электронный ресурс]: СТО 56947007-29.240.30.010-2008. - М.: Энергосетьпроект 2006.
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34.0-20.527-98 Под ред. Б.Н. Неклепаева. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2004. -152 с.
Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений [Текст]: РД 153-34.3-35.125-99. - СПб: Изд-во ПЭИПК 1999.
Часть 3. Грозозащита линий и подстанций 6-1150 кВ. - 1999. - 185 с.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений [Текст]: РД 34.3.21.122-87 Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 56 с.: ил. - ISBN 5-283-02070-3.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2004. - 304 с. - ISBN 5-93196-339-1
Стандартизация в электроснабжении [Текст]: учебно-методическое пособие по оформлению выпускной квалификационной работы для студентов направления 140400 - Электроэнергетика и электротехника Сост. А.М. Смаглиев Е.А. Беседин; Кубан. гос. технол. ун-т. Каф. электроснабжения промышленных предприятий. - Изд. 3-е перераб. и доп. - Краснодар: Изд-во КубГТУ 2012. - 64 с.
Электрическая часть станций и подстанций: учебник для вузов А.А. Васильев И.П. Крючков Е.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1990. - 576 с.
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К. Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования. - М.: Издательский центр "Академия" 2007. - 448 с.: ил. - ISBN 978-5-7695-4150-6
Балаков Ю.Н. Мисриханов М.Ш. Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд. стереот. - М.: Издательский дом МЭИ 2006. - 288 с. ил. - ISBN 5-903072-17-8
Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: учебник для электротехнических и энергетических вузов и факультетов. - М.: Энергия 1970. - 520 с.
Беляева Е.Н. Как рассчитать ток короткого замыкания. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1983. - 136 с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учебное пособие. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2006. 480 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.
Электротехнический справочник: В 4 т. Под общ. ред. В.Г. Герасимова. - Изд. 9-е стер. - М.: Изд-во МЭИ 2003.
Т. 2: Электротехнические изделия и устройства. - 2003. - 518 с.
Электротехнический справочник: В 4 т. Под общ. ред. В.Г. Герасимова. - Изд. 9-е стер. - М.: Изд-во МЭИ 2004.
Т. 3: Производство и распределение электрической энергии. - 2004. - 964 с.

Л1.dwg

КЭПП.140211.066.Э066
Трансформатор силовой
Разъединитель заземляющий
Выключатель автоматический
Трансформатор напряжения
Ограничитель перенапрежений
Разъединитель стационарный
Схема электрических соединений ГПП 3510 кВ