Проектирование районной понизительной подстанции

Глава 10 20.doc

10 Расчет заземления подстанции
Искусственное заземляющее устройство выполняем из стали в виде сетки на глубине 05 м к которой присоединяется заземляемое оборудование. Расстояние между полосами сетки 5 м. К сетке добавляем вертикальные штыри заземления в местах расположения молниеотводов и около въезда на территорию подстанции. Расчет ведем на основании максимально допустимого напряжения прикосновения.
Площадь используемая под заземлитель ориентировочно принимается равной площади защищаемой подстанции за вычетом площади фундаментов зданий площади фундаментов трансформаторов и площади РУ 110 кВ.
На подстанции прокладываются горизонтальные проводники () с шагом
Рисунок 10.1 – Схема заземлителя
Общая протяженность проводников сетки ориентировочно составляет
Удельное сопротивление грунта
Глубина заложения заземления
Длина вертикального заземлителя
Заземляющее устройство которое выполняют по нормам на сопротивление должно иметь в любое время года сопротивлении не более 05 Ом. Принимаем сопротивление заземляющего устройства
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:
Число ячеек по стороне квадрата :
Длина полос в расчётной модели:
Длина сторон ячейки:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при .
Общая длина вертикальных заземлителей:
Относительная глубина:
Определяем общее сопротивление сложного заземлителя:
где – эквивалентное удельное сопротивление грунта.
При больших токах необходимо снижение за счёт учащения сетки полос или дополнительных вертикальных заземлителей.

Глава 12 20.doc

12 Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений
1 Определение необходимого объема измерений и учета
Объем измерений и учета производимых на проектируемой подстанции представлен в таблице 12.1.
Контроль режима работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Перечень измерительных приборов приведен в таблице 12.1.
Таблица 12.1 – Перечень измерительных приборов
Амперметр ваттметр варметр счетчик активной и реактивной энергии
Ввод линии на 10кВ (в ячейке КРУ)
Трансформатора напряжения 10кВ
Трансформатор собственных нужд на 10кВ
Амперметр счетчик активной энергии
Секционный выключатель на 10кВ
Потребители на стороне 10кВ
Амперметр счетчики активной и реактивной энергии
Выбор типов измерительных приборов
Счетчик МЕРКУРИЙ 230 ART 2 предназначены для учёта активной и реактивной энергии и мощности в двух направлениях в трёхфазных 3-х и 4-х проводных сетях переменного тока частотой 50 Гц через измерительные трансформаторы с возможностью тарифного учёта по зонам суток учёта потерь и передачи измерений и накопленной информации об энергопотреблении по цифровым интерфейсным каналам.
Таблица 12.2 – Технические данные счетчика МЕРКУРИЙ 230 ART 2
Номинальное напряжение В
- непосредственного включения
- трансформаторного включения
Номинальный (максимальный ток) А
Активная полная потребляемая мощность каждой параллельной цепью счетчика не более Вт В·А
Полная мощность потребляемая каждой цепью тока В·А не более
Внешнее резервное напряжение питания напряжение питания интерфейса CAN и модема GSM В
Средний ток потребления от внешнего источника питания интерфейса CAN не более мА
Средний ток потребления от внешнего источника
питания модема GSM (в момент передачи) не более А
Дополнительный ток потребления счетчика с резервным питанием не более мА
Диапазон температур С
2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке высокого напряжения
Таблица 12.3 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока (РУ PASS MO DBB)
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Общее сопротивление приборов определятся по формуле:
где – мощность потребляемая приборами (берется из технических параметров прибора);
– вторичный номинальный ток прибора .
Номинальная вторичная нагрузка для данного трансформатора тока при классе точности 05: .
Допустимая нагрузка вторичной цепи трансформатора тока:
Полное расчетное сопротивление внешней цепи:
где – сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов;
– сопротивление контактов принимается равным 005 Ом при включении до трех приборов и 01 Ом при большем числе приборов;
– сопротивление проводников.
Определяем расчетное сопротивление проводников по формуле:
Необходимое минимальное сечение проводников определяется по формуле:
где – удельное сопротивление материала проводников для алюминия;
– расчетная длина проводников зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. При схеме полной звезды при схеме неполной звезды при включении в одну фазу ;
– длина провода соединяющего трансформатор тока и прибор (определяется по плану подстанции) примем максимально удаленный прибор
Выбираем контрольный кабель АКРГВ с жилами 4мм2. Сопротивление проводника находим по формуле:
Условие проверки выполняется следовательно трансформатор тока выбран правильно.
3 Вторичная нагрузка трансформатора тока на СШВ 110 кВ
Таблица 12.4 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока (РУ PASS MO SBB)
– длина провода соединяющего трансформатор тока и СШВ.
Таблица 12.5 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения СРА123-110
Мощность одной обмотки
Три трансформатора напряжения соединенных в звезду имеют мощность : 3Sном=3200=600В·А что больше S2S=05В×А. Таким образом трансформатор напряжения будет работать с принятом классом точности 05.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2 по условию механической прочности.
Для защиты трансформаторов напряжения от перенапряжений применяем ОПН-П-1107810550 УХЛ1.
4 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке низкого напряжения
4.1 Вторичная нагрузка трансформатора тока на вводе 10кВ
Таблица 12.6 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТЛК-10-8 У1
где – мощность потребляемая приборами;
– длина провода соединяющего трансформатор тока и прибор (в РУ-10 кВ) примем максимально удаленный прибор
4.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока на секционном выключателе 10кВ
Таблица 12.7 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТЛК-10-8 У1
4.3 Вторичная нагрузка трансформатора тока на отходящих линиях 10кВ
Таблица 12.8 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТЛК-10-8 У1
5 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке
На стороне 10 кВ выбираем трансформатор напряжения НАЛИ–10 УХЛ2 Uном=10кВ Sном=50ВА в классе точности 05.
Таблица 12.9 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАЛИ-10 УХЛ2
Трансформатор напряжения имеют мощность Sном=50ВА что больше SS=2В×А. Таким образом трансформатор напряжения будет работать с принятом классом точности 05.
Для защиты трансформаторов напряжения от перенапряжений применяем ОПН-РС УХЛ1.
Для защиты трансформаторов напряжения от токов перегрузки и токов короткого замыкания выбираем предохранители типа: ПКН-001-10У3.

Глава 11 20.doc

11 Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии
Одним из важнейших условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и электрооборудования подстанций.
Защита открытых распределительных устройств РПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле
где - высота молниеотвода;
- активная высота молниеотвода;
- коэффициент равный: для молниеотводов при ; для молниеотводов при ;
- наиболее высокий элемент защищаемого объекта.
Принимаю семь молниеотводов. Высоту молниеотводов принимаем . Общая зона действия стержневых молниеотводов показана на рисунке 11.2.
Наименьшая ширина зоны защиты в середине между молниеотводами определяем по формулам:
Суммарная зона защиты молниеотводов значительно превышает сумму зон защиты одиночных молниеотводов. Построение зоны защиты для многократного молниеотвода выполняется последовательным построением внешней кромки для каждой смежной пары молниеотводов (рисунок 11.1).
Оборудование расположенное внутри защитной зоны защищено при выполнении условия:
где D – диаметр окружности проходящей через точки установки молниеотводов м.
Расположение стержневых молниеотводов на плане подстанции покажем на рисунке 11.1.
Рисунок 11.1 – Расположение стержневых молниеотводов на плане подстанции
Рисунок 11.2 – Зона защиты шести стержневых молниеотводов

Оборотная сторона задания для 20.doc

7.Выбор вида и источников оперативного тока.
Расчет нагрузок выбор трансформаторов и составление схемы собственных нужд.
Выбор основных конструктивных решений.
Расчет заземления подстанции при удельном сопротивлении грунта
Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии.
Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986. 648 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств.- М.: Энергоатомиздат 1985. 220 с.
Гук Ю.Б. Кантан В.В. Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций.- Л.: Энергоатомиздат 1985. 312 с.
Электротехнический справочник: Т. 2 3 Под ред. Профессоров МЭИ. 7-е изд.-М.: Энергоатомиздат 1986 1989.
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения Под ред. И.А. Баумштейна С.А. Бажанова. – М.: Энергоатомиздат 1989. 768 с.
Электрическая часть станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Энергоиздат 1989. 402 с.
Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Генерирование и передача электроэнергии» НГТУ; Сост.: Н.В. Кованова Е.И. Татаров Т.М. Щеголькова. Н.Новгород1994-30с.
Защита электроустановок от прямых ударов молнии: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию НГТУ; Сост. :Т.М. Щеголькова Е.И. Татаров и др. Н.Новгород2001-11с.
Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию НГТУ; Сост. :Т.М. Щеголькова Е.И. Татаров и др. Н.Новгород2001.-19с.
Методические указания к курсовому проекту по дисциплинам «Производство электроэнергии» и «Электрические системы и сети» НГТУ; Сост.: Е.И. Татаров Т.М. Щеголькова. Н.Новгород1997.-18с.
Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов НГТУ; Сост. :Т.М. Щеголькова Е.И. Татаров и др. Н.Новгород2002-33с.
Стандарт предприятия. Проекты(работы) дипломные и курсовые. Общие требования к оформлению пояснительных записок и чертежей. –СТП I-У-НГТУ-88

Основная методичка по проекту ЭЭ.doc

Курсовое проектирование районной понизительной подстанции (РПП) выполняется в соответствии с учебным планом подготовки бакалавров технических наук по направлению Т.17 – "Электроэнергетика".
При работе над курсовым проектом студент должен научиться применять теоретические знания полученные при изучении специальных дисциплин работать с технической литературой каталогами справочниками ГОСТами и другими нормативными материалами.
В процессе проектирования студент должен грамотно выполнить необходимые расчеты обосновать принятые решения четко и аккуратно оформить результаты в виде пояснительной записки и графической части.
Пояснительная записка должна быть выполнена в рукописной или печатной форме в соответствии с [18] на 30-40 страницах формата А4 (210х297 мм).
Графическая часть должна содержать 2-3 листа формата А1. Задание на курсовой проект выдается персонально каждому студенту на специальном бланке по форме приложения. Выполнение курсового проекта осуществляется поэтапно в соответствии с перечнем вопросов приведенным в задании. В то же время все разрабатываемые вопросы должны рассматриваться в едином взаимосвязанном комплексе и логически обоснованной последовательности. В ряде случаев выполнение очередного этапа может потребовать корректировки ранее принятых решений или определенные этапы могут быть пропущены с тем чтобы к ним вернуться после выполнения последующих расчетов. Основные моменты такого рода на которые следует обратить внимание выделены в методических указаниях.
В графической части проекта приводится однолинейная главная схема электрических соединений подстанции и иллюстрация конструктивного выполнений подстанции и ее отдельных присоединений (по заданию преподавателя).
РАСЧЕТ СУММАРНЫХ ЭЛЕКТРОНАГРУЗОК НА ШИНАХ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ РАСХОДОВ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ.
В задании на курсовое проектирование указаны значения максимальной активной мощности РМ и коэффициентов мощности cosφ (tgφ) потребителей получающих питание от проектируемой подстанции. Для определения токов нормального и послеаварийного режимов и выбора мощности трансформаторов производится расчет суммарных; нагрузок на шинах всех напряжений: низшего напряжения (НН); среднего напряжения (СН) высшего напряжения (ВН) и в целом по подстанции по форме (табл.1) с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузки КСМ = 085 - 095 в зависимости от количества и состава потребителей.
Расчет электронагрузок на шинах подстанции
Суммарная нагрузка на шинах НН SНН
Суммарная нагрузка на шинах СН SСН
Суммарная трансформируемая нагрузка НН и СН SSТР
Суммарная расчетная транс-
формируемая нагрузка
Суммарная нагрузка на шинах ВН SВН
Суммарная нагрузка подстанции S
Суммарная расчетная нагрузка подстанции SРАСЧ
Расчет нагрузок производится по формулам:
где N - количество потребителей на шинах одного напряжения.
Величина потребляемой электроэнергии определяется ориентировочно для каждого потребителя отдельно по форме (табл.2).
Определение расхода электроэнергии потребителями РПП
Годовое число часов использования максимума нагрузки Тма (активной) и Тмр (реактивной) для потребителей различных отраслей промышленности приведены в [1415]. Если Тмр не указано можно принять Тмр =11 Тма.
Расход активной и реактивной энергии определяется по формулам:
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
На районных понизительных подстанциях число трансформаторов в большинстве случаев принимается равным двум. Однотрансформаторные подстанции могут применяться для питания неответственных потребителей чаще всего в сельской местности при возможности обеспечения послеаварийного питания нагрузок первой категории по связям вторичного напряжения с соседних подстанций или других источников питания.
Подстанции с числом трансформаторов более двух применяются по условиям дальнейшего роста нагрузок или обеспечения высокой надежности питания особо ответственных потребителей с соответствующим технико-экономическим обоснованием.
Рекомендуется применять трехфазные трансформаторы. При очень большой мощности на которую не выпускается трехфазные трансформаторы или если имеются ограничения при транспортировке применяются группы из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов.
В зависимости от напряжений и мощности подключаемых потребителей применяются двухобмоточные трансформаторы (на два напряжения ВННН) трехобмоточные или автотрансформаторы (на три напряжения ВНСННН)
Двухобмоточные трансформаторы мощностью выше 25 МВА выпускаются с расщепленной обмоткой НН.
Выбор номинальной мощности трансформатора производится с учетом его перегрузочной способности:
где SНОМ.Т - номинальная мощность трансформатора;
SРАСЧ. Т - расчетная мощность трансформатора.
где SТР.РАСЧ - суммарная расчетная мощность передаваемая через трансформаторы (трансформируемая);
kП. ав - допускаемый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме.
При трехобмоточных трансформаторах SТР.РАСЧ определяется суммарной нагрузкой потребителей среднего и низшего напряжений (СН и НН).
Допускаемый коэффициент перегрузки принимается kП. АВ =14 (ГОСТ 1429-85). Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.
При выборе автотрансформаторов следует иметь в виду что мощность обмотки НН не может быта больше типовой мощности SТИП. Типовая мощности составляет часть номинальной мощности которая определяется коэффициентом выгодности Квыг (или коэффициентом типовой мощности КТИП).
КТИП = КВЫГ = SТИПSНОМ = (UВН – UСН)UВН (2.3)
После выбора номинальной мощности трансформатора определяется фактический коэффициент загрузки в номинальном и аварийном режиме (Кз.н и Кз.ав) и проверяется выполнение условия:
Для автотрансформаторов дополнительно проверяется загрузка обмотки НН:
КЗ.Н = SSНН(2хSТИП);КЗ.АВ = SSННSТИП(2.6)
В пояснительной записке приводятся паспортные данные выбранных трансформаторов по справочной литературе (10 – 15).
СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ С РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ
ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ ПО СЕКЦИЯМ И ТРАСФОРМАТОРАМ.
Проектирование главной схемы электрических соединений включает в себя два последовательных этапа:
) составление структурной схемы (блок-схемы);
) выбор схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех напряжений подстанции.
В блок-схеме распределительное устройство одного напряжения изображается прямоугольником с соответствующей надписью внутри (например: РУ-220 кВ). На блок-схеме изображаются питающие линии связывающие РУ высшего напряжения с источником питания а также отходящие линия к потребителям от РУ всех напряжений. На блок-схеме изображаются трансформаторы или автотрансформаторы связывающие между собой РУ всех напряжений. Пример блок-схемы РПП представлен на рис.1.
Рис.1. Блок-схема РПП
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений осуществляется в соответствии с рекомендациями [1617]. Следует иметь в виду что на данном этапе выбираются только схемы РУ ВН и РУ СН. Распределительное устройство НН. как правило выполняется всегда по схеме одиночной секционированной системы сборных шин (или двух секционированных систем шин если главные трансформаторы имеют расщепленные вторичные обмотки). Окончательно формирование РУ НН осуществляется в соответствии со схемами первичной коммутации ячеек КРУ после выбора последних в разделе 5.
После составления схемы подстанции целесообразно рассмотреть возможные нормальные аварийные и послеаварийные режимы положение коммутационных аппаратов в разных режимах. На основании такого анализа выбираются расчетные режимы для определения токов короткого замыкания и выбора оборудования.
На этапе выбора схем целесообразно также решить вопрос о том какого типа (открытого или закрытого) будут выполнены РУ всех напряжений подстанции. Хотя этот вопрос и относится к разделу конструктивного выполнения он во многом предопределяет выбор аппаратов и ошиновки подстанции.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫВАНИЯ.
Расчет токов короткого замыкания в курсовом проекте производится для выбора аппаратов проводов шин и кабелей. Поэтому расчетным является наиболее тяжелый эксплуатационный режим (форсированный).
Нагрузки в расчете токов к.з. не учитываются т.к. они значительно электрически удалены от расчетных точек короткого замыкания.
Для выбора аппаратов и проводников в качестве расчетных точек к.з. принимаются: сборные шины ВН или выводы трансформаторов со стороны ВН сборные шины СН и НН.
Для выбора аппаратов и проводников рассчитываются:
а) I'' - действующее значение периодической составляющей начального (сверхпереходного) тока трехфазного короткого замыкания;
где КУ - ударный коэффициент [4];
в) ia.t - действующее значение апериодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождений дугогасительных контактов выключателя. На данном этапе этот расчет выполняется ориентировочно по данным об усредненных значениях собственного времени отключения выключателей и корректируется после выбора выключателей в разделе 5):
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей (4)
г) ВК – тепловой импульс тока
ВК = (I'')2 (t ОТК+Та)(4.3)
где tОТК – время отключения тока короткого замыкания
t ОТК = t Р.З + t ОТК.В.(4.4)
где t Р.З – время действия основной релейной защиты;
t ОТК.В – полное время отключения выключателя.
Время действия релейной защиты задается преподавателем для конкретной схемы. Расчет окончательно уточняется после выбора выключателей. Результаты расчета токов короткого замыкания сводятся в таблицу 3.
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ.
Аппараты и проводники РУ всех напряжений подстанций выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.
Расчетными токами продолжительного режима являются: Iнорм – наибольший ток нормального режима и Imax – наибольший ток ремонтного или послеаварийиого (форсированного) режима.
Для конкретных цепей (присоединений) они рассчитываются по формулам:
Цепь двухобмоточного трансформатора. На стороне ВН и НН:
Цепь двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН. На стороне ВН расчетные токи определяются по формулам (5.1 5.2). На стороне НН:
Цепь трехобмоточното трансформатора. На стороне ВН расчетные токи определяются но (5.1 5.2). На стороне СН:
Аналогично определяются расчетные токи на стороне НН с заменой нагрузок СН на нагрузки НН.
Цепь автотрансформатора. На стороне ВН и СН расчетные токи определяются по (5.1 5.2) т.к. автотрансформатор может быть использован для связи двух систем и перетоков мощности как из ВН в СН так и в обратном направлении. На стороне НН расчетные токи определяются по формулам (5.5 5.6) и нагрузке SНН.
Цепь линии к потребителю.
а) Если линия одиночная то
где SMi - мощность нагрузки единичного потребителя из табл.1.
б) Если потребитель имеет 2.46 и т.д. (n) линий подключенных симметрично к двум секциям сборных шин ВН.СН или НН подстанции то
что соответствует режиму вывода из работы одной секции.
При нечетном количестве параллельных линий к потребителю за расчетный форсированный режим принимается наиболее неблагоприятный режим отключения секции с наибольшим количеством присоединений. При этом:
где n' - количество линий подключенных к оставшейся в работе секции.
в) Если потребитель имеет n параллельных линий подключенных к РУ ВН или СН по схеме с двумя рабочими системами сборных шин то:
Цепь питающей линии. Расчетные токи определяются во формулам (5.7 - 5.13) с заменой в них мощности единичного потребителя на суммарную мощность подстанции SРАСЧ с учетом передаваемого транзита мощности.
Цепи секционных шиносоединительных выключателей. В нормальном режиме они чаще всего отключены. Через включенный шиносоединительный выключатель в .нормальном режиме ток незначителен и обусловлен неравномерностью распределения нагрузки по двум системам сборных шин. Максимальный расчетный ток определяется для самого неблагоприятного режима когда все отходящие линии переведены на одну секцию или систему сборных шин а питающие линии - на другую.
Сборные шины для них расчетным также является наиболее неблагоприятный режим и расчетный максимальный ток определяется в соответствии с пунктом 7.
Следует отметить что приведенные формулы расчета iНОРМ и Imax справедливы для наиболее распространенных двухтрансформаторных подстанций. В случае одно- и трехтрансформаторных подстанций в формулы должны быть внесены изменения с учетом фактического режима работы.
Условия выбора и проверки аппаратов и проводников приведены в учебной и справочной литературе [3410 – 15].
Данный этап проектирования рекомендуется выполнять в следующей последовательности :
а) выбор аппаратов РУ ВН.СН. Результаты сводятся в таблицы по форме табл.4.
Выбираются следующие аппараты: выключатели разъединители отделители короткозамыкатели трансформаторы тока и напряжения предохранители разрядники.
б) выбор ячеек КРУ 6-10 кВ и проверка аппаратов входящих в комплект ячеек выбранного типа. Результаты проверки сводятся в аналогичную таблицу;
в) выбор питающих линий;
г) выбор отходящих линий последовательно: по стороне ВНпо стороне СН и по стороне НН;
д) Выбор ошиновки РУ ВН СН;
г) выбор ошиновки НН трансформатора до вводных ячеек РУ 6 - 10 кВ.
Выбор ошиновки включает в себя и выбор изоляторов (подвесных опорных проходных маслонанолненных вводов).
При выборе трансформаторов тока следует иметь в виду что они могут быть встроены в выводы выключателей или трансформаторов.
Проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения по допустимой величине сопротивления r2 или мощности вторичной обмотки S2 (приборов учета электроэнергии и измерения электрических параметров) в данном разделе может быть выполнена со ссылкой на результаты раздела 11 или может быть перенесена в раздел 11.
ВЫБОР СИСТЕМ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
Питание оперативных цепей управления защиты автоматики телемеханики и сигнализации а также включающих и отключающих устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.
К постоянно включенным злектроприемникам оперативного тока относятся сигнальные лампы катушки реле постоянно включенная часть аварийного освещения и т.п.
Временная нагрузка полностью включенного аварийного освещения потребляется в течение 05 - 1 часа до ликвидации аварии.
Кроме длительного тока нагрузки сети оперативного тока имеют место кратковременные (не более 5 секунд) пиковые нагрузки потребляемые катушками электромагнитных приводов аппаратов. Эта мощность может быть значительна.
На подстанциях применяют следующие системы оперативного тока
- постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей;
- переменный оперативный ток от измерительных трансформаторов тока и напряжения трансформаторов собственных нужд;
- выпрямленный оперативный ток от блоков питания или выпрямительных силовых устройств;
- смешанный использующий разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный переменный и выпрямленный).
Аккумуляторные батареи являются независимыми от режима работы и состояния первичных цепей подстанции источниками питания. Трансформаторы тока и напряжения трансформаторы собственных нужд обеспечивающие питание систем переменного и выпрямленного оперативного тока являются зависимыми источниками. Поэтому они дополняются источниками питания импульсного действия - предварительно заряженными конденсаторами или индукционными накопителями обеспечивающими отключение коммутационных аппаратов при исчезновения на подстанции переменного напряжения.
В соответствии с рекомендациями [14153 область применения той или иной системы оперативного тока определяется главной схемой электрических соединений подстанции типом выключателей и приводов к ним.
ПЕРЕМЕННЫЙ ОПЕРАТИВШЙ ТОК применяется:
-на подстанциях 356-10 кВ с масляными выключателями 35 KB оборудованными пружинными приводами;
-на подстанциях 110-2206-10 кВ без выключателей 110-220 кВ в случае когда выключатели 6-10 кВ имеют пружинные приводы;
-на подстанциях 110-220356-10 кВ в случае когда выключатели 6-10-35 кВ имеют пружинные приводы.
В системе переменного оперативного тока реле защиты прямого действия (встроенные в пружинные приводы выключателей) или электромагниты отключения пружинных приводов включаются непосредственно во вторичные цепи трансформаторов тока. Если при этом не обеспечивается необходимая чувствительность защиты питание цепей отключения осуществляется от предварительно заряженных конденсаторов. В настоящем курсовом проекте этот вопрос не рассматривается т.к. расчеты релейной защиты заданием не предусматриваются.
Питание цепей автоматики управления и сигнализации при этом производится переменным током от шин собственных нужд подстанции через стабилизаторы напряжения что должно быть учтено в разделе 7.
ВЫПРЯМЛЕННЫЙ ОПЕРАТИВЫЙ ТОК применяется:
-на подстанциях 356-10 кВ с масляными выключателями 35 кВ имеющими электромагнитные приводы с масляными выключателями 6-10 кВ имеющими электромагнитные приводы на вводах и пружинные - на остальных присоединениях;
-на подстанциях 35-2206-10 КВ без выключателей на стороне ВН и масляными выключателями 6-10 КВ с любыми приводами;
-на подстанциях 1106-10 кВ и 110356-10 кВ с малым числом масляных выключателей 110кВ.
Применение выпрямленного оперативного тока требует подтверждения заводом-изготовителем возможности зависимого питания цепей включения выключателей с электромагнитным приводом [l5].
Источниками выпрямленного оперативного тока могут быть:
-блоки питания (БП)включаемые на трансформаторы тока напряжения и собственных нужд;
-силовые выпрямители.
Блоки питания делятся на токовые блоки (БПТ) и блоки напряжения (БПН БПНС). Они могут применяться как самостоятельно так и в комплекте друг с другом. Блоки питания используются для питания цепей релейной защиты автоматики управления и сигнализации. Трансформаторы тока на которые включаются БПТ не допускается использовать для других целей.
Для питания электромагнитов включения приводов выключателей используют силовые выпрямители в частности устройства питания комплектные типа УКП [15]. Устройство УКП состоит из двух сборочных единиц: УКП1 - силового выпрямителя с распределительным устройством выпрямленного тока и УКП2 - индукционного накопителя. Индукционный накопитель энергии обеспечивает включение одного масляного выключателя при исчезновении переменного напряжения в схеме.
В системе смешанного оперативного тока (постоянно-выпрямленного) для питания электромагнитов включения выключателей используются комплектные устройства оперативного тока типа ШУОТ в которых установлены силовые выпрямители. При этом цепи релейной защиты автоматики управления и сигнализации получают питание от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства входящих в комплект ШУОТ.
Для питания электромагнитов включения приводов высоковольтных выключателей используются также блоки питания серии БПРУ-66 и выпрямительные устройства серии КВУ-бб [14]. Схемы устройств КВУ-66 в отличие от БПРУ-66 не имеют РУ выпрямленного тока.
ПОСТОЯННЫЙ ОПЕРАТИВНЬЙ ТОК применяется на подстанциях:
-110-220 кВ со сборными шинами этих напряжений масляными или воздушными выключателями независимо от типа приводов;
-35-220 кВ с любой схемой и масляными выключателями с электромагнитными приводами возможность включения которых от зависимых источников питания не подтверждается заводом-изготовителем или не обеспечивается схемой включения источников питания оперативных цепей.
В качестве источников постоянного оперативного тока используются :
-аккумуляторные батареи типа СК или СН;
-шкафы управления оперативного тока типа ШУОТ.
Шкафы управления ШУОТ как уже отмечалось имеют комплектные аккумуляторные батареи собранные из аккумуляторов АБН – 80. При использовании шкафов ШУОТ расчет сводится к определению длительной и получасовой аварийной нагрузки постоянного тока которые в сумме не должны превышать 20 А.
От аккумуляторов шкафов ШУОТ получают питание цепи оперативного постоянного тока в системе смешанного оперативного тока. При этом цепи электромагнитов включения подключаются к выпрямительным устройствам шкафов ШУОТ.
Аккумуляторы типа СН имеют меньшие размеры чем СК. Они поступают в собранном виде имеют лучшие разрядные характеристики меньше выделяют паров серной кислоты. Поэтому на подстанциях применяются аккумуляторы СН. Они выпускаются. 14 типоразмеров: 05; 1; 2; 3; 4; 5; 6; 8; 10 ;12; 14; 16; 18; 20.
При использовании аккумуляторной батареи задачей расчета является выбор номера и количества элементов батареи.
Исходными данными к расчету являются:
-типы выключателей и приводов к ним;
-номинальный ток электромагнитов включения приводов Iпр;
- ток аварийной получасовой нагрузки аварийного освещения I05
- ток постоянной нагрузки IДЛ
Типовой номер батареи N выбирается по формуле
N ≥ (105 I aв) j(6.1)
где I ав - ток аварийного получасового режима;
j - допустимая нагрузка аварийного получасового разряда приведенная к первому номеру аккумулятора (приводятся в справочной литературе [14.15] ).
I ав = I дл + I 05(62)
Полученный номер округляется до ближайшего типового. Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему пиковому току I n.max величина которого:
I n.max = I aв + I пp.(6.3)
где учитывается I пр самого мощного привода выключателя на подстанции.
(46-50) N ≥ I n.max(6.4)
где (46-50) - коэффициент учитывавший допускаемую перегрузку аккумуляторов типа СK (46) или СН (50) в режиме кратковременного разряда.
Число элементов в батарее при напряжении на шинах постоянного тока 220 В:
n- 2201.75 = 125 где 175 - напряжение на аккумуляторе (элементе) в режиме кратковременного разряда.
На подстанциях 110-330 кВ устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В на подстанциях 500-750 кВ - две батареи 220 В.
Аккумуляторные батарея на подстанциях как правило выполняют по схеме постоянного подзаряда без элементного коммутатора.
В нормальном режиме основные элементы по батареи подключены постоянно к подзарядному устройству: n0 - 23021 -108 где 230 - напряжение на шинах (105 UНОМ); 215 - напряжение на элементе в режиме заряда.
Это же подзарядное устройство питает постоянно включенную нагрузку постоянного тока Iдл. Заряд батареи производится после ликвидации аварии а также один раз в три месяца осуществляется уравнительный дозаряд. Заряд осуществляется от зарядного устройства. Учитывая что в режиме заряда напряжение на элементе поднимается до 27 В к шинам присоединяется: nmin - 23027 = 85 элементов.
В схемах без элементного коммутатора батареи имеют отпайки от 85 и 108 элементов и таким образом к шинам постоянного тока подключаются 85 108 и 125 элементов в режиме заряда постоянного подзаряда и аварийного разряда соответственно. Для подзаряда и послеаварийного заряда устанавливаются два автоматизированных выпрямительных устройства.
Подзаряд и дозаряд осуществляются с помощью выпрямительных агрегатов ВАЗП-380260-4080 на напряжение 380 В и 260 В и ток; 40 и 80А. Потребляемая мощность (при cosφ = 086) составляет 208 кВт и 15.2 кВт соответственно.
В качестве зарядных устройств применяются статические преобразователя или агрегаты "двигатель-генератор". Чтобы выбрать зарядное устройство определяют величину тока заряда:
I З = 5 N + I дл .(6.5)
и напряжение в конце заряда следовательно мощность необходимую для заряда (Д - Г или преобразователя).
РАСЧЕТ НАГРУЗОК ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА И
СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД.
Потребителями собственных нужд районной подстанции могут быть:
-электроосвещение (зданий и наружных площадок);
-вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;
-подогрев масла и приводов открыто установленных выключателей разъединителей отделителей и короткозамыкателей;
-отопление и вентиляция закрытых помещений;
-подогрев шкафов КРУН КРУ релейных шкафов;
-зарядные и подзарядные агрегаты;
-масляное хозяйство;
-компрессорное хозяйство и т.п.
Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика (от 50 до 300 кВт) поэтому они питаются от сети 380220 В . Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.
В курсовом проекте нагрузку собственных нужд допустимо оценивать ориентировочно на основании данных таблиц П 6.1 П 6.2 [4]. В таблицах приведена мощность Руст потребителей собственных нужд. Приняв для двигательной нагрузки cosφ = 085 а для остальных потребителей cosφ = 1 определяет Qycт. Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд.
где КС - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности. В ориентировочных расчетах принимается КС = 08.
Присоединение ТСН к сети зависит от системы оперативного тока. На подстанциях 110 кВ и выше с переменным и выпрямленным оперативным током ТСН присоединяются через предохранители к вводам 6-10 кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ 6-10кВ. На подстанциях З5 кВ - к питающей линии через предохранители. На подстанциях с постоянным оперативным током ТСН присоединяются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6-35 кВ или к выводам 6-35 кВ автотрансформаторов.
Трансформаторы ТСН небольшой мощности (до 63-100 кВА) устанавливаются непосредственно в шкафах КРУ (КРУН) б-10 кВ. Если рассчитанная мощность ТСН превышает указанные значения трансформаторы размещаются открыто вне РУ 6-10 кВ. Для их подключения предусматриваются ячейки с предохранителями (выключателями) и кабельными выводами.
Вторичным напряжением 380220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин секционированной автоматическим выключателем (автоматом).
Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении общеподстанционного пункта управления (ОПУ).
ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОНСТРУКТИВНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ПОДСТАНЦИИ.
В курсовом проекте должны быть рассмотрены следующие вопросы конструктивного выполнения подстанции:
-выбор типов выполнения распределительных устройств всех напряжений (открытого типа - ОРУ или закрытого типа ЗРУ);
-компоновка площади подстанции с размещением на плане РУ всех напряжений и трансформаторов ТСН вспомогательных зданий и сооружении (ОПУ компрессорной маслохозяйства и т. д.);
-компоновка РУ всех напряжений с размещением на плане аппаратов;
-выбор конструкций для размещения аппаратов и ошиновки (сборных шин и связей между аппаратами);
-размещение на плане ремонтных площадок подъездных автомобильных дорог и железнодорожных путей к трансформаторам и отдельным аппаратам;
-выбор способов и приспособлений для прокладки силовых и контрольных кабелей.
Компоновка конструктивное выполнение подстанции и ее отдельных распределительных устройств должны обеспечивать удобство и безопасность обслуживания пожарную безопасность экономичность сооружения и эксплуатации. Основные требования к конструктивному выполнению РПП приводятся в Правилах [12] и Нормах технологического проектирования [17]. Варианты и примеры компоновок и конструкций ОРУ и ЗРУ достаточно полно рассматриваются в учебной и справочной литературе [3 4 5 8 9 12 14 15].
При проектировании рекомендуется использовать типовые компоновки унифицированные конструкции и строительные модули.
РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ
На РПП предусматривается защитное заземление обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям которые нормально не находятся под напряжением но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции.
В расчете заземления не учитываются естественные заземлители которые на РПП как правило отсутствуют. Поэтому расчет осуществляется только для заземлений выполняемых искусственно.
Искусственное заземляющее устройство может выполняться из прутковой или полосовой стали в виде сетки на глубине 05 0.7 м к которой присоединяется заземляемое оборудование. Расстояние между полосами сетки должно быть не более 6м. Граница заземляющего устройства должна находиться на территории подстанции на расстоянии не менее 3 м от ограждения.
Если сопротивление сетки превышает допускаемое по нормам ПУЭ то к сетке добавляют вертикальные электроды длиной 3-5 м. Расстояние между электродами принимается не менее их длины.
Для закрытых РУ заземление выполняется в виде контура из горизонтального проводника или контура с вертикальными электродами по периметру здания на расстоянии 08 -10 м от фундамента.
Расчет заземляющего устройства РПП осуществляется в соответствии с рекомендациями [4] исходя из условия что в любое время года его сопротивление RЗ не должно превышать допустимого значения.
РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ ОТ ПРЯЫХ УДАРОВ МОЛНИИ.
Защита открытых распределительных устройств РПП осуществляется стержневыми молниеотводами. Небольшие подстанции 356-10 кВ могут быть защищены одним молниеотводом. На выcoтe hx защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия гх молниеотвода определяется по формуле:
гх = ha [1.6 (1 + ( hx h ) p )](10.1)
где h - высота молниеотвода;
ha - активная высота молниеотвода;
р - коэффициент равный:
р = 1 для молниеотводов при h 30 м;
р = 5.5 h для молниеотводов при h > 30 м.
Пользуясь формулой (10.1) подбирают высоту h молниеотвода так. чтобы зона его действия (круг площадью rх2) полностью закрывала площадь подстанции на высоте hx.
На подстанциях имеющих ОРУ 110 кB и выше применяют два три и большее число молниеотводов. При этом рекомендуется следующая последовательность расчета: намечается к установке минимальное количество молниеотводов (2 3 или 4).строится общая зона действия молниеотводов и проверяется условие защищенности всей площади ОРУ. Если не удается добиться этого условия даже при увеличении высоты молниеотводов то принимают большее количество молниеотводов заново строят общую зону защиты и т. д. Не следует идти по пути максимального увеличения высоты молниеотводов. Лучше установить больше молниеотводов средней высоты что проще при монтаже и эксплуатации.
Общая зона действия двух стержневых молниеотводов показана на ри.2
Рис. 2. Зона защиты двух стержневых молниеотводов.
Радиус действия rx определяется по формуле (10.1) а bx – по формуле
bx = 4 rx [(7ha – a) (14ha – a)](10.3)
Зона действия трех и четырех молниеотводов показана на рис. 3 и 4.
Внешние области зоны действия трех и четырех молниеотводов гх и bх определяются по формулах (10.1) в (10.2).
Объект высотой hx внутри гоны защиты будет защищенесли выполняется условие^
где D - диаметр окружности проходящей через вершины треугольника соединяющего основания молниеотводов (рис.3) или диагональ прямоугольника (рис.4).
Стержневые молниеотводы устанавливаются как правило на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы. На трансформаторных порталах молниеотводы могут быть установлены при соблюдении некоторых условий [815].
Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ .При этом должно быть установлено два - три или один - два вертикальных электрода длиной 3 - 5 м соответственно на таком же расстоянии от стойки с молниеотводом. Отдельно стоящие молниеотводы могут иметь собственные заземлители.
Защита зданий ЗРУ и закрытых подстанций имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные конструкции кровли осуществляется заземлением этих покрытий или конструкции. Если такая защита невозможна устанавливаются стержневые молниеотводы на крыше и заземляются.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ
И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.
В курсовом проекте должны быть рассмотрены следующие вопросы измерений и учета:
- определение необходимого объема измерений и учета;
- выбор типов и классов измерительных приборов;
- размещение приборов системы измерений и учета в схеме.
Необходимый объем измерений а также состав приборов системы учета и измерении на основных присоединениях РПП представлены в [48] основные технические характеристики приборов в [131415].
Правила устройства электроустановок.- М.: Энергоатомиздат 1986.- 648 с.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.- М. :Энергоатомиздат 1989.- 288 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов А.А.Васильев Л.П.Крючков Е.Ф.Неяшкова и др.; Под ред. А.А.Васильева. - М.: Энергия 1980.- 608 с.
Рожкова Л.Д. Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат 1987.- 648 с.
Двоскин Л.и. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергоатомиздат 1985.- 220 с.
Рябкова Е.Я. Заземления в установках высокого напряжения. М.: Энергия 1978.- 220 С.
Юриков П.А. Защита электростанций и подстанций 3 - 500 кВ от прямых ударов молнии. - М.: Энергоиздат 1982.- 88с.
Гук Ю.В. Кантан В.В. Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л.: Энергоатомиздат 1985-312 с.
Околович М.Н. Проектирование электрических станции. -М.: Энергоиздат 1982.- 400 с.
Электротехнический справочник.: Т. 23 Под ред. профессоров МЭИ. И.М.Орлова (гл.ред.) и др. 7-е изд. -М.:Энергоатомиздат 19861989.
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения Под ред. И.А.Баумштейна.С.А.Бажанова. - М.:Энерго- Атомиздат 1989.- 768 с.
Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под ред. С.С.Рокотяна Я.С.Самойлова. - М.:Энергоатомиздат 1982.- 352 с.
Электрическая часть станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н.Неклепаева. - М.:Эиергоиздат 1989.-402 с.
Справочник по проектированию электроснабжения линий электропередачи и сетей Под ред. Я.М.Болыпама. В.И.Круповича. М.Л.Самовера. - М.:Энергия. 1974.- 695 с..
Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. В.И.Круповича.Ю.Г.Еарыбина.М.Л.Самовера. - М.:Энергия 1980- 456с.
Типовой проект 407-03-456.87-ЭП."Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций.
. М.:Энергосетьпроект 1987. .
Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. - М.:Энергосетьпроект 1991.- 65 с.
Стандарт предприятия: Проекты (работы) дипломные и курсовые.Общие требования к оформлению пояснительных записок и чертежей.СТЛ-1-У-НГТУ-93 НГТУ. Нижний Новгород. 1994.-23с.

Молниезащита 20.dwg

План подстанции 20.dwg

Районная понизительная
КП-НГТУ-(07-ЭСН)-20-10
Заземлитель ЗОН-110УХЛ1
Ограничитель перенапряжений
ОПН-П-1107710400 УХЛ1
ОПННп-1104410550 УХЛ1
Распределительное устройство
Трансформатор силовой
Трансформатор напряжения
Шинный портал 110 кВ

Заземление 20.dwg

Электрическая схема 20.dwg

Химкомбинат пластмасс
ХК литейное производство
Типы ячеек КРУ СЭЩ-70
КП-НГТУ-(07-ЭСН)-09-10
электрических соединений
Типы ячеек КРУ СЭЩ-61М СЭЩ-К63
ОПННп-1104610400 УХЛ1
ОПН-П-1107710400 УХЛ1
Ограничители перенапряжений
Распределительные устройства
Трансформаторы силовые
Трансформаторы напряжения

План района 20.doc

План электросетевого района вариант № 20
Примечание.Для оценочных расчётов принять удельные сопротивления ВЛ:

Глава 3,4 20.doc

3 Составление блок схемы подстанции
Подстанция получает питание по двум линиям напряжением 110кВ. На стороне 110кВ имеется потребитель получающий питание по двум линиям. На стороне 10 кВ – шесть потребителей которые получают питание по 20 линиям. На блок схеме (рис. 3.1) распределительные устройства обозначены прямоугольниками трансформаторы представлены в полном объеме. Также на блок схеме обозначены приходящие и отходящие линии от РУ 110 и 10кВ стрелочками.
Рисунок 3.1 – Блок схема подстанции
Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам
При выборе схем РУ необходимо руководствоваться следующим:
Схема РУ выбирается с учетом схемы прилегающей сети ее параметров и перспектив развития количества присоединяемых ВЛ и трансформаторов необходимости секционирования и установки компенсирующих устройств размера и стоимости земельного участка природно-климатических условий и других факторов.
Схема РУ разрабатывается с учетом назначения подстанции в данной энергосистеме надежности работы примыкающих ВЛ и подстанций и условий их резервирования.
Основные требования предъявляемые к схемам РУ заключаются в обеспечении качества функционирования ПС: надежности экономичности наглядности и простоте возможности и безопасности обслуживания выполнения ремонтов и расширения компактности и др.
Отказ любого выключателя в РУ 35-110 кВ с секционированными сборными шинами как правило не должен приводить к отключению более 6 присоединений в том числе не более 1 трансформатора если при этом не нарушается более одной цепи транзита и электроснабжение особо ответственных электроприемников 1-ой категории.
На основании выше приведенных требованиям к схемам РУ а также на основании того что проектируемая подстанция является распределительной (узловой) что на стороне высокого напряжения (110 кВ) имеются потребители к которым отходят две питающие линии что на стороне низкого напряжения (10 кВ) имеются потребители первой категории которым нужно бесперебойное электроснабжение при выходе из строя части оборудования выбираем на стороне 110 кВ схему №110-13 «Две рабочие секционированные выключателем системы шин» а на стороне 10 кВ – схема №9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Глава 8 20.doc

8 Расчет нагрузок выбор трансформаторов и составление схемы собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика поэтому они питаются от сети 380220В. Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.
Сведем мощность всех потребителей собственных нужд в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 – Нагрузки потребителей собственных нужд
Установленная мощность
Охлаждение трансформаторов ТРДН 25000110
Освещение ЗРУ-10кВ и ОПУ
Отопление ЗРУ-10кВ и ОПУ вентиляция
Подзарядно-зарядный агрегат ШУОТ
Подогрев выключателей в РУ PASS
Расчетная нагрузка собственных нужд с учетом коэффициента спроса kс:
Номинальная мощность трансформаторов выбирается по условию:
Выбираем трансформаторы ТЛК-40150 У1 трехфазные сухие специального назначения размещаемые в ячейках КРУ-10кВ. Выбранные трансформаторы имеют пассивное охлаждение и не требуют установки дополнительных элементов охлаждения и вентиляции в ячейки ТСН.
Технические данные трансформатора ТЛК-40150-10 У1:
Номинальная мощность – 40 кВА;
Номинальное высшее напряжение – 10 кВ;
Номинальное низшее напряжение - 04 кВ;
Схема и группа соединения обмоток ;
Напряжение короткого замыкания – 21 %;
Потери короткого замыкания – 820 Вт;
Ток холостого хода – 15 %;
Потери холостого хода – 330 Вт;
Полная масса - 500 кг.
На подстанции с постоянным оперативным током ТСН присоединяется через предохранители к шинам РУ-10кВ.
ТСН размещается в ЗРУ-10кВ в ячейках КРУ.
Так как ТСН мощностью 40 кВА то устанавливаем непосредственно в ячейки КРУ-СЭЩ-63К.
Выбор предохранителей:
Выбираем предохранитель ПКН-001-10У3.
Вторичным напряжением 380220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин секционированной автоматическим выключателем (автоматом). Щит собственных нужд устанавливается в ЗРУ.

Глава 6 20.doc

6 Выбор аппаратов шин кабелей
1 Определение токов нормального и послеаварийного режимов
Определим ток в цепях питающих линий и присоединений трансформаторов. Поскольку на стороне высшего напряжения имеются потребители тогда данная подстанция является распределительной значит через подстанцию осуществляется транзит мощности и расчет токов в цепях питающих линий трансформаторов производим по формулам:
где - рабочий нормальный ток в цепях питающих линий трансформатора
- рабочий максимальный ток в цепях питающих линий трансформатора
Присоединение трансформаторов:
Секционного выключателя:
Расчет токов в отходящих линиях потребителей 110кВ производиться по формулам:
гдеS1 – общая нагрузка механического завода МВ·А;
n – количество ЛЭП питающий цементный завод шт.
Таблица 6.1 – Расчет токов в отходящих линиях потребителей
Наименование потребителей
Количество линий шт.
Присоединение трансформаторов.
Так как трансформатор двухобмоточный с расщепленной вторичной обмоткой низшего напряжения то мощность обмотки низшего напряжения примем равной половине мощности трансформатора:
Для вводного выключателя:
Для секционного выключателя:
Определим также тока в отходящих линиях. Для примера произведем расчет тока в отходящей линии для одной линии механического завода:
n – количество ЛЭП питающий механический завод шт.
Для остальных потребителей произведем аналогичный расчет. Все остальные расчеты токов в отходящих ЛЭП сведем в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 – Расчет токов в отходящих линиях потребителей
2 Выбор электрических аппаратов
где Uном – номинальное напряжение выбираемого аппарата кВ;
Uсети – напряжение сети кВ.
где Iном – номинальный ток аппарата А;
Iраб.max – ток максимального рабочего режима А.
где Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя А;
– периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания А.
где – апериодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания А.
Вместо iа.ном может быть задано b%. В это случае iа.ном рассчитывается следующим образом:
где – ток термической стойкости А;
– расчетный тепловой импульс при коротком замыкании А2·с.
где – ток динамической стойкости А;
– ударный ток короткого замыкания А.
Выбор разъединителей
Выбор производится по условиям 6.15 6.16 6.20 6.21.
Выбор трансформаторов тока
Выбор производится по условиям 6.15 6.20 6.21 а также по следующему условию:
где I1ном – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока А;
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор производится по условию:
где U1ном – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения кВ;
Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)
Выбор производится по условию 6.15.
Выбор предохранителей для ТН
Выбор производится по условиям 6.15.
Выбор предохранителей для ТСН
Выбор производится по условиям 6.15 6.16 6.17.
Выбор аппаратов РУ ВН сведем в таблицу 6.3.
Таблица 6.3 – Сводная таблица аппаратов РУ ВН с паспортными данными и условиями выбора
Наименование и тип аппарата
Модуль ПАСС М0 DBB (на ввод):
элегазовый выключатель LTB-D;
разъединитель заземлитель. Привод – трёхполюсный двигательный;
трансформатор тока кольцевой
Продолжение таблицы 6.3
Модуль ПАСС М0 SBB (СШВ):
Модуль ПАСС М0 DBB (на присоединение трансформаторов):
Модуль ПАСС М0 DBB (Цементный завод):
Трансформатор напряжения на шинах 110 кВ
Разъединитель на шинах 110 кВ РГП-1101250.
Ограничители перенапряжений на шинах 110 кВ и на линии перед трансформатором
ОПН-П1107710400 УХЛ1.
ОПННп-1105610400 УХЛ1 для нейтралей трансформаторов.
Распределительное устройство низшего напряжения будет выполнено с применением комплектного распределительного устройства напряжением 10кВ серии К61М. Выбор аппаратов РУ НН сведем в таблицу 6.4.
Таблица 6.4 – Сводная таблица аппаратов РУ НН с паспортными данными и условиями выбора
LF21212315 (привод пружинный)
Секционный выключатель LF2126315 (привод пружинный)
Выключатель установленный на отходящих линиях
LF2126315 (привод пружинный)
Вводной трансформатор тока ТЛК108 У1 (10005)
Секционный трансформатор тока
Продолжение таблицы 6.4
Трансформатор тока установленный на отходящих линиях ТЛК108 У1 (4005)
Трансформатор напряжения НАЛИ10УХЛ2
Предохранитель для защиты трансформатора напряжений ПКН00110У3
3 Выбор и проверка проводников всех напряжений
3.1.1 Выбор ошиновки РУ 110 кВ
Выбираем из каталога продукции ошиновки следующей маркировки: ОЖК.110.1000 где ОЖК – ошиновка жёсткая комплектная; 110 – класс напряжения (кВ); 1000 – допустимый длительный ток (А). Расстояние между фазами составляет 2000 мм. В пролётах между опорными изоляторами имеющих длину не более 9 м ошиновка на 110 кВ выполняется без сварных соединений.
Ошиновка представляет собой систему жестких шин трубчатого сечения размерами изготовленных из алюминиевого сплава 1915Т.
Так как ошиновка представляет собой комплектное устройство то выбор производится только по условию:
где - номинальный ток комплектной жёсткой ошиновки А;
- максимальный рабочий ток на шинах 110 кВ А;
- ток электродинамической стойкости комплектной жёсткой ошиновки кА;
- ударный ток короткого замыкания на шинах 110 кВ кА.
3.1.2 Выбор линий отходящих к потребителям 110 кВ
Для питания цементного завода выбираем провод марки АС. Сечение провода выбираем по следующему ряду параметров:
а) по экономической плотности тока:
где - ток в нормальном режиме работы в линии цементного завода;
- экономическая плотность тока для линии цементного завода.
Принимаем провод АС 508 диаметр .
б) по допустимому току:
где - максимальный ток в линии механического завода;
- длительно допустимый ток для провода марки АС 508.
в) по термической стойкости:
Согласно ПУЭ проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится т.к. линии выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
г) проверка на электродинамическое действие тока короткого замыкания для ВЛ не производится так как .
д) проверка по условиям коронирования не проводится.
Для района Владимирской области и нормальной средой в районе расположения подстанции выбираем по семь подвесных изоляторов в гирлянде типа ПФ6-Б.
Выбор ошиновки трансформатора производим по рабочему максимальному току и по рабочему нормальному току на шинах 10 кВ.
Сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току.
Принимаем однополосные алюминиевые шины сечением 60×10 (материал – алюминиевый сплав АДО). Допустимый ток (табличная величина). Допустимое напряжение в материале: (табличная величина). Разрушающее напряжение материала: (табличная величина).
По условию нагрева в продолжительном режиме:
Проверяем шины на термическую стойкость:
где - функция значение которой приведено в справочных данных;
Что меньше принятого сечения :
Шины подходят по термической стойкости.
Для проверки шин на электродинамическую устойчивость необходимо рассчитать собственную частоту колебаний шин:
S – поперечное сечение шины см2;
J – момент инерции поперечного сечения шины см4.
где h и b – больший и меньший размеры полосы шин соответственно см.
Для того чтобы не возникало механического резонанса необходимо чтобы f0 > 200 Гц. Шины расположены плашмя а полосы в пакете жёстко связаны между собой. Рассчитываем максимальную длину пролета между изоляторами:
Принимаем длину пролета между изоляторами 05 м.
Наибольшее удельное усилие при трёхфазном коротком замыкании определяется по формуле:
где – расстояние между фазами см;
- ударный ток короткого замыкания на вводе в РУ НН 10 кВ.
Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин то коэффициент формы .
Наибольшие электродинамические усилия возникают при трёхфазном повреждении поэтому при дальнейших расчётах учитывается ударный ток трёхфазного короткого замыкания. Индексы (3) для упрощения опускаются.
Равномерно распределённая сила создаёт изгибающий момент М:
где - длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции м.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента :
где - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия .
Условие механической прочности:
Условие выполняется следовательно шины механически прочны.
Выбираем опорные изоляторы ИО-10-375 УХЛ2.
Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила действующая на изолятор:
Значит опорные изоляторы механически прочны.
Выбираем проходные изоляторы ИП-10630-75 УХЛ2.
3.3.2 Выбор и проверка отходящих линий на стороне 10кВ
Кабель ПвП-6 обладает следующими элементами конструкции:
- круглая многопроволочная уплотнённая токопроводящая жила из алюминия;
- экран по жиле из экструдируемого электропроводящего сшитого полиэтилена;
- изоляция из сшитого полиэтилена (Пв);
- экран по изоляции из экструдируемого электропроводящего сшитого полиэтилена;
- разделительный слой из электропроводящей водоблокирующей ленты;
- экран из медных проволок скреплённых медной лентой;
- разделительный слой из двух лент крепированной бумаги или прорезиненной ткани;
- оболочка из полиэтилена (П).
3.3.3 Выбор линий отходящих к механическому заводу
К механическому заводу отходят 2 линии по 03 км.
По напряжению установки:
Сечение кабеля по экономической плотности тока:
где – экономическая плотность тока для медных жил кабелей и числа часов использования максимума нагрузки: часов в год.
Из стандартного ряда сечений выбираем ближайшее значение :
Предварительно выбираем кабель ПвП 3×5016.
Силовые кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на термическую стойкость не проверяются.
Проверка кабеля по нагреву длительным током:
где – длительно допустимый ток учитывающий температуру окружающей среды и количество параллельно проложенных линий.
где – длительно допустимый ток берется из справочных данных на провода и кабели;
– коэффициент учитывающий температуру среды примем равным ;
– коэффициент учитывающий количество кабельных линий проложенных в одной кабельной трассе. Принимается равным для двух линий – 09; четырех – 085; шести – 08. Согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее 100 мм. Принимаем 2 кабеля в одной траншее.
Проверка кабеля с сечением по нагреву длительным током выполняется:
Окончательно выбираем кабель ПвПг 3×5016 .
Проверка кабеля показала что выбранное сечение проходит по длительно допустимому току и по термической стойкости к токам короткого замыкания.
3.3.4 Выбор линий отходящих к котельной
К котельной отходит 2 линии по 20 км.
3.3.5 Выбор линий отходящих к мукомольному производству
К мукомольному производству отходят 4 линии по 08 км.
Предварительно выбираем кабель ПвП 3×7016.
– коэффициент учитывающий количество кабельных линий проложенных в одной кабельной трассе. Принимается равным для двух линий – 09; четырех – 085; шести – 08. Согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее 100 мм. Принимаем 4 кабеля в одной траншее.
Окончательно выбираем кабель ПвПг 3×7016 .
3.3.6 Выбор линий отходящих к жилому поседку.
К жилому поседку отходит 4 линии по 18 км.
3.3.7 Выбор линий отходящих к ремонтному заводу
К ремонтному заводу отходит 2 линии по 03 км.
3.3.8 Выбор линий отходящих к станкозаводу
К станкозаводу отходит 4 линии по 3 км.
Предварительно выбираем кабель ПвП 3×9516.
Проверка кабеля с сечением по нагреву длительным током не выполняется:
Выберем кабель с большим сечением и повторим расчеты:
Предварительно выбираем кабель ПвП 3×12016.
Предварительно выбираем кабель ПвП 3×15016.
Окончательно выбираем кабель ПвПг 3×15016 .

Глава 5 20.doc

4 Расчёт токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратов проводов шин и кабелей. Расчет выполняется методом точного приведения в относительных единицах.
Расчет токов трёхфазного КЗ производим в следующем порядке:
- задаемся базисными условиями: мощностью и напряжениями;
- для схемы сетевого района составляем схему замещения причем ЛЭП моделируем реактивным сопротивлением нагрузочные узлы представляем в виде обобщенной нагрузки а для узлов с источниками питания рассчитываем сопротивление системы и задаемся ЭДС системы;
- рассчитываем параметры схемы замещения: ЭДС и сопротивления;
- путем постепенного преобразования приводим схему замещения к простому виду так чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением. При этом допускается объединять параллельные ветви схемы замещения если они находятся в равных условиях относительно точки КЗ;
- определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ ударный ток КЗ апериодическую составляющую тока КЗ соответствующую времени до момента расхождения дугогасительных контактов выключателя и тепловой импульс тока КЗ.
Рисунок 4.1 – План электросетевого района
Проектируемая подстанция находится в узле № 8 сети 110 кВ.
Расчётные длины ЛЭП:
Таблица 4.1 – Расстояния между узлами электросетевого района
Примечание. Для оценочных расчётов принять удельные сопротивления ВЛ:
Все результаты расчёта токов короткого замыкания в установившемся и сверхпереходном режимах ударного тока короткого замыкания апериодической составляющей тока и теплового импульса занесены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 – Сводные данные по токам короткого замыкания
Точка короткого замыкания
Постоянная времени Та
Ударный коэффициент
Значение апериодической составляющей

Глава 7 20.doc

7 Выбор вида и источников оперативного тока
В качестве выключателей в РУ 110 кВ выбран силовой выключатель модуля ПАСС М0 BLK222 имеющие пружинный привод управление которым осуществляется электромагнитом постоянного тока с номинальным напряжением 220 В.
В качестве выключателей в РУ 10 кВ выбраны выключатели LF21212315. Выключатель LF21212315 имеет пружинный привод и использует постоянный ток 220 В.
Таблица 7.1 – Характеристики потребителей оперативного тока
Наименование потребителя
Номинальный ток потребления А
Блоки управления сигнализацией автоматики релейной защиты.
Приводы выключателей:
Ток не нормируется. Максимально необходимый кратковременный ток необходимый для срабатывания электромагнитного привода который взводит пружину составляет 60 А.
Выбираем систему постоянного оперативного тока. В качестве источников системы постоянного оперативного тока выбираем шкафы управления оперативного тока типа: ШУОТ-2405-60-380-230 УХЛ4.
Габариты шкафа (Ш×Г×В) мм: 1410×500×1600. Вес не более 770 кг. Степень защиты IP20.
Устройства имеют естественную вентиляцию. В состав каждого устройства в стандартном исполнении входят:
шкаф подзарядного устройства (ПЗУ) полупроводниковый состоящий из двух управляемых тиристорных выпрямителей с двумя системами контроля и управления осуществляющих заряд и подзаряд аккумуляторных батарей;
шкаф с аккумуляторными батареями (Шкаф АБ) осуществляющих стабилизацию и снижение пульсаций выпрямлённого напряжения питание нагрузки постоянным напряжением а также компенсацию энергопотребления при пиковых нагрузках превышающих мощность ПЗУ и в случае перерывов в электроснабжении обеспечение нагрузки электроэнергией. Конструкция предусматривает подводку внешних кабелей снизу (из кабельных каналов или проёмов) крепление вводных кабелей и обеспечивает работоспособность в вертикальном положении с допустимым отклонением до 5 градусов в любую сторону.
Технические данные ШУОТ приведены в таблице 7.2.
питание цепей электромагнитов включения высоковольтных выключателей и питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства;
работу аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда;
контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного тока;
защиту узлов схемы и отходящих линий оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий автоматами и предохранителями с одновременной световой сигнализацией.
Таблица 6.2 - Технические параметры ШУОТ
Номинальное выходное напряжение В
Номинальный выходной ток А
Номинальное линейное трёхфазное напряжение В
Допустимые колебания напряжения в режиме подзаряда %
Частота питающей сети Гц
Допустимые колебания частоты Гц
КПД в номинальном режиме % не менее
Коэффициент мощности cos φ не менее
Выходное напряжение постоянного тока В
Диапазон регулирования напряжения при отключенной АБ В
Точность стабилизации выходного напряжения %
Коэффициент пульсации выходного напряжения
при номинальной нагрузке и параллельной работе АБ и ПЗУ не более %
Ограничение тока заряда АБ Аdc
Диапазон регулирования тока заряда АБ Аdc
Количество отходящих линий
Рабочая температура °С
Температура хранения °С
Влажность (без конденсации и обмерзания) %
Максимальная высота над уровнем моря (без снижения мощности) м

Тит лист 20.doc

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «физика и электротехника»
Пояснительная записка
к курсовой работе по дисциплине «Электроэнергетика»
Проектирование районной понизительной подстанции

Глава 1 20.doc

1 Расчет суммарных электрических нагрузок на шинах всех напряжений подстанций. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии потребителями подстанции
Для определения токов нормального и послеаварийного режимов и выбора мощности трансформаторов производится расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений. Для этого определим максимальную реактивную мощность каждого потребителя по формуле:
где Pм 1 – максимальная активная мощность первого потребителя МВт;
– тангенс угла между током и напряжением.
Далее определим полную максимальную мощность каждого потребителя по формуле:
Для всех остальных потребителей расчет реактивной и полной мощности производиться аналогично. Все расчеты сведем в таблицу 1.1.
Следующим этапом вычисления будет определение суммарной трансформируемой нагрузкой. Так как на подстанции используется только одно напряжения питания потребителей то суммарная трансформируемая нагрузка будет совпадать с суммой мощностей потребителей на стороне 10кВ:
Определим расчетную трансформируемую нагрузку по формуле:
где – коэффициент совмещения максимумов выбирается из диапазона 088–095. Примем равным .
Аналогично производиться расчет мощностей потребителей на стороне 110кВ
Далее определим суммарную нагрузку подстанции:
Определим расчетную нагрузку подстанции:
Таблица 1.1 – Сводная таблица расчета нагрузок на шинах подстанции
Суммарная нагрузка 10кВ
Суммарная трансформируемая нагрузка
Расчетная трансформируемая нагрузка
Суммарная нагрузка 110кВ
Суммарная нагрузка РПП
Расчетная нагрузка РПП
Таблица 1.2 - Данные расхода электроэнергии потребителями РПП
Мукомольное производство

Содержание 20.doc

Расчёт суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии ..6
Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов 8
Составление блок-схемы подстанции .. 10
Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам 11
Расчёт токов короткого замыкания ..12
Выбор аппаратов шин кабелей .. ..14
1 Определение токов нормального и послеаварийного режимов ..14
2 Выбор электрических аппаратов 16
3 Выбор и проверка проводников всех напряжений 22
Выбор систем оперативного тока и источников оперативного тока .36
Расчёт нагрузок выбор трансформатора и схемы питания собственных нужд .. ..39
Выбор основных конструктивных решений по подстанции ..41
Расчёт заземления подстанции.. ..43
Расчёт защиты подстанции от прямых ударов молнии 46
Определение видов электрических измерений и учёта электроэнергии 49
1 Определение необходимого объёма измерений и учета 49
2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке высокого напряжения .51
3 Вторичная нагрузка трансформатора тока на СШВ 110 кВ ..52
4 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке низкого напряжения .54
5 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке 60
Список литературы 61

Список литературы 20.doc

Справочник по эл. Сетям 04-35 кВ и 110-1150 кВ.Колл.авт.-М.: ИД “Энергия” 2009.-Том - 816 с.
Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН 2003.–928 с.
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.–3-е изд. перераб. и доп.– 6-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1987.– 648 с.: ил.
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.: ил.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнерге-тических специальностей М.:–Высшая школа 1981.–304 с
Справочник по проектированию электроснабжения М.:– Энергоатомиздат 1990– 576 с.
Электротехнический справочник т.2 .:– Энергоатомиздат 1986
Электротехнический справочник т.3 .:– Энергоатомиздат 1986
Татаров Е.И. Щеголькова Т.М.– Методические указания для выполнения курсовых проектов по дисциплинам “Производство электроэнергии” и “Электрические системы и сети”
Татаров Е.И. Щеголькова Т.М. Червонный Е.М.– Электрооборудование подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.

Глава 2 20.doc

2 Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов
На районных понизительных подстанциях число трансформаторов в большинстве случаев принимается равным двум.
Определение мощности трансформатора осуществляется в зависимости от расчетной трансформируемой мощности подстанции и коэффициента перегрузки трансформатора в аварийном режиме:
где– коэффициента перегрузки трансформатора в послеаварийном режиме. Примем по ГОСТ142985. Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.
Так как у проектируемой подстанции нагрузка находиться только на низшем напряжении (отсутствует среднее напряжение) и расчетная мощность трансформатора то выбираем двухобмоточный трансформатор. Из каталога трансформаторов выбираем трансформатор марки ТРДН-25000110-У1 со следующими паспортными данными: номинальная мощность трансформатора Sном=25МВ·А; напряжение обмотки высшего напряжения UВН=115кВ; напряжение обмотки низшего напряжения UНН=105кВ; потери холостого хода – 25кВт; потери короткого замыкания – 120кВт; напряжение короткого замыкания UкВН-НН=105%; UкНН1НН2=30%; ток холостого хода Iх=065%. Расшифровка маркировки трансформатора ТРДН25000110У1: Т – трехфазный; Р – расщепленная обмотка НН; Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; Н – с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН); 25000 – мощность кВА; 110 – класс напряжения обмотки ВН кВ; У1 – климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ1515069 и ГОСТ1554370. Трансформатор соответствует ТУ16717.16282.
Определим фактический коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах который не должен превышать нормативный коэффициент перегрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

Задание 20.doc

ГОУ ВПО НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им Р.Е.Алексеева
Факультет автоматики и электромеханики
Кафедра электроэнергетики и электроснабжения
“Районная понизительная подстанция”
Код проекта: КП-НГТУ-140211-(07-ЭСН)-20- 10
Проектируемая подстанция в узле № 8 сети 110 кВ.
Перечень линий электропередач отходящих от проектируемой подстанции:
Наименование потребителя
Расстояние от пст км
Категория потребителя
Нагрузка на питающие линии объектов распределена равномерно с взаимным попарным резервированием.
Климатический район – Владимирская обл.
Среда в районе расположения подстанции нормальная.
Обслуживание подстанции - дежурство на дому.
ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ
Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии потребителями подстанции.
Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов.
Составление блок-схемы подстанции.
Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам.
Расчет токов короткого замыкания.
Выбор аппаратов шин кабелей.

Глава 9 20.doc

9 Выбор основных конструктивных решений
На напряжение 110кВ применяем открытое распределительное устройство так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади для размещения подстанции. На этом напряжении ОРУ обладает существенными преимуществами по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ так как необходимы лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. Все сооружения на площадке подстанции размещаются таким образом чтобы при строительстве и монтаже а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. Проезд по дороге возможен вдоль ряда выключателей 110кВ.
Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. На подстанции кабельные каналы к аппаратам следует выполнять раздельными чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих КЛ.
Трансформаторы устанавливаются на рельсы для возможности выкатки их на ремонтные площадки за территорию подстанции. Между трансформаторами предусматривается ограждение в виде кирпичного забора высотой 16 м. Забор необходим по условиям пожаробезопасности и взрывобезопасности поскольку расстояние между трансформаторами 110 кВ меньше 15 м. Большая часть рельс отсутствует и собирается по мере необходимости. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслосборочные ямы покрытые решётками с засыпкой не меньше 25 см гравием или чистым (помытым) щебнем.
Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливневых вод. Должны быть приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах должны иметь уклон не менее 05 % в сторону водосборников. Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 075 ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала подстанции.отдельной плиты перекрытия должна быть не более 70 кг. Плита должна иметь приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов.
На территории подстанции предусматриваем помещение ОПУ в котором установлены щиты управления релейная защита устройство связи. Подстанция по периметру окружена забором из металлических сеток и освещается прожекторами. Предусматриваются въездные ворота и проезды по подстанции для специального транспорта.
ЗРУ–10 кВ выполняется из ячеек КРУ-СЭЩ-70. Ошиновка выполняется из жестких шин материала – алюминий марки АД31Т1. Размеры шины .