Проектирование транзитной подстанции 220/10 кВ

Перечень элементов.cdw

Схема электрическая
Ограничители перенапряжений
ОПНп-11055088-10УХЛ1

Аннотация.doc

В данном курсовом проекте проектируется транзитная подстанция. Произведен расчет и выбор трансформаторов связи. Производится расчёт количества линий. Выбираются схемы распределительных устройств. Проводится технико-экономический расчёт подстанции. Рассмотрены расчёты собственных нужд подстанции.
Выполняется расчёт токов короткого замыкания. По данным расчёта токов короткого замыкания производится выбор выключателей разъединителей измерительных трансформаторов тока и напряжения токоведущих частей. Выполняется полная принципиальная схема подстанции а так же конструктивный чертёж ячейки РУ 220 кВ.
Транзитная подстанция 22010 кВ
Пояснительная записка

Список литературы.doc

Волкова Т.Ю. А.С. Бикмурзин Выбор контрольно-измерительных приборов и контрольных кабелей во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Электроэнергетика»: – Уфа: УГАТУ.
Волкова Т.Ю. Юлукова В.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфа: УГАТУ 2004.
Кабышев А.В. Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учебное пособие. Томск: Том. политехн. ун-т 2005. 168 с.
Проектирование подстанций. Часть1: Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электроэнергетика» -Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т; Сост.: Ф.Р. Исмагилов Т.Ю. Волкова Н.К. Потапчук. И.И. Гарифуллин- Уфа 2009. – 53 с.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Учебник для средн. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.Н. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр «Академия» 2004. 448 с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов» - М.: «Энергия» 1987.
Татаров Е.И. Щеголькова Т.М. Методические указания для выполнения курсовых проектов по курсам – «Производство электроэнергии» и «Электрические системы и сети» - Ниж. гос. техн. ун-т 1997. 18 с.
Руководящие указания по расчётам токов короткого замыкания и выбору оборудования. РД 153-34.0-20.527-98.

1.doc

Основой экономики всех индустриальных стран мира является электроэнергетика. Электроэнергетическая отрасль России – это развивающийся в масштабе всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства объединённых единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.
По состоянию на 31 декабря 2006 года установленная мощность электростанций централизованной зоны России составила 2108 ГВт из них мощность ТЭС составляет 1424 ГВт (68% от суммарной установленной мощности) ГЭС – 449 ГВт (21% от суммарной установленной мощности) и АЭС – 235 ГВт (11% от суммарной установленной мощности). Доля устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 821 ГВт или 39% от установленной мощности всех электростанций в том числе на ТЭС- 574 ГВт или 40 % от установленной мощности ТЭС а на ГЭС – 247 ГВт или более 50 % установленной мощности.
С 1990 года по 2007 год введено в эксплуатацию 246 ГВт новых мощностей преимущественно на тепловых станциях. Основой надежного и безопасного энергоснабжения страны является ЕЭС России объединяющая на параллельную работу электрические станции всех типов.
степени износа основных фондов величина которого в среднем по отрасли в 2006 г. приблизилась уже к 60%.Доля турбинного оборудования 1971–1980 годов выпуска в установленной мощности составляет 314% а выпуска 1961 1970 годов 233%.
Основные проблемы электроэнергетики в контексте разрабатываемого документа:
- высокие темпы роста потребления превышающие темпы ввода генерирующих мощностей;
- недостаточная надёжность схем внешнего энергоснабжения крупных городов и конечных потребителей;
- нарастающий физический износ действующего оборудования;
- технологически и морально устаревший парк оборудования;
- недостаточная развитость электрических сетей;
- высокий уровень потерь в электрических и тепловых сетях;
- высокий уровень удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии.
Важнейшей проблемой электроэнергетики России является высокий уровень морального и физического износа основных производственных фондов. Износ основных производственных фондов предприятий электроэнергетики России в течение 1999-2004 гг. по данным ФСГС (Федеральная служба государственной статистики ) вырос с 505 до 564%.
Износ сетей Федеральной сетевой компании в целом составляет 485% в том числе подстанционного оборудования 60% линий электропередач 419%. Удельная повреждаемость оборудования с большим сроком эксплуатации существенно возрастает.
Данные ФСГС характеризующие износ производственных фондов предприятий электроэнергетики России не позволяют адекватно оценить ситуацию в отрасли так как в состав основных средств гидроэлектростанций включаются например плотины со сроком службы 100 лет. Более
справедливой представляется оценка износа генерирующих мощностей на уровне 65-75% в зависимости от региона. При этом до 40% оборудования гидроэлектростанций и более 20% оборудования тепловых электростанций выработали 100% паркового ресурса (в целом по тепловым и гидроэлектростанциям парковый ресурс истек для 50 ГВт генерирующих мощностей). Аналогичная ситуация складывается по электроэнергетике в целом.
Методы решения проблемы износа генерирующих мощностей предприятий электроэнергетики заключаются в следующем:
- достаточное финансирование электроэнергетики Российской Федерацией;
- эффективная модель инвестиционного финансирования предприятий электроэнергетики: привлечение частных инвестиций для строительства и модернизации генерирующих мощностей;
- возможностью привлечения значительных кредитных ресурсов энергетическими компаниями в рамках существующей в настоящее время структуры отрасли и модели регулирования тарифов на электроэнергию;
- повышение конкурентоспособности по показателям эффективности и надёжности продукции ряда предприятий энергетического машиностроения и электротехнической промышленности а также достаточным уровнем конкуренции на рынке инжиниринговых услуг.
Составление двух вариантов структурных схем проектируемого объекта
Основываясь на задании проекта производить выбор двух вариантов структурных схем подстанции нет обоснованного смысла. Это связано с тем что в заданной схеме по отношению к сторонам высокого (ВН) и низкого (НН) напряжений отсутствует среднее (СН) – третье напряжение отсюда и отсутствие трёхфазного трёхобмоточного трансформатора (автотрансформатора) наличие которого в основном и будет влиять на выбор типовых структурных схем подстанции.
Для ограничения токов короткого замыкания применение двухобмоточных трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой более целесообразно по сравнению с использованием простого двухобмоточного трансформатора в блоке с реактором [4 пункт 2.1.2].
Для подстанций есть ограничения по выбору типовых электрических соединений. Они зависят от номинального напряжения типа подстанции числа присоединений мощности трансформаторов.
При проектировании подстанции до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии на которой указываются основные её функциональные части (РУ трансформаторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем а также для общего ознакомления с работой подстанции. На рисунке 1.1 приведена структурная схема транзитной подстанции.
Рисунок 1.1 – Структурная схема проектируемой подстанции
На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансформатора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ – 220 кВ подстанции транзитируется в энергосистему трансформируется и распределяется между потребителями в РУ – 10 кВ.
Выбор основного оборудования
1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Выбираем два параллельно работающих трансформатора с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке - а в аварийном режиме один трансформатор оставшийся в работе – обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 40%.
Условия выбора трансформатора связи:
где - номинальное напряжение высокой и низкой стороны трансформатора соответственно;
- установившееся напряжение в цепи;
- номинальная мощность трансформатора;
- фактическая мощность пропускаемая трансформатором;
- максимальная нагрузка потребителей РУНН – 10 кВ.
где - активная мощность подстанции MВт;
- коэффициент мощности.
По указанным условиям определяем параметры выбираемого трансформатора:
По таблице 2.8 [2] выбираем марку трансформатора ТРДЦН-63000220 при этом:
Проверим трансформаторы на режим если один из них аварийно отключён:
т.е. в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй будет перегружен на 10%.
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:
Выбранный трансформатор ТРДЦН-63000220 подходит. Данный трансформатор является трёхфазным двухобмоточным с расщеплённой обмоткой низкого напряжения; с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла; выполнение одной из обмоток с устройством регулирования под напряжением (РПН).
2 Построение графиков нагрузки
Типовой график суточного потребления камвольного комбината представлен на рисунке 2.1 [3].
Рисунок 2.1 – Типовой график суточного потребления
Определяем мощность каждой ступени по типовому графику суточного потребления:
Активная мощность определяется по формуле:
где - коэффициент потребляемой мощности;
Значения активной мощности для последующих ступеней определяются таким же образом. Результаты расчётов сведём в таблицу 2.1
Реактивная мощность находится по формуле:
Значения реактивной мощности для последующих ступеней определяются таким же образом. Результаты расчётов сведём в таблицу 2.1
Таблица 2.1 – Активная и реактивная мощности каждой ступени графика
По найденным значениям построим график потребителя.
Рисунок 2.2 - График потребителя
Расчёт среднеквадратичной мощности
Реактивная мощность:
Полная среднеквадратичная мощность:
Расчёт среднесуточной активной нагрузки:
Найдём коэффициент нагрузки (коэффициент заполнения суточного графика нагрузки):
Расчётный график суточной перегрузки преобразуем в двухступенчатый для чего разобьём его на интервалы в которых нагрузка усредняется. Найдём коэффициент превышения коэффициент начальной нагрузки и построим двухступенчатый график.
Рассчитываем - полную нагрузку относительно средней нагрузки. Расчет ведём на промежутке времени от 0 до 12 часов:
Значения полученных расчётов занесём в таблицу 2.2
Таблица 2.2 –Полная нагрузка относительно средней нагрузки
Количество часов при ч
Рассчитаем эквивалентную начальную нагрузку :
Находим коэффициент начальной нагрузки:
Найдём на промежутке времени от 12 до 24 часов:
Значения полученных расчётов занесём в таблицу 2.3
Таблица 2.3 – Полная нагрузка относительно средней нагрузки
Рассчитаем эквивалентную максимальную нагрузку :
Найдём коэффициент превышения :
Двухступенчатый график нагрузки приведён на рисунке 2.3.
Рисунок 2.3 – Двухступенчатый график нагрузки
Номинальная мощность трансформатора на подстанции с числом трансформаторов в общем виде определяется из условия:
где - коэффициент допустимой аварийной перегрузки;
- расчётная мощность;
- коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категории для прядильно-ткацких фабрик принимается равным 05;
Годовой график по продолжительности нагрузки показывает длительность работы подстанции в течение года с различными нагрузками. По
оси ординат нагрузки в соответствующем масштабе по оси абсцисс часы года от 0 до 8760 часов. Нагрузки на графике располагаются в порядке их убывания
от до . Годовой график строим для нагрузки на шинах низкого напряжения. При этом пренебрегаем различием нагрузки в летний и зимний периоды.
Для каждой ступени мощности определяем общее количество часов работы [4]:
- количество часов работы подстанции с определенной нагрузкой.
Значения последующих расчётов общего количества часов на каждой ступени мощности занесём в таблицу 2.4
Найдём величину электроэнергии:
Значение дальнейших расчётов электроэнергии занесём в таблицу 2.4
Таблица 2.4 – Сводные данные
Используя значения таблицы 2.4 строим годовой график нагрузки
Рисунок 2.4 – Годовой график нагрузки
Величина электроэнергии пропущенной подстанцией за год [4]:
Продолжительность использования максимальной мощности [4]:
3 Расчёт относительного износа витков изоляции трансформаторов
Для вида охлаждения с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла метод расчёта основан на температуре масла в нижней и средней частях обмотки и средней температуре масла. Максимальная температура наиболее нагретой точки при любой нагрузке К равна сумме температуры охлаждающей среды превышения температуры масла в нижней части обмотки разности температур масла на выходе из обмотки и в нижней части а также разности температур наиболее нагретой точки и масла на выходе из обмотки.
Согласно формуле 3.8 [4] температура в установившемся тепловом режиме находится по формуле:
где R – отношение нагрузочных потерь при номинальном токе к потерям холостого хода;
Х – показатель степени масла;
- температура охлаждающей среды ;
- превышение температуры масла в нижней части обмотки ;
- превышение средней температуры масла ;
- градиент температуры наиболее нагретой точки (масло на выходе из обмотки) ;
Y – показатель степени обмотки;
К – коэффициент нагрузки.
Коэффициент нагрузки находится по формуле:
где - коэффициент загрузки;
- коэффициент ступени во временном промежутке определяется по рисунку 2.2
Дальнейшие расчёты не указываются т.к. они подобны. Значения температур в установившемся тепловом режиме сводятся в таблицу 2.5.
Найдём относительный расчётный износ изоляции по каждому участку графика [4]:
Дальнейшие расчёты не указываются т.к. они подобны. Значения расчётного износа изоляции сводятся в таблицу 2.5.
Таблица 2.5 – Сводные данные
Временной промежуток
Суммарный износ изоляции за сутки:
Суммарный износ изоляции за год:
Таблица 2.6 – Технические данные выбранных трансформаторов
Напряжение обмоток кВ
Схема перетока мощности приведена на рисунке 2.5
Рисунок 2.5 – Схема перетока мощности
Расчёт количества линий
Расчёт количества линий на шинах подстанции определяется по формуле:
где - фиксированная максимальная нагрузка;
- пропускная способность одной линии.
Определим количество линий на шине 10 кВ:
где пропускная способность одной линии на шине 10 кВ МВт.
Назначаем количество линий на шине 10 кВ равным 20.
Для шины 220 кВ транзитной подстанции количество линий считаем следующим образом:
- для входящей мощности;
- для исходящей (транзитной) мощности
где пропускная способность шины 220 кВ МВт.
Назначаем количество линий для входящей мощности 3 исходящей – 2. Общее количество линий на шине 220 кВ назначаем в количестве 5.
Выбор схем распределительных устройств
Распределительное устройство – это электроустановка предназначенная для приёма и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
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:
- обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей подстанции в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;
- учитывать перспективу развития подстанций;
- учитывать требования противоаварийной автоматики;
- обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;
- обеспечивать наглядность экономичность и автоматичность.
На РУ 10 кВ согласно [7 пункт 1.9.2] принимаем схему с двумя одиночными секционированные выключателями системы шин. Данная схема применяется при двух трансформаторах с расщепленной обмоткой или сдвоенных реакторах присоединенных каждый к двум секциям. Выбирая эту схему мы учитываем возможность дальнейшего расширения схемы подстанции без реконструкции. Данная схема надёжна т.к. системы секционируют они между собой не связаны.
В нормальном режиме секционные выключатели QB1 и QB2 отключены с целью ограничения токов короткого замыкания. Обе системы шин нормально находятся под напряжением.
На отходящих линиях устанавливаются КРУ. Комплектное распределительное устройство – это распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Установка КРУ снижает стоимость монтажа позволяет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.
Рисунок 4.1 – Распределительное устройство 10 кВ
На РУ 220 кВ согласно [7 пункт 1.7.5] принимаем схему с одной рабочей и обходной системами шин. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения разъединители соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. Обходной выключатель отключён. Секции соединены между собой включённым выключателем. С помощью обходной системы шин любой выключатель трансформаторов и линий может быть заменён обходным выключателем.
Рисунок 4.2 – Распределительное устройство 220 кВ
Технико – экономический расчёт подстанции
Экономическая целесообразность схемы определения минимальными приведёнными затратами [5]:
где - нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики принимается равным 012;
К – капитальные затраты на сооружение электроустановки тыс. руб.;
С – годовые эксплуатационные издержки тыс. руб.;
Годовые эксплуатационные издержки определяются из выражения:
где - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторе тыс. руб.;
- стоимость 1 назначаем =15 рубля;
- эксплуатационные расходы на содержание персонала и амортизационные отчисления;
- потери электроэнергии .
Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
где - потери мощности холостого хода кВт;
ч – продолжительность работы трансформатора;
- потери мощности короткого замыкания кВт;
- расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора МВА;
- номинальная мощность трансформатора МВА;
- продолжительность максимальных потерь при ч по рисунку 5.5 [5] принимаем ч.
Определим потери электроэнергии в трансформаторе ТРДЦН-63000220:
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
Таблица 5.1 – Капитальные затраты на сооружение подстанции
Наименование оборудования
Стоимость единицы тыс. руб.
Количество единиц шт
Трансформатор ТРДЦН-63000220
Найдём годовые эксплуатационные издержки:
Определим минимальные приведённые затраты:
Разработка схемы питания собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд подстанций зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования. На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов.
Предельная мощность каждого трансформатора с.н. для ПС 110-220 кВ должна быть не более 630 . Мощность трансформаторов с.н. выбирается по нагрузкам с.н. с учётом коэффициентов загрузки и одновременности при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки а также нагрузки в период ремонтных работ на ПС [5].
На подстанциях может применяться оперативный ток: постоянный переменный и выпрямленный. Согласно [5] для проектируемой ПС назначаем оперативный постоянный ток. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея. На проектируемой ПС устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Батареи работают в режиме постоянного подзаряда от выпрямительных устройств.
1 Расчёт нагрузки с.н. подстанции
Расчётную нагрузку определяют согласно формулам [3]:
где - коэффициент спроса учитывающий неполную загрузку приёмников. Принимаем для осветительной нагрузки и обогрева; и для двигательной нагрузки. Полученные данные сведём в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Потребление собственных нужд подстанции
Наименование приёмника
Установленная мощность
Электроподогрев и сушка трансформатора
Охлаждение трансформаторов
Маслоочистительная установка
Постоянно включённые лампы
Подогрев приводов разъединителей
Постоянно включённые сигнальные лампы
Аварийные и ремонтные нагрузки
Аварийная вентиляция: кВт; ; квар.
Ремонтная нагрузка (сварочный аппарат): кВт; ; квар.
2 Выбор трансформаторов собственных нужд
За расчётную полную мощность принимаем :
Количество трансформаторов собственных нужд принимаем равным двум. Если подстанция с постоянным дежурством то можно допустить перегрузку одного трансформатора на 30% в течение двух часов послеаварийного отключения:
Назначаем два трансформатора с.н. ТМ-25010. При двух трансформаторах СН в нормальном режиме каждый должен быть загружен на 50-60% . Определяем нагрузку трансформаторов в ремонтном режиме:
Проверим выбранные трансформаторы на загрузку:
Перегрузки не будет. Выбранные трансформаторы проходят по условиям проверки.
Согласно пункту 5.12 [5] выбираем схему СН с оперативным постоянным током. Схема питания СН подстанции представлена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 – Схема питания собственных нужд подстанции
Расчёт токов короткого замыкания
1 Общие сведения по расчёту токов короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а также замыканием фаз на землю с глухозаземлёнными нейтралями.
Расчёты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки и выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
В соответствии с [5] при расчётах токов КЗ допускается не учитывать:
- ток намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
- насыщение магнитных систем электрических машин;
- поперечную ёмкость воздушных линий электропередачи напряжением 110-220 кВ если их длина не превышает 200 км и напряжением 330-500 кВ если их длина не превышает 150 км;
- при расчёте периодической составляющей тока КЗ – активные сопротивления элементов электроэнергетической системы в частности воздушных и кабельных линий электропередачи.
Указанные допущения приводят к некоторому увеличению токов КЗ (погрешность расчётов не превышает 5-10% что допустимо в соответствии с требованиями [5]).
Расчёт токов КЗ осуществляется в следующем порядке:
- составляется расчётная схема рассматриваемой электроустановки намечаются расчётные точки КЗ.
- а основании расчётной схемы составляется эквивалентная схема замещения все сопротивления на ней нумеруются.
- определяются величины сопротивлений всех элементов схемы замещения в относительных или именованных единицах и указываются на схеме замещения; обозначаются расчётные точки КЗ.
- путём постепенного преобразования относительно расчётной точки КЗ приводят схему замещения к наиболее простому виду чтобы каждый источник питания или группа источников характеризующаяся определёнными значениями эквивалентной ЭДС и ударного коэффициента были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.
- определяют по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ затем ударный ток периодическую и апериодическую составляющие тока короткого замыкания ( ).
2 Расчётная и эквивалентная схемы. Определение величин сопротивлений. Обозначение точек короткого замыкания
Составим расчётную схему намечая точки КЗ.
Рисунок 7.1 – Расчётная схема
Используя расчётную схему составляется схема замещения.
Рисунок 7.2 – Схема замещения
Определение сопротивлений элементов схемы замещения. Считаем что расчёт ведётся в относительных единицах приближенно. Назначаем за МВА.
Определим сопротивления энергосистем:
Определим сопротивления линий электропередачи:
где Омкм – удельное сопротивление километра линии определяется по таблице 3.1 [5].
Определим сопротивления обмоток трансформатора:
Сопротивления 11 и 13 можно не учитывать т.к. ток по этой ветви не потечёт. Значения полученных сопротивлений отметим на схеме замещения.
3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1
При расчёте токов КЗ точки К1 не учитываются сопротивления 8 9 10 11 12 13.
Рисунок 7.3 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К1
Получим лучевую схему содержащую 2 генерирующие ветви. Нахождение токов будет производиться относительно энергосистем С1 и С2.
Рисунок 7.4 – Лучевая схема КЗ в точке К1
Определим базисный ток:
где =230 кВ для С1 и С2 определяется по ряду средних напряжений.
Вычислим периодическую составляющую тока короткого замыкания :
где - сверхпереходная ЭДС для источников бесконечной ЭДС [5];
- сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.
Определим ударный ток короткого замыкания :
где - ударный коэффициент; для системы связанной со сборными шинами где рассматривается КЗ воздушными линиями напряжением 220-330 кВ определяется по таблице 6.3 [5].
Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя :
где - момент времени в который разрывается цепь; назначаем с т.к. не известен тип защиты и АВР;
- постоянная времени затухания по таблице 3.6 [5] с.
Периодическая составляющая токов короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя для источника бесконечной мощности :
Вычислим суммарное значение тока короткого замыкания в точке К1:
Все значения токов короткого замыкания заносим в таблицу токов КЗ.
4 Расчёт токов КЗ в точке К2 (разъединитель включён)
Расчётная схема для расчёта тока КЗ в точке К2 представлена на рисунке 7.5:
Рисунок 7.5 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К2
Упростим схему сложив последовательно сопротивления 8 и 10 9 и 12. Сложим параллельно полученные значения сопротивлений:
Получим упрощённую схему представленную на рисунке 7.6:
Рисунок 7.6 – Упрощённая схема для нахождении тока КЗ в точке К2
Воспользуемся методом коэффициентов участия чтобы получить лучевую схему. Определим складывая параллельно сопротивления 16 и 17:
Вычислим складывая последовательно и сопротивление 20 через которое надо «перепрыгнуть»:
Определим коэффициенты участия разделив на каждое переносимое сопротивление:
Выполним проверку правильности сделанных преобразований. Сумма коэффициентов участия должна быть равной 1:
Определим переносимые сопротивления в точку КЗ для этого делят на каждый коэффициент участия:
В итоге преобразований получим лучевую схему в которой количество сопротивлений равняется количеству намеченных генерирующих ветвей:
Рисунок 7.7 – Лучевая схема КЗ в точке К2
Нахождение токов будет производиться относительно энергосистем С1 и С2. Дальнейший расчёт токов КЗ в точке К2 указываться не будет ввиду подобия решения для токи К1. Полученные значения токов и суммарных токов занесём в таблицу 7.1
5 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3 (разъединитель отключён)
Так как разъединитель отключён получаем расчётную схему для расчёта токов КЗ в следующем виде:
Рисунок 7.8 – Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К3
Преобразуем схему замещения сложив последовательно сопротивления 9 и 12:
Получим упрощённую схему:
Рисунок 7.9 - Упрощённая схема замещения КЗ в точке К3
Схема имеет 2 генерирующие ветви. Воспользуемся методом коэффициентов участия чтобы получить лучевую схему. Ход решения таков же как и для расчёта тока КЗ в точке К2 исходя из этого представим только расчёты.
Получим лучевую схему:
Рисунок 7.10 – Лучевая схема КЗ в точке К3
Дальнейший расчёт токов КЗ в точке К3 указываться не будет ввиду подобия решения для точки К1. Полученные значения токов и суммарных токов занесём в таблицу 7.1
Таблица 7.1 – Сводная таблица токов короткого замыкания
Точка короткого замыкания
Выбор выключателей и разъединителей
1 Условия выбора выключателей и разъединителей
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для проведения тока цепи в нормальном режиме и отключения электроустановок при перегрузках и токах КЗ чрезмерных понижениях напряжения и других аварийных режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
- надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
- лёгкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение . На высоком и среднем напряжении в пределах одного распределительного устройства в учебном проектировании выключатели выбираются однотипными по цепи самого мощного присоединения. В нашем случае по цепи трансформатора [5].
Условия выбора выключателей [5]:
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- напряжение установки;
- номинальный ток цепи;
- максимальный ток цепи.
Выбранный выключатель проверяется по условиям [5]:
- На номинальный ток отключения
где - номинальный ток отключения выключателя;
- периодическая составляющая тока КЗ в момент времени ;
Если в линиях отходящих к потребителю 6-10 кВ на подстанции выбранный выключатель не проходит по току отключения то необходимо установить токоограничивающий реактор.
- На возможность отключения апериодической составляющей
где - процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения. задаётся в паспортных данных выключателя или же определяется по графикам [3; 5];
- определяется при расчётах токов КЗ.
Если выключатель прошёл по первому условию а по второму нет то выполняют проверку на полный ток отключения:
- На электродинамическую устойчивость
где - динамический ток;
- предельно сквозной ток;
- ударный ток определяется при расчётах токов КЗ.
Если же данные отсутствуют в этом случае
- На термическую устойчивость
где - тепловой импульс;
- предельный ток термической устойчивости;
- время протекания тока термической устойчивости (по паспорту);
- определяется при расчётах токов КЗ;
- время полного отключения выключателя;
- время срабатывания защиты; назначается для цепей генераторов равным 4 с для прочих цепей 005 с;
- время отключения выключателя определяется по паспорту.
Если в паспортных данных выключателя отсутствуют и то они принимаются ; с.
Во всех цепях кроме цепи генератора выключатели проверяются по суммарному току КЗ а в цепи генератора они проверяются по наибольшему току КЗ протекающему через выключатель.
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат
предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключённом положении изоляционный промежуток.
При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами введенными в ремонт.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки т.к. контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям что и выключатели а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Условия выбора разъединителей:
где - номинальное напряжение разъединителя;
- номинальный ток разъединителя;
2 Выбор выключателей и разъединителей на шинах 220 кВ
Выключатели на шинах 220 кВ будут устанавливаться на ОРУ т.к. подстанция не находится вблизи предприятия с химически активной средой или в условиях крайнего севера. Выключатели в пределах РУ будем выбирать по цепи самого мощного присоединения т.е. по цепи трансформатора.
Определим номинальный ток цепи:
Определим максимальный ток цепи:
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем элегазовый выключатель 3АР1FG-245 [10]:
Выбранный выключатель проверяется:
- На номинальный ток отключения
Назначаем выключатели 3АР1FG-245 т.к. они проходят условиям проверки. Выключатель 3AP1FG-245 - трехполюсный автоматический компрессионный выключатель в исполнении для наружной установки производства акционерного общества Siemens. Опорные изоляторы заполнены элегазом который служит изоляционной и дугогасительной средой. В выключателе 3AP1FG-245 использован самокомпрессионный принцип гашения дуги что сделало возможным снизить необходимую для коммутаций энергию привода. Пружинный привод с цельнолитым компактным корпусом который не требует техобслуживания экономичен и имеет длительный срок службы. Гарантируемый уровень утечки элегаза ниже 05% в год. Верхнее и нижнее значения температуры окружающего воздуха: +40 –55 °С.
Учитывая условия выбора разъединителей 8.7 выбираем разъединитель РДЗ-2201000 НУХЛ 1 [11]:
Выбранный разъединитель проверяется:
- На термическую стойкость
г. Великие Луки. Расшифровка типа разъединителя: Р - разъединитель; Д – двухколонковый; З- наличие заземлителей; 220 – номинальное напряжение; 1000 – номинальный ток; НУХЛ –климатическое исполнение; 1 – категория размещения. Разъединители серии РДЗ состоят из отдельных полюсов которые могут использоваться в однополюсном и трёх полюсном варианте установки на горизонтальной плоскости. Контактные ножи разъединителя на 1000А выполнены из двух медных параллельных шин установленных "на ребро" один конец которых гибкими связями соединён с контактным выводом а на другом образован разъёмный контакт. Основные части разъединителей выполненные из чёрных металлов имеют стойкое антикоррозийное покрытие - горячий или гальванический цинк.
3 Выбор выключателей и разъединителей на шинах 10 кВ на отходящих линиях
Согласно П 4.14 [8] выключатели должны быть вакуумные или элегазовые. Рассчитаем номинальный и максимальный ток цепи на:
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-315630 У3 [10]:
Выбранный выключатель проверяется:
условие не выполняется. Т.к. выключатель не проходит по условию проверки на номинальный ток отключения установим последовательно за нижними обмотками трансформатора связи токоограничивающий реактор. Реакторы служат для искусственного увеличения сопротивления короткозамкнутой цепи а следовательно для ограничения токов КЗ и поддержания необходимого уровня напряжения при повреждениях за реактором [5].
Условия выбора токоограничивающих реакторов:
где - номинальное напряжение установки;
- номинальное напряжение реактора;
- максимальный длительный ток нагрузки цепи;
- номинальный ток реактора;
- требуемое сопротивление реактора;
- номинальное индуктивное сопротивление реактора.
Выбранный реактор проверяется на:
- На электродинамическую стойкость в режиме КЗ
- На термическую стойкость в режиме КЗ
где - номинальные параметры реактора задаются в каталоге.
Определим максимальный длительный ток нагрузки цепи:
Рассчитаем требуемое сопротивление реактора. Определяется результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора:
где - известное начальное значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ.
Исходя из отключающей способности выключателей устанавливаемых в комплектных распределительных устройствах (КРУ КРУН) вычислим номинальный ток отключения выключателя:
где - номинальный ток отключения выключателя кА;
- нормированное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе о. е.;
- расчётное время КЗ с;
- собственное время отключения выключателя с;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для цепей защищённых реактором с;
Определяется требуемое сопротивление цепи КЗ для снижения тока КЗ до величины :
Вычислим требуемое сопротивление реактора:
Учитывая условия выбора 8.11 выбираем токоограничивающий реактор РБДГ 10-2000-035УЗ [2]:
После выбора реактора рассчитываем ток при КЗ за реактором:
где берутся из таблицы 3.6 [5] для цепей защищённых реактором.
Выбранный реактор проверим по условиям 8.12 и 8.13:
Проверим величину остаточного напряжения на шинах 10 кВ при КЗ за реактором:
что соответствует требованиям ПУЭ.
Произведём проверку выключателя ВВЭ-10-315630У3 после установки реактора:
- На возможность отключения апериодической составляющей
Назначаем выключатели ВВЭ-10-315630У3 т.к. они удовлетворяют условиям проверки. Тип данных выключателей предназначен для встраивания в комплексные распределительные устройства. Расшифровка: В – выключатель; В – вакуумный; Э – с электромагнитным приводом; 10 – номинальное напряжение кВ; 315 – номинальный ток отключения кА; 630 – номинальный ток А; У – для работы в районах с умеренным климатом; З – для работы в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.
Выбранный выключатель встраивается в ячейки КРУН серии К-59 [12].
КРУН (комплектное распределительное устройство наружной установки) серии К-59 предназначено для приёма и распределения электрической энергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 Гц на номинальное напряжение 6 и 10 кВ и комплектования распределительных устройств напряжением 6 и 10 кВ подстанций. Встраиваемый вид выключателей: ВВЭ ВБЭМ ВБСК ВВУ-СЭЩ ЭВОЛИС BBTEL. Производитель: компания «Кэмонт» г. Усть-Каменногорск.
Технические параметры КРУН серии К-59:
Номинальное напряжение кВ – 6 10;
Наибольшее рабочее напряжение кВ – 7 12;
Номинальный ток сборных шин А – до 2500;
Ток термической стойкости кА – 20; 315;
Ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУН кА – 51 81;
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76 – нормальная изоляция;
Вид изоляции – воздушная;
Вид линейных высоковольтных подсоединений – кабельные воздушные;
Способ обслуживания – с двусторонним обслуживанием с коридором управления;
Вид управления шкафами – местное дистанционное;
Габаритные размеры мм (высоташиринадлина) - 28003200определяется количеством шкафов в КРУН.
4 Выбор выключателей и разъединителей на шине 10 кВ на вводе трансформаторов
Определение номинального и максимального токов цепи:
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем вакуумный выключатель ВВУ-СЭЩ-П-10-3152500У3 [13]:
Т.к. условие проверки на возможность отключения апериодической составляющей не выполняется проверим выключатель на полный ток отключения
Назначаем выключатели ВВУ-СЭЩ-П-10-3152500У3 т.к. они
Выбранный выключатель ВВУ-СЭЩ-П-10-3153150 встраивается в ячейки КРУ СЭЩ-59ХЛ1 [13].
КРУ (комплектное распределительное устройство) 10 кВ предназначено для приёма и распределения электрической энергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6(10) кВ. Производитель: Электрощит – ТМ Самара.
Технические параметры КРУ СЭЩ-59ХЛ1:
Номинальное напряжение – 6 10 кВ;
Наибольшее рабочее напряжение кВ – 72; 12;
Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ А – 630; 1000; 1600; 2000; 3150;
Номинальный ток отключения выключателя встроенного в КРУ кА – 80; 100; 125; 20; 315;
Ток термической стойкости при времени протекания 3 с кА – 20; 315;
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ кА – 51; 81;
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.3 – нормальная уровень «б»
Наличие выкатных элементов в шкафах – с выкатными элементами; без выкатных элементов
Наличие теплоизоляции – Исполнение ХЛ1 – с теплоизоляцией;
Габаритные размеры шкафов КРУ мм (высотаглубинаширина) - 22001250750.
Габаритные размеры блоков шкафов КРУ мм (высоташирина) - 33953200.
5 Выбор предохранителей на вводе трансформаторов собственных нужд
Выбираем предохранители согласно условиям П 9.3 [9]. Плавкие предохранители выбираются по условиям:
где - номинальное напряжение предохранителя;
- номинальное напряжение цепи;
- номинальный ток предохранителя;
- номинальный ток цепи.
По условиям выбора 8.25 назначаем предохранитель ПКТ 101-10-200-125УЗ [16]:
Производится проверка выключателя на номинальный ток отключения:
Назначаем предохранитель ПКТ 101-10-200-125УЗ т.к. он проходит по условиям проверки. Высоковольтные предохранители ПКТ 101-10-200-125УЗ предназначены для защиты силовых трансформаторов воздушных и кабельных линий на номинальное напряжение 10 кВ. Отключение тока КЗ в предохранителях с кварцевым песком обеспечивается за счёт интенсивной дионизации дуги возникающей на месте пролегания плавкой вставки в узких щелях между песчинками наполнителя. Расшифровка: П – предохранитель; К – с кварцевым предохранителем; Т – для защиты силовых трансформаторов (токоограничивающий); 101 – обозначение конструктивного исполнения; 10 – номинальное напряжение кВ; 200 – номинальный ток А; 125 – номинальный ток отключения кА; У – для работы в районах с умеренным климатом; З – для работы в закрытых помещениях. Производитель: АВК «Энерго».
6 Таблица выбранного оборудования
Таблица 8.1 – Расчётные и каталожные данные
Разъединители не выбираются т.к. выключатели встроены в КРУН серии К-59
ВВУ-СЭЩ-П-10-3152500У3
Разъединители не выбираются т.к. выключатели встроены в КРУ СЭЩ-59ХЛ-1
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
1 Условия выбора трансформаторов тока и напряжения
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 и для отделения цепей отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Рассмотрим условия выбора и проверки трансформаторов тока.
Условия выбора трансформаторов тока [1]:
где - номинальное напряжение трансформатора тока;
- номинальный первичный ток трансформатора тока;
- рабочий ток в цепи;
При выборе трансформатора тока необходимо чтобы номинальный ток был ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
Условия проверки выбранного трансформатора тока:
где - ток электродинамической стойкости по каталогу;
- предельно сквозной ток по каталогу;
- ударный ток КЗ по расчёту;
- кратность электродинамической стойкости по каталогу.
где - кратность термической стойкости по каталогу;
- время термической стойкости по каталогу;
- тепловой импульс по расчёту;
- ток термической стойкости.
- На вторичную нагрузку
где - вторичная нагрузка трансформатора тока;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
Для определения составляется таблица подключаемых к ТА приборов [1]:
где - мощность потребляемая приборами;
- вторичный номинальный ток АТ.
Сопротивление контактов принимается 005 Ом при двух-трёх приборах и 01 Ом при большем числе приборов.
Чтобы определить сопротивление проводов выберем сечение этих проводов; необходимо выдержать условие:
Зная сопротивление проводов можно определить сечение соединительных проводов:
где - удельное сопротивление материала провода; ;
условия выбора в [5];
- расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформаторов тока [5].
Выбрав сечение проводников определяют действительное
сопротивление проводов и производят окончательную проверку по нагрузке.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
- схема соединения обмоток; (9.9)
где - номинальное напряжение трансформатора напряжения первичной обмотки;
- номинальная мощность в выбранном классе точности;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения ВА; составляется таблица.
2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 220 кВ
Выбор трансформаторов тока на 220 кВ.
На ОРУ 220 кВ установлены выключатели 3AP1FG-245.
Учитывая условия выбора 9.1 намечаем трансформатор тока ТГФ-220-II-УХЛ1 [11]:
Проверим выбранный трансформатор тока на:
- На термическую устойчивость
-На вторичную нагрузку
Таблица 9.1 – Вторичная нагрузка трансформатора тока 220 кВ
Наименование прибора
Потребляема мощность ВА
Ом т.к. количество приборов больше трёх;
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм для медных проводников. Выбираем кабель КПВБбГ-7 [1]
Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ
По условиям выбора трансформаторов напряжения 9.9 намечаем трансформатор напряжения НКФ-220-58У1 [14]:
Для выбора по вторичной нагрузке необходимо составить таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения 220 кВ:
Таблица 9.2 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 220 кВ
Потребляемая мощность одной катушки
потребляемая мощность
Вольтметр с переключателем на 3 междуфазные напряжения и
Счётчик активной мощности
Счётчик реактивной мощности
Примечание: р – регистрирующие приборы с – приборы синхронизации
3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 10 кВ
Выбор трансформаторов тока в цепи 10 кВ
В комплектных распределительных устройствах применяются опорно-проходные трансформаторы тока ТЛМ-10 ТПЛК-10 конструктивно совмещенные с одним из штепсельных разъёмов первичной цепи ячейки КРУ.
Учитывая условия выбора 9.1 намечаем трансформатор тока ТЛМ-10-У3 [15]:
Таблица 9.3 – Вторичная нагрузка трансформатора тока 10 кВ
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм для алюминиевых проводников. Выбираем кабель АКПБбШв-10 [1]
Выбор трансформаторов тока на вводе силового трансформатора и на секционных выключателях в цепи 10 кВ
Так как максимальный ток на вводе силового трансформатора и на секционных выключателях большой то применяем опорно-проходные трансформаторы тока.
Учитывая условия выбора 9.1 намечаем трансформатор тока ТЛ-10-У3 [17]:
Таблица 9.4 – Вторичная нагрузка трансформатора тока 10 кВ
Назначаем трансформатор тока ТЛ-10-У3 т.к. он проходит по всем условиям проверки. Трансформатор ТЛ-10-У3 предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в комплектных распределительных устройствах внутренней и наружной установок (КРУ КРУН) переменного тока напряжением до 10 кВ частоты 50 или 60 Гц. Расшифровка: Т – трансформатор тока; Л - с литой изоляцией; 10 – номинальное напряжение кВ; У3 – умеренный климат для работы в закрытых помещениях с естественной циркуляцией. Производитель: «Свердловский завод трансформаторов тока».
Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ
По условиям выбора трансформаторов напряжения 9.9 намечаем трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-10У [13]:
Для выбора по вторичной нагрузке необходимо составить таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения 10 кВ:
Таблица 9.5 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
Вольтметр с переключением для измерения трёхфазных напряжений
Секционного обходного выключателя
Трансформатор собственных нужд
Расчётный счётчик активной энергии
Назначаем трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-10У т.к. подходит по условиям выбора. Трансформаторы напряжения НОЛ-СЭЩ-10У - заземляемые предназначены для установки в комплектное распределительное устройство (КРУ) внутренней и наружной установки. Трансформаторы обеспечивают питание приборов учёта электроэнергии контрольно-измерительной аппаратуры релейных защит и используются для измерения напряжения сети 10 кВ. Трансформатор выполнен в виде опорной конструкции. Корпус трансформатора выполнен из эпоксидного компаунда который одновременно является главной изоляцией и обеспечивает защиту обмоток от механических и климатических воздействий. Расшифровка: Н – трансформатор напряжения; О – однофазный; Л – с литой изоляцией; СЭЩ – производства ТМ «Электрощит “Самара”»; 10 – класс напряжения кВ; У – для работы в районах с умеренным климатом.
Расчёт токоведущих частей
1 Требования предъявляемые к токоведущим частям
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы трансформаторы синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
Токоведущие части должны проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры; противостоять кратковременному электродинамическому и термическому действию токов КЗ; выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий; удовлетворять требованиям экономичности. Расчёт производим по условиям П 4.2 [5].
2 Выбор сборных шин и ошиновки 220 кВ и токоведущих частей от трансформатора до ОРУ 220 кВ.
Токоведущие части от выводов трансформатора 220 кВ до выключателя выполняем гибкими проводами. Сечение провода выбираем по допустимому току =23146 А. Выбираем провод по таблице П3.3 [6] АС 7011 d=11 мм; =265 А; =210 А.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится т.к. токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода; по [5] назначаем m=082;
- радиус провода см;
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению
где - номинальное напряжение кВ;
- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; при горизонтальном расположении фаз см [5].
Провода не будут коронировать если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более . Условие отсутствия короны можно записать в виде:
Провод АС 7011 проходит по условиям проверки.
3 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора со стороны 10 кВ
В открытой части на подстанции можно применять жёсткие шины. Назначаем алюминиевые шины. При токах более 3 А рекомендуется применять шины коробчатого сечения. Сечение шин выбираем по допустимому току А.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор сечения шин произведём по допустимому току.
Принимаем по таблице П 3.5 [6] шины прямоугольного сечения окрашенные 2(6010) мм сечением 2600 мм А.
Поправочный коэффициент на температуру воздуха (30) по таблице П 3.8 [6] равен 094; тогда А что больше .
Проверка шин на термическую стойкость.
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
где С определяется для жёстких шин из алюминия АД1Н по таблице 3.16 [5].
Шины термически стойки так как:
Проверка двухполосных шин на механическую прочность.
Для того чтобы уменьшить усилие между полосами и между фазами в пролёте между полосами устанавливают прокладки. Пролёт между прокладками выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при КЗ не вызывали соприкосновения полос:
где - расстояние между осями полос см;
- ударный ток трёхфазного короткого замыкания кА;
- модель упругости материала шин определяется по таблице 4.2 [5]; Па;
- момент инерции полосы см;
-коэффициент формы определяется по рисунку 4.4 [5];
- масса полосы на единицу длины кгм.
В расчёт принимается меньшая из двух рассчитанных величин т.е. выбираем см. Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно определить по формуле:
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос:
где - момент сопротивления одной полосы см;
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определим по формуле:
где - длина пролёта между изоляторами м;
- момент сопротивления пакета шин по таблице 4.1 [5]; см;
- расстояние между фазами м.
Шины механически прочны если:
задаётся в таблице 4.2 [5] в зависимости от материала шины. Убеждаемся в механической прочности шин:
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям [5]:
где - сила действующая на изолятор;
- допустимая нагрузка на головку изолятора; ; - разрушающая нагрузка на изгиб.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила рассчитывается следующим образом:
где - поправочный коэффициент на высоту шины если она расположена на ребро:
где - высота изолятора.
Проходные изоляторы выбираются по условиям:
Для проходных изоляторов расчётная сила:
Учитывая условия выбора опорных изоляторов 10.13 назначаем опорные изоляторы на стороне 10 кВ ИО-10-75 II УЗ [16]:
Расшифровка изолятора ИО-10-75 II УЗ: И – изолятор; О – опорный; 10 – номинальное напряжение кВ; 75 – значение разрушающего усилия кН; II – вариант исполнения; У – для работы в умеренном климате; З – для работы в закрытых помещениях с естественной циркуляцией. Производитель: «АВК-Энерго».
Учитывая условия выбора проходных изоляторов 10.16 назначаем проходные изоляторы на стороне 10 кВ ИП-102000-125 УХЛ 1 [16]:
Расшифровка изолятора ИП-102000-125 УХЛ 1: И – изолятор; П - проходной; 10 – номинальное напряжение кВ; 2000 – номинальный ток А; 125 – значение разрушающего усилия кН; У - для работы в районах с умеренным климатом; ХЛ – с холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе. Производитель: «АВК - Энерго».
Учитывая условия выбора опорных изоляторов 10.13 назначаем опорные изоляторы на стороне 220 кВ С6-1050 I УХЛ Т1[16]:
Расшифровка изолятора С6-1050 I УХЛ Т1: С – стержневой опорный изолятор; 6 – значение разрушающего усилия кН; 1050 – номинальный ток А;
I – вариант исполнения; У - для работы в районах с умеренным климатом; ХЛ – с холодным климатом; Т - с тропическим климатом; 1 – для работы на открытом воздухе.
5 Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничитель перенапряжения (ОПН) – это защитный аппарат состоящий из линейного металооксидного сопротивления заключённого в изоляционную покрышку.
Выбор ограничителей перенапряжения производится по номинальному напряжению согласно П 9 [9]:
Учитывая условие выбора ОПН 10.18 выбираем ограничители перенапряжения на стороне 220 кВ ОПН-22010 УХЛ1 [18]:
Расшифровка ограничителей перенапряжения ОПН-22010 УХЛ1: ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный; 220 – класс напряжения кВ; 10 – номинальный разрядный ток кА; УХЛ – для работы в условиях с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе. Производитель: «Полимер Аппарат».
Учитывая условие выбора ОПН 10.18 выбираем ограничители перенапряжения на стороне 10 кВ ОПН-П1-1012 УХЛ1 [18]:
Расшифровка ограничителей перенапряжения ОПН-П1-1012 УХЛ1: ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный; П – вид изоляции – полимер; 1 –конструкторские исполнение; 10 – класс напряжения кВ; 12 – наибольшее
длительное напряжение кВ; УХЛ – для работы в условиях с умеренным климатом и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе. Производитель: «Полимер Аппарат».
Выбор ограничителей перенапряжения на нейтрали трансформатора. На нейтрали силовых трансформаторов выбираются ограничители перенапряжения которые имеют класс напряжения сети на порядок меньше чем ограничители перенапряжения на вводах высокого напряжения силового трансформатора поэтому выбираем ОПНп-35405-10 УХЛ1 [26].
Расшифровка ограничителей перенапряжения: ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный; п – полимерный; 35 – класс напряжения кВ; 405 – наибольшее действительное длительное рабочее напряжение кВ; 10 – номинальный разрядный ток кА; УХЛ – для работы в условиях с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе.
6 Выбор заземлителей
Заземлители выбираются согласно рекомендациям П 7.5 [6].
Для заземления нейтралей силовых трансформаторов назначаем заземлители типа ЗОН-220М-УХЛ1 [19].
Расшифровка заземлителя: З – заземлитель; О – однополюсный; Н – для нейтралей трансформаторов; 220 – номинальное напряжение кВ; М – модернизированный; УХЛ – для работы в условиях с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе. Производитель: компания «ЗЭТО».
В качестве заземлителей предназначенных для заземления отключённых от источника питания токопроводов в распределительных устройствах 10 кВ намечаем заземлители ЗР-10НУ3 [19].
Проверим заземлитель:
- На электродинамическую стойкость
Назначаем заземлители ЗР-10НУ3 т.к. проходят по условиям проверки. Расшифровка заземлителя: З – заземлитель; Р – рубящего типа; 10 – номинальное напряжение кВ; Н – повышенной надёжности; У – для работы в условиях с умеренным климатом; 3 – для работы в закрытых помещениях. Производитель: компания «ЗЭТО».
Выбор конструкции распределительных устройств
1 Конструкция открытого распределительного устройства на 220 кВ
Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством. Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями Правил установки электрооборудования. Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода.
Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ.
ОРУ должны обеспечить: надёжность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Открытое РУ должно быть ограждено.
ОРУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:
- 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.
В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
2 Конструкция комплектного распределительного устройства наружной установки
КРУН изготовляется в виде полностью собранного блока из шкафов с
выполненным монтажом электрических схем главных и вспомогательных цепей смонтированного коридора управления и дополнительного блока релейных шкафов. Изготовление КРУН производится в соответствии с комплектом рабочей конструкторской документации и параметрами заказа. Утепление стен потолка и пола коридора управления КРУН и других элементов производится согласно чертежам и заказу. Единая жесткая конструкция собирается с помощью болтовых соединений вертикальных стоек и продольно-поперечных связей.
Блок шкафов КРУН представляет собой корпус разделенный вертикальными поперечными перегородками на несколько параллельных шкафов сборной конструкции. Основанием блока шкафов служит горизонтальная рама на которой приварены направляющие для перемещения выдвижного элемента узлы фиксации и заземления его. К этому основанию также прикреплены вертикальные поперечные перегородки – боковые стенки шкафов КРУН. В каждом шкафу смонтирована средняя вертикальная рама накоторой закреплены проходные изоляторы с неподвижными разъемными контактами главной цепи трансформаторы тока заземляющий разъединитель а со стороны выдвижного элемента – шторочный механизм.
Шкаф КРУ состоит как бы из трех отделений: корпуса выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин линейный и выдвижного элемента.
С наружной стороны отсек сборных шин и линейный закрыты стенками. В верхней части имеется люк для возможности безопасного осмотра оборудования без снятия напряжения. Линейный отсек больше отсека сборных шин на величину необходимую для прохода силовых кабелей установки трансформаторов тока защиты от замыканий на землю. На вертикальной стенке отсека размещен заземляющий разъединитель. При выполнении каких-либо работ в линейном отсеке с целью обеспечения безопасности заземляющий разъединитель включается ручным приводом который имеет все необходимые блокировки а доступ к нему (к приводу) возможен только при выведении выдвижного элемента в ремонтное положение. Блокирование заземляющего
разъединителя с элементами внешних присоединений и других шкафов выполняется с помощью электромагнитных замков и механических блокировок.
Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на
выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений. Когда тележка находится вне корпуса шкафа обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта а при необходимости - быстрая замена выключателя другим аналогичным установленным на такой же тележке.
Конструкция шкафов КРУН выполнена таким образом чтобы обеспечивалось нормальное функционирование приборов измерения
управления а также не происходило срабатывание схем защиты приводящее к отключению выключателя и срабатыванию соответствующих схем сигнализации при возможных сотрясениях элементов шкафов от работы выключателей и перемещениях выкатного элемента. В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу) разгрузочный клапан и фототиристор-датчик срабатывающий при возникновении дуги во
время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.
Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:
- рабочее – тележка находится в корпусе шкафа первичные и вторичные цепи замкнуты;
- контрольное – тележка в корпусе шкафа первичные цепи разомкнуты;
- ремонтное – тележка находится вне корпуса шкафа первичные и вторичные цепи разомкнуты.
В рабочем и контрольном положении выкатной элемент имеет механизм фиксации. Для облегчения перемещения тележки в рабочее положение имеется рычажной механизм управляемый съемной рукояткой. При выкатывании тележки из шкафа автоматически изоляционными шторками закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов что исключает возможность случайного прикосновения к токоведущим частям оставшимся под напряжением. Выкатной элемент шкафа имеет блокировку не допускающую перемещение тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном высоковольтном выключателе. При включенном выключателе тяга блокировки находящейся ниже выключателя упирается в педаль и не дает возможности нажать педаль высвободить фиксатор положения тележки тем самым предотвращая перемещение выкатного элемента. После отключения выключателя при перемещении выкатного элемента из рабочего положения в контрольное фиксатор положения тележки передвигается вверх и упирается в тягу блокировки которая блокирует вал механизма выключателя тем самым препятствуя его включению. На педали установлен конечный выключатель включенный в электрическую схему
вспомогательных цепей и не допускающий включения выключателя при положении выкатного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями.
Ножи заземляющего разъединителя (З.Н.) шкафа КРУН имеют блокировку не допускающую включение З.Н. при рабочем положении выкатного элемента и отключения З.Н. при вкатывании тележки из контрольного (или ремонтного) положения. Конструкция - на неподвижной пластине имеется два отверстия: одно – для крепления блок-замка второе – для запирания З.Н. во включенном (или отключенном) положении. На валу З.Н.
расположен диск с идентичными отверстиями. При повороте вала З.Н. отверстия совмещаются что позволяет фиксировать его в том или ином положении. На валу привода З.Н. имеется штырь который при повороте З.Н. в положение «ЗАЗЕМЛЕНО» своим вертикальным положением препятствует вкату тележки. Выкатной элемент оснащен защитным экраном и включить ножи заземляющего разъединителя в шкафу возможно только при полностью выкаченной из шкафа тележки. В секционных вводных шкафах и в шкафах с трансформаторами напряжения включению заземления шкафа и выкату тележки при включенном выключателе дополнительно препятствует электромагнитный блок-замок включенный в электрическую схему блокировки. Шторочный механизм шкафа при полностью выкаченной из шкафа тележки закрывает доступ к неподвижным разъемным контактам остающимся под напряжением. Пластина-фиксатор механизма не позволяет открыть шторки вручную. Рычаг открывания шторок механически связан с пластиной-фиксатором и при закрытых штоках имеют совмещенные отверстия для запирания замком. При вкатывании тележки шторочный механизм автоматически открывает шторки и фиксирует их.
На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения предохранители и другие аппараты (в соответствии с заказом). Перемещения выкатных элементов осуществляется вручную.
Отсек высоковольтного выключателя шкафа КРУН по заказу может выполняться как с дверью так и без нее. При отсутствии двери выкатной элемент должен быть закрыт съемным защитным экраном для обеспечения при рабочем положении элемента степени защиты со стороны фасада IР20.
Шкафы КРУН обеспечивают управление защиты и блокировки в соответствиис заказом. Аппаратура вспомогательных цепей шкафов КРУ (аппараты управления защиты сигнализации микропроцессорные блоки релейной защиты приборы контроля и учета электроэнергии и т.д.) располагаются в шкафу управления который выполняется в виде отдельного изолированного от высоковольтных цепей блока и устанавливается над отсеком выкатного элемента. Шкаф выполняется съемным и крепится по месту болтовыми соединениями. На двери шкафа смонтированы блоки приборы учета контроля и аппараты сигнализации.
Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУН защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУН (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд центральной сигнализации АЧР ЗМН стабилизатора напряжения для питания цепей управления сигнализации и приводов выключателей – количество и типы шкафов определяется заказом). В коридоре обслуживания и управления устанавливаются светильники для общего освещения помещения КРУН и вентиляторы.
3 Конструкция комплектного распределительного устройства
Шкафы КРУ изготовляются на заводах что позволяет добиться
тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа где их устанавливают соединяют сборные шины на стыках шкафов подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании т.к. все части находящиеся под напряжением закрыты металлическим кожухом.
В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух масло пирален твёрдая изоляция инертные газы. Шкаф КРУ несгораемыми перегородками разделён на отсеки: выключателя на выдвижной тележке; сборных шин; линейного ввода; релейного шкафа. Конструкция шкафов КРУ предусматривает возможность установки тележек с выключателем трансформатором напряжения или с разъединяющими контактами с перемычкой в рабочем контрольном положении и выкатывание из шкафа для ревизии и ремонта. Шкафы КРУ имеют блокировочные устройства не позволяющие вкатывать или выкатывать тележку при включённом выключателе а также включать заземляющий разъединитель при рабочем положении тележки и вкатывать тележку при включённом заземляющем разъединителе.
Изготовители КРУ в каталогах приводят сетку типовых схем главных цепей шкафов ориентируясь на которую подбирают типы шкафов и комплектуют распределительное устройство конкретной электроустановки.
Конструкции распределительных устройств приняты по типовым схемам которые в настоящее время широко используются и зарекомендовали себя с лучшей стороны. При выборе оборудования были учтены разработки и рекомендации проектно-конструкторских организаций. В частности для установки в РУ 220 кВ приняты современные элегазовые выключатели типа 3АP1FG-245 а для РУ 10 кВ - вакуумные типа ВВЭ ВВУ. Все эти выключатели надежны в работе и соответствуют всем предъявляемым требованиям. Выбор современного оборудования позволяет улучшить надежность работы подстанции а также повысить экологические показатели передачи и распределения электроэнергии.

Перечень элементов.cdw

Перечень элементов2.cdw

Ведомость технического проекта.doc

Схема электрическая принципиальная
Пояснительная записка
Документация по сборочным единицам
Ячейка обходного выключателя
Ведомость технического проекта

ОРУ 220.cdw

Перечень элементов2.cdw

Схема.cdw

0 Титульный.doc

Федеральное агентство по образованию
Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики
Транзитная подстанция 22010 кВ _
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по « электроэнергетике »
(обозначение документа)
Федеральное агентство по образованию
на курсовое проектирование по электроэнергетике
на тему Транзитная подстанция 22010 кВ
выдано 25 сентября 2009 г. студенту третьего курса
Срок выполнения 2009 г.
Руководитель проекта Федосов Е.М. _
Транзитная подстанция: потребитель – камвольный комбинат Связь с системой по ВЛ 220 кВ; транзит 220 кВ составляет 350 МВт;Cosj =0.88; Pma SНС220 =3000 МВА; SНС220 =4000 МВА; Xнс* 220=12;
Пояснительная записка - с рисунками и расчетными таблицами

Содержание.doc

Составление двух вариантов структурных схем проектируемого
Выбор основного оборудования .12
1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи 12
2 Построение графиков нагрузки 14
3 Расчёт относительного износа витков изоляции трансформатора 22
Расчёт количества линий .25
Выбор схем распределительных устройств 26
Технико – экономический расчёт подстанции . .29
Разработка схемы питания собственных нужд 32
1 Расчёт нагрузки собственных нужд подстанции .. .32
2 Выбор трансформаторов собственных нужд ..34
Расчёт токов короткого замыкания 36
1 Общие сведения по расчёту токов короткого замыкания .36
2 Расчётная и эквивалентная схемы. Определение величин
сопротивлений. Обозначение точек КЗ 37
3 Расчёт токов КЗ в точке К1 ..40
4 Расчёт токов КЗ в точке К2 (разъединитель включён) . .42
5 Расчёт токов КЗ в точке К3 (разъединитель отключён) 45
Выбор выключателей и разъединителей 49
1 Условия выбора выключателей и разъединителей 49
2 Выбор выключателей и разъединителей на шинах 220 кВ 53
3 Выбор выключателей и разъединителей в цепи 10 кВ на отходящих линиях . .55
4 Выбор выключателей и разъединителей в цепи 10 кВ на вводе
5 Выбор предохранителей на вводе трансформаторов собственных нужд ..63
6 Таблица выбранного оборудования .65
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения .66
1 Условия выбора трансформаторов тока и напряжения 66
2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Расчёт токоведущих частей 79
1 Требования предъявляемые к токоведущим частям 79
2 Выбор сборных шин и ошиновки 220 кВ и токоведущих частей от
трансформатора до ОРУ 220 кВ 79
3 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора со стороны
4 Выбор изоляторов 83
5 Выбор ограничителей перенапряжения 86
6 Выбор заземлителей 87
Выбор конструкций распределительных устройств .. 89
1 Конструкция открытого распределительного устройства на 220
2 Конструкция комплектного распределительного устройства
наружной установки 90
3 Конструкция комплектного распределительного устройства 94
Список литературы .97