Проектирование тупиковой подстанции 220/10 кВ

Документация.cdw

Тупиковая ПС 22010 кВ
Пояснительная записка
Полная принципиальная
Конструктивный чертеж

Спецификация 2.cdw

Ячейка КРУ1.cdw

Изолятор вертикальный
Рычаг заводки пружинны
Дугогасительная камера
Трансформатор тока ЗЗ

Спецификация 1.cdw

Тупиковая ПС 22010 кВ
Линия электропередачи
Полная принципиальная

Чертеж (линия-основная).cdw

Пояснительная записка.doc

В данном курсовом проекте проектируется тупиковая подстанция 22010 кВ. Связь с системой по ВЛ 220 кВ потребитель нефтеперерабатывающий завод Pmax=110 МВт.
В данном проекте составляется единственный вариант структурной схемы производится выбор трансформаторов расчет количества линий выбор схем распределительных устройств разрабатывается схема питания собственных нужд подстанции. Для этой схемы производится расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания производим выбор выключателей разъединителей токоведущих частей подстанции.
В курсовом проекте выполняется чертеж полной принципиальной схемы подстанции а также конструктивный чертеж открытого распределительного устройства с соответствующими спецификациями.
Проектируемая подстанция предназначена для работы в умеренном климате.
Электроэнергетика - составляющая часть энергетики обеспечивающая электрификацию хозяйства страны на основе рационального производства и распределения электроэнергии. Электроэнергетика отличается большим районообразующим значением. Она имеет очень важное преимущество перед энергией других видов - относительную легкость передачи на большие расстояния распределения между потребителями преобразования в другие виды энергии (механическую химическую тепловую свет). Передача энергии на большие расстояния способствует более эффективному освоению топливно-энергетических ресурсов независимо от их удаленности от места потребления.
Специфической особенностью электроэнергетики является то что ее продукция не может накапливаться для последующего использования поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и во времени и по количеству (с учетом потерь).
Становление электроэнергетики России связано с планом ГОЭЛРО (1920 г.) сроком на 15 лет который предусматривал строительство 10 ГЭС общей мощностью 640 тыс. кВт. План был выполнен с опережением: к концу 1935 г. было построено 40 районных электростанций.
Таким образом план ГОЭЛРО создал базу индустриализации России и она вышла на второе место по производству электроэнергии в мире.
Россия не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами но и экспортирует их.
Последние 50 лет электроэнергетика является одной из наиболее динамично развивающихся отраслей народного хозяйства России. Обеспечивая научно-технический прогресс она решающим образом воздействует не только на развитие но и на территориальную организацию производительных сил. Основное потребление электроэнергии в настоящее время приходится на долю промышленности в частности тяжелой индустрии (машиностроения металлургии химической и лесной промышленности).
В промышленности электроэнергия применяется в действие различных механизмов и самих технологических процессах; без нее невозможно действие современных средств связи и развитие кибернетики вычислительной и космической техники.
Электроэнергетика способствует увеличению плотности размещения промышленных предприятий. В местах больших запасов энергетических ресурсов концентрируются энергоемкие (производство алюминия магния титана ферросплавов) и теплоемкие (производство химических волокон глинозема) производства в которых доля топливно-энергетических затрат в себестоимости готовой продукции значительно выше чем в традиционных отраслях.
Велико значение электроэнергии в сельском хозяйстве транспортном комплексе и в быту.
В данном курсовом проекте будет проектироваться тупиковая подстанция питающая нефтеперерабатывающий завод.
Составление структурной схемы
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии на которой показываются основные функциональные части электроустановки и связь между ними. Эта структурная схема будет вести к дальнейшей разработке более подробной и полной принципиальной схемы а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
Рисунок 1.1 – Структурная схема
Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Нормами технологического проектирования [2] рекомендуется устанавливать на ПС два трансформатора связи так как в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Если же установить три и более трансформатора то это как правило будет нецелесообразно так как такая установка приведёт к значительному увеличению капиталовложений в схему распределительного устройства. Так же НТП [2] рекомендуют устанавливать трансформаторы с расщепленной обмоткой низкого напряжения с целью ограничения токов короткого замыкания.
Расчет номинальной единичной мощности трансформатора производим по формуле [6]:
где 14 – значение коэффициента учитывающего нагрузочную способность;
kотк – доля потребителей отключение которых допускается в аварийных режимах (в данном случае kотк=0 так как металлургическая промышленность является потребителем I категории надежности);
nТ – число параллельно работающих трансформаторов.
Ближайшим по номинальной мощности является трансформатор типа ТРДН-100000220. Однако согласно НТП [2] рекомендуется устанавливать трансформаторы номинальная мощность которых на порядок выше расчетной для случая увеличения мощности потребителя. Для этого из таблицы 2.4 [4] выбираем трансформатор типа ТРДН-100000220 параметры которого приведены в таблице 2.1.
Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора
Затем проводим проверку допустимости систематических нагрузок и аварийных перегрузок для всех намеченных вариантов. Для этого рассчитывается тепловой режим трансформаторов. Расчет ведется при условиях когда один трансформатор по каким либо причинам выведен из работы и вся нагрузка приходится на один оставшийся в работе трансформатор.
Произведем расчет температуры в установившемся тепловом режиме. Для этого приведем график суточной нагрузки и для упрощения и уменьшения объема расчетов преобразуем его в график годовой нагрузки.
Рисунок 2.1 – Суточный график нагрузки
Рисунок 2.2 – Годовой график нагрузки
Произведем вычисление температуры для наиболее нагретой точки в установившемся тепловом режиме для всех участков графика t1 – t5 для расчета относительного термического износа изоляции трансформатора.
где а=20 С – температура охлаждающей среды;
br=78 С – превышение температуры наиболее нагретой точки;
R=6 – отношение потерь;
y=16 – показатель степени обмотки;
Hqr=22 С – градиент температуры наиболее нагретой точки;
K – коэффициент нагрузки.
Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее первой ступени годового графика нагрузок и считая по формулам (2.2) и (2.3) получаем:
Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее второй ступени годового графика нагрузок и считая по формулам (2.2) и (2.3) получаем:
Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее третей ступени годового графика нагрузок и считая по формулам (2.2) и (2.3) получаем:
Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее четвертой ступени годового графика нагрузок и считая по формулам (2.2) и (2.3) получаем:
Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее пятой ступени годового графика нагрузок и считая по формулам (2.2) и (2.3) получаем:
Определим относительный годовой износ изоляции трансформатора по формуле:
где Т=8760 ч – число часов в году.
Относительный износ изоляции трансформаторов оказался небольшим по значению и следовательно трансформаторы способны стабильно и надежно работать в течение длительного периода времени даже при увеличении потоков мощностей при растущей потребляемой мощности предприятий металлургической промышленности.
Расчет количества линий
На подстанциях на высоком напряжении количество линий определяют по формуле:
где P1Л=100 200 МВт – пропускная способность линии.
Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности примем количество линий равным двум (nЛВН=2).
На РУ 10 кВ количество линий определяется экономической плотностью тока зависящая от вида проводника числа часов использования максимальной нагрузки региона где проложен проводник и прочих.
Для начала определим максимальный ток линий отходящих к потребителю по формуле:
Далее определим суммарное сечение всех кабельных линий которые отходят к потребителю по формуле:
где jЭ – экономическая плотность тока определяемая по справочникам ПУЭ [1].
Согласно НТП [2] на подстанциях необходимо использовать кабели с алюминиевыми жилами. Из ПУЭ [1] находим что при Тmax>5000 ч для алюминиевых кабелей экономическая плотность тока равна 12 Амм2.
Принимая за экономическое сечение одной кабельной линии 185 мм2 произведем расчет количества отходящих линий:
Для надежности и простоты вычислений примем количество отходящих линий равным 24.
Согласно НТП [2] от распределительного устройства 10 кВ к потребителю должны отходить кабели из сталеалюминиевой проволоки. Так как не известны условия прокладки кабелей выберем кабель ААШв (кабель с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией пропитанной вязким составом в алюминиевой оболочке).
Из справочника [3] определим значение допустимого продолжительного тока для данного кабеля и произведем проверку по допустимому току:
где Imax1Л – максимальный ток протекающий по одной линии.
Выбранные кабели проходят по допустимому току.
Выбор схем распределительных устройств
1. Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 220 кВ
Распределительное устройство высокого напряжения имеет две линии. Для РУ 35-220 кВ применяется схема мостика с выключателями с дальнейшей возможностью расширения СШ.
В схеме для четырех присоединений устанавливают три выключателя Q1Q2Q3. Нормально выключатель Q3 на перемычке между двумя линями W2 (в мостике) включен. При повреждении на линии W1 отключается выключатель Q1 трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе связь с энергосистемой осуществляется по линии W2. При повреждении в трансформаторе Т1 отключается выключатель Q4 со стороны 6-10 кВ и выключатели Q1 Q3.В этом случае линия W1 осталась без напряжения хотя никаких повреждений на ней нет что является недостатком схемы мостика. Если учесть то что аварийное отключение трансформаторов бывает редко то с таким недостатком схемы можно мириться.
Рисунок 4.1- Схема мостика с выключателями
Количество отходящих линий равняется двум.
2 Выбор схемы распределительного устройства на низком напряжении 10 кВ
Согласно нормам технологического проектирования [2] на стороне 6 и 10 кВ как правило предусматривается раздельная работа трансформаторов. В проектируемой подстанции используется трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения и число отходящих линий равно 40 что больше 16. Следовательно выбираем схему распределительного устройства с двумя рабочими секционированными системами шин. Согласно НТП [2] для присоединения секций шины в РУ 6-10 кВ применяют два секционных выключателя которые включены последовательно. НТП [2] рекомендуют использовать в распределительных устройствах 6-10 кВ выключатели типа шкафов КРУН с вакуумными или элегазовыми выключателями.
Рисунок 4.2 – Схема РУНН «две секционированные выключателями системы шин»
Разработка схемы питания собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд невелика следовательно они могут присоединяются к электросети 380220 В получающую питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов собственных нужд в свою очередь выбирается исходя из значений нагрузок собственных нужд которые рассчитываются в таблице 5.1.
Т а б л и ц а 5.1 – Общие нагрузки собственных нужд подстанции
Наименование приемников
Охлаждение трансформаторов
Постоянно включенные лампы
Расчетная нагрузка считается по формуле:
Расчетная нагрузка летом:
Расчетная нагрузка зимой:
НТП [2] предписывают устанавливать на всех подстанциях не менее двух трансформаторов собственных нужд. Мощность каждого трансформатора собственных нужд с низким напряжением 04 кВ не должна превышать 630 кВА для подстанций 110-220 кВ.
При использовании на подстанции с постоянным дежурством двух трансформаторов собственных нужд можно допустить что каждый из них способен на перегрузку на 30 % в течение двух часов после аварийного отключения.
Расчет единичной мощности трансформатора собственных нужд:
Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно на стороне низшего напряжения с АВР.
Выберем трансформатор собственных нужд типа ТМ-16010.
Т а б л и ц а 5.2 – Технические данные трансформатора собственных нужд
Схема питания собственных нужд представлена следующим образом:
Рисунок 5.1 – Схема питания собственных нужд
Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;
- проектирования заземляющих устройств;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
1 Составление расчетной схемы
Расчетная схема электроустановки - упрощенная однолинейная схема установки с указанием всех элементов а также их параметров влияющие на токи КЗ и следовательно они должны быть учтены при выполнении операций расчета. Вид расчетной схемы будет следующим:
Рисунок 6.1 – Расчетная схема
2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров
Схема замещения - электрическая схема соответствующая по исходным данным расчетной схеме но в которой все магнитные связи заменены электрическими.
Рисунок 6.2 – Схема замещения
Расчет параметров схемы замещения а также токов КЗ произведем приближенно в относительных единицах. Базисную мощность условно примем Sб=1000МВА для упрощения выполнения вычислительных операций.
3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Рисунок 6.3 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1
(а – исходная схема б – схема приведенная к простейшему виду)
Произведем расчет периодического тока КЗ:
Произведем расчет апериодической составляющей тока КЗ:
где Tа=003 с (таблица 3.6 [6]);
Произведем расчет ударного тока КЗ:
где kуд=167 – ударный коэффициент (таблица 3.6 [6])
Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) то Iп.о.=Iп..=27 кА.
4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2
Рисунок 6.4 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2
(а – исходная схема б – приведение к простейшему виду)
где Tа=015 с (таблица 3.6 [6]);
где kуд=19 – ударный коэффициент (таблица 3.6 [6])
Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) то Iп.о.=Iп..=254 кА.
5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3
Рисунок 6.5 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3
Рассчитаем периодический ток КЗ:
Рассчитаем апериодическую составляющую тока КЗ:
Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) то Iп.о.=Iп..=165 кА.
Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу.
Т а б л и ц а 6.1 – Сводная таблица токов КЗ
Выбор выключателей и разъединителей
Выберем выключатели на низкой стороне трансформаторов. Для начала рассчитаем максимальный расчетный ток:
Выключатель состоит из трех полюсов (колонн) установленных на общей раме и механически связанных друг с другом. Все три полюса выключателя управляются одним пружинным приводом.
Полюс выключателя представляет собой колонну заполненную элегазом или газовой смесью (элегаз SF6 – 50 % и тетрафторметан CF4 – 50 %) состоящую из опорного изолятора дугогасительного устройства с токовыми выводами механизма управления с изоляционной тягой.
Дугогасительное устройство содержит размыкаемые главные и снабженные мателлокерамическими напайками дугогасительные контакты поршневое устройство для создания давления в его внутренней полости в которой потоки элегаза приобретают направление необходимое для эффективного гашения дуги. В верхней части дугогасительного устройства расположен контейнер наполненный активированным адсорбентом поглощающим из газовой полости влагу и продукты разложения элегаза.
Принцип работы выключателей основан на гашении электрической дуги потоком элегаза или газовой смеси который создается за счет перепада давления обеспечиваемого автогенерацией т.е. тепловой энергии дуги и поршневым устройством в дугогасительной камере.
Включение выключателя осуществляется подачей напряжения на электромагнит включения который выбивает собачку включения из-под ролика рычага. Рычаг получив возможность вращения отклоняется под действием зуба и тем самым освобождает ведущий рычаг который под действием рабочих пружин увлекает за собой ведомый рычаг соединенный с изоляционной тягой механизма управления выключателя. Она в свою очередь через рычаги передает движение контактами дугогасительных камер и через упорную пластину пружинам отключения отключающего устройства которые сжимаются подготавливая операцию отключения. Выключатель включен. В начале поворота рычагов в направлении включения выключателя происходит включение катушки пускателя электродвигателя завода пружин пружины сжимаются подготавливая новую операцию включения.
Выключатель имеет два соленоида отключения. Ключ управления выключателем и защиты воздействуют одновременно на оба соленоида. Питание основного соленоида отключения осуществляется через автомат «Цепи управления и автоматики» а резервного – через автомат «Питание резервного соленоида».
Отключение выключателя осуществляется подачей напряжения на электромагнит отключения который поворачивает собачку отключения давая возможность повернуться промежуточному рычагу находящегося под действием зуба. Промежуточный рычаг освобождает ведомый рычаг и отключающие пружины устройства отключения которые приводят в движение изоляционную тягу соединенную через рычаги с тягами полюсов выключателя которые соединены с подвижными контактами дугогасительных камер. Под действием отключающих пружин происходит движение вниз подвижных контактов. При отключении сначала размыкаются главные контакты при замкнутых дугогасительных а затем размыкаются дугогасительные. Выключатель отключен.
Включение выключателя осуществляется за счет энергии включающих пружин привода а отключение – за счет энергии пружины отключающего устройства выключателя.
Завод пружин привода может выполняться тремя способами:
- с помощью электродвигателя управляемого вручную;
- электродвигателем работающим в автоматическом режиме.
Вручную пружины взводятся как правило при отсутствии электропитания электродвигателя. Завод пружин осуществляется путем вращения червячного вала редуктора с помощью рукоятки по ходу часовой стрелки. Вращать вал нужно до момента переключения блока контактов т.е. до достижения кулаком положения при котором он не будет мешать операции включения.
Завод пружин с помощью электродвигателя управляемого вручную (кнопкой «Пуск» в шкафу управления) чаще всего используется при регулировочных работах и ремонте. Перед заводом пружин необходимо ключ режимов перевести в положение «Ручной» и подать питание на электродвигатель кнопкой «Пуск». Двигатель запустится и пружины будут взводиться до момента отпускания кнопки «Пуск».
Автоматический завод пружин имеет место при нормальной эксплуатации привода при котором ключ режимов находится в положении «Автомат».
Контроль давления элегаза осуществляется электроконтактным сигнализатором давления показывающего типа установленным на каждом полюсе. Сигнализатор давления снабжен устройством температурной компенсации приводящим показания давления к температуре +20 С и двумя парами нормально замкнутых контактов. Первая пара контактор размыкается при снижении давления до 62 кгссм2 (062 МПа) подавая сигнал и необходимости пополнения полюса элегазом или газовой смеси. Вторая пара размыкается при давлении 60 кгссм2 (060 МПа) и блокирует подачу команды на электромагниты управления ВГТ.
Устройство подогрева привода выключателя состоит из:
- двух блоков размещенных на днище шкафа у его боковых дверей каждый из которых содержит по 2 трубчатых электронагревателя (ТЭН) мощность 400 Вт установленной в нижней части плиты панели с термодатчиком и контактором автоматического управления работой ТЭНов;
- постоянно включенного резистора антиконденсатного подогрева мощностью 50 Вт.
Автоматическое включение основного обогрева (ТЭНов) обеспечивается при температуре в шкафу привода 1±1 С отключение при температуре 8±2 С.
Т а б л и ц а 7.1 – Технические данные выключателя ВЭБ-220
Проверим выключатель по условиям КЗ.
На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
На электродинамическую стойкость:
На термическую стойкость:
Выбранный выключатель проходит по всем условиям КЗ.
Выберем разъединители на стороне 220 кВ.
Выбираем разъединитель наружной установки серии РГ-2201000 УХЛ1 поставляемый фирмой «ЭТМ-Росэнергосистемы». Разъединители серии РГ с нормальным уровнем изоляции по ГОСТ 1516.3 как и разъединители с повышенной электрической прочностью выполнены с улучшенными эксплуатационными свойствами. Присоединительные размеры новых разъединителей выбраны с учетом возможности установки их на существующие опорные конструкции разъединителей серии РДЗ.
Разъединители представляют собой двухколонковые аппараты с поворотом контактных ножей в горизонтальной плоскости. Разъединители состоят из главной токоведущей системы опорно-поворотной изоляции несущей рамы и заземлителей.
Контактные ножи разъединителей на номинальные напряжения 220 кВ выполнены из медных шин к которым закреплены ламели из бронзового сплава и контакты типа «кулачок». Выводные контакты выполнены с переходными контактными роликами и герметично закрыты.
Это обеспечивает стабильное контактное нажатие в течение всего срока службы и небольшие усилия оперирования на рукоятке ручного привода. Контактирующие поверхности разъемного и выводного контактов покрыты серебром.
Изоляторы разъединителей выполнены из высокопрочного фарфора. Разъединители на номинальные напряжения 220 кВ также изготавливаются на полимерных изоляторах.
Несущая рама состоит из двух швеллеров с установленными на них поворотными основаниями. Основания разъединителей РГ-220 закреплены к швеллерам на шпильках с возможностью регулировки наклона основания. Заземлители выполнены из алюминиевых труб к которым закреплены ламели из бронзового сплава которые при включении врубаются в пластинчатые контакты на контактных ножах. Контур заземления замыкается через гибкий проводник соединяющий вал зеземлителей и цоколь ведущего или ведомого полюсов.
Т а б л и ц а 7.2 – Технические данные разъединителя РГ-220
Проверим разъединитель на электродинамическую стойкость:
Проверим разъединитель на термическую стойкость:
Выбранный разъединитель проходит по всем условиям КЗ.
5 Выбор выключателей линий 10 кВ.
Выбор вводных и секционных выключателей.
Определим максимальный ток на НН.
В нормальном режиме ток через вводной выключатель составляет:
На случай если один из трансформаторов выходит из строя или выводится в ремонт то максимальный ток через выключатель (с учетом того что трансформатор с расщепленной обмоткой НН)
Выключатель типа ВБЭ-10-3156303150 УХЛ2 проходит по всем условиям. КРУ выбираем типа КМ 1 со встроенными втычнами контактами.
Расчетные и каталожные данные выключателя приведены в таблице 8.
Таблица 8 – Расчетные и каталожные данные выключателя в цепи отходящих линий
ВБЭ-10-3156303150 УХЛ2
Вк = 2542*01=645 кА2*с
Вк = 202*3 = 1200 кА2*с
Так как это условие (9.4) не выполняется то делается проверку на отключение полного тока:
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 220 кВ
Выбор измерительных трансформаторов тока.
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. Трансформаторы тока устанавливаются на каждом выключателе. Так как выше выбраны выключатели серии ВЭБ то в них устанавливаются встроенные трансформаторы тока. Трансформаторы тока выбирают по напряжению и максимальному току цепи.
Т а б л и ц а 8.1 – Технические данные трансформатора TВ
Проверим выбранный трансформатор тока.
На вторичную нагрузку:
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то считают что :
Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.
Т а б л и ц а 8.2 – Приборы нагружающие TВ
Наименование приборов
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Так как число приборов больше трех то сопротивление контактов примем равным rконт=01 Ом.
На подстанциях с высшим напряжением 110-220 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами [6] (ρ=00283).
По условию прочности сечение алюминиевых жил не должно быть меньше 4 мм2 [1].
Определяем сечение проводов:
Выбираем кабель АКПсВБ-4 (контрольный кабель с алюминиевыми жилами с полиэтиленовой изоляцией с оболочкой из свинца). Зная сечение кабеля определяем истинное значение rпров:
Таким образом вторичная нагрузка равна:
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 и 100√3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению установки.
Выбираем трансформатор напряжения электромагнитный однофазный каскадный серии НКФ.
В трансформаторе каскадного типа обмотка высокого напряжения равномерно распределена по нескольким магнитопроводам благодаря чему облегчается ее изоляция. Трансформатор НКФ-220 имеет двухстержневой магнитопровод на каждом стержне которого расположена обмотка высокого напряжения рассчитанная на Uф2. Так как общая точка обмотки высокого напряжения соединена с магнитопроводом то он по отношения к земле находится под потенциалом Uф2. Обмотки высокого напряжения изолируются от магнитопровода также на Uф2. Обмотки низкого напряжения (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам высокого напряжения служит обмотка связи П. Такой блок состоящий из магнитопровода и обмоток помещается в фарфоровую рубашку и заливается маслом.
Т а б л и ц а 8.3 – Технические данные трансформатора НКФ
Sном ВА в классе точности
Проверим выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:
Нагрузку на вторичную обмотку приведем в виде таблицы.
Т а б л и ц а 8.4 – Приборы нагружающие НКФ
Сборные шины 2200 кВ
Вольтметр регистрирующий
Выбранный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ
Выбор трансформаторов тока производится по напряжению и максимальному току цепи.
Для вводных ячеек и секционных выключателей ток
Первичной обмоткой служит шина токопровода диаметром 280 мм. Трансформатор тока состоит из двух магнитопроводов с намотанными на них вторичными обмотками пропитанными лаком. Вторичные обмотки защищены заземленным экраном и жестко закреплены внутри литого корпуса который имеет два фланца с отверстиями диаметром 14 мм для присоединения к кожуху токопровода.
Условия эксплуатации: высота над уровнем моря не более 1000м. Температура окружающего воздуха от минус 5 до 70 С. Условия эксплуатации в части воздействия механических факторов внешней среды соответствуют группе М5. Рабочее положение в пространстве любое.
Технические характеристики: номинальное напряжение - 15 кВ номинальная частота тока 50 и 60 Гц первичный ток - 8000 А наибольший рабочий - 8000 А номинальный вторичный ток - 5 А количество вторичных обмоток - 2 номинальный класс точности вторичной обмотки: для измерения - 02 для защиты - 10Р номинальная вторичная нагрузка - 30 ВА номинальная предельная кратность тока - 15 кратность тока термической стойкости - 20 время протекания тока термической стойкости - 3 с масса - 90 кг предельная кратность остается постоянной в диапазоне вторичных нагрузок от 08 до 16 Ом.
Т а б л и ц а 8.5 – Технические данные трансформатора ТШВ
На термическую устойчивость:
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то считаем что :
Т а б л и ц а 8.6 - Приборы нагружающие ТШВ
Так как число приборов больше трех то сопротивление контактов принимаем равным rконт=01 Ом.
На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами [6] (ρ=00283).
Теперь зная теперь сечение кабеля определяем истинное значение rпров:
Комплектные распределительные устройства серии КМ 1 поставляются со встроенными трансформаторами тока типа ТЛК-10.
Т а б л и ц а 8.7 – Технические данные трансформатора ТЛК-10
Проверяют выбранный трансформатор тока.
На максимальный ток цепи:
Т а б л и ц а 8.8 – Приборы нагружающие ТЛК
Так как число приборов равно трем то сопротивление контактов принимается равным rконт=005 Ом.
Теперь зная сечение кабеля определяем истинное значение rпров:
На РУНН проектируемой подстанции трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции обоих систем шин.
Трансформаторы напряжения выбираются только по номинальному напряжению установки.
Трансформатор представляет собой литой блок в котором залиты обмотки и магнитопровод. Магнитопровод стержневого типа разрезной С-образный изготовлен из стали марки 3405 толщиной 035 мм. Обмотки расположены на магнитопроводе концентрически. Внутренней является дополнительная вторичная обмотка на ней расположена основная вторичная обмотка поверх которой намотана первичная. Поверх первичной обмотки уложен экран из алюминиевой фольги соединенный с вводом высокого напряжения данной обмотки. В блоке вместе с магнитопроводом и обмотками залиты крепежные втулки с помощью которых трансформатор напряжения закрепляется на месте установки и заземляется. Трансформатор имеет массу 285±15 кг.
Т а б л и ц а 8.9 – Технические данные трансформатора ЗНОЛ-10
Проверяем выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:
Т а б л и ц а 8.10 – Приборы нагружающие ЗНОЛ
Понизи-тельный двухоб-моточн. тр-тор на НН
Выбор токоведущих частей.
Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 220 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов.
Основное электрическое оборудование подстанции и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
На подстанции в открытой части могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами.
Согласно ПУЭ [1] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются поэтому принимаем сечение по допустимому току (Imax=147 А).
Предварительно выберем жесткую алюминиевую шину трубчатого сечения.
Т а б л и ц а 9.1 – Геометрические и электрические параметры шин
Проверка на термическую стойкость:
Для жестких алюминиевых шин с антикоррозионным покрытием СТ=66 Ас12мм2:
Шины механически прочны если выполняется условие:
Выбранные шины проходят по всем условиям.
В качестве ошиновок выбираем сталеалюминиевые провода марки АС.
Выбираем провода по условию допустимого тока:
Предварительно выбираем провод АС-12019.
Т а б л и ц а 9.2 – Геометрические и электрические параметры провода АС
Проверим выбранные провода на термическое действие тока КЗ:
Для сталеалюминиевых проводов СТ=76 Ас12мм2:
Так как ток КЗ меньше 20 кА то проверка проводов на электродинамическое действие тока КЗ не производится [1].
Проверка по условиям короны:
Выбранный провод проходит по всем условиям.
Выбор сборных шин 10 кВ и ошиновок.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются следовательно принимаем сечение по допустимому току (Imax=4950 А).
Предварительно выберем жесткую алюминиевую шину коробчатого сечения.
Т а б л и ц а 9.3 – Геометрические и электрические параметры шин
Проверка на термическую стойкость:
Проверка на механическую прочность.
Механический расчет производится без учета механических колебаний так как шины коробчатого сечения имеют значительный большой момент инерции. Принимается что швеллеры шин соединены жестко между собой по всей длине сварным швом тогда момент инерции сопротивления Wy0-y0=167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника формула для расчета берется из таблицы 4.3 [6]:
Так как шины соединены жестко по всей длине то П=0.
В качестве ошиновок выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения.
Т а б л и ц а 9.4 – Геометрические и электрические параметры шин
Прямоугольный три полосы
Проверка шин на механическую прочность.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента:
Выбор конструкций распределительных устройств
Распределительное устройство – электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
Так как потребителем является нефтеперерабатывающий завод а следовательно распределительное устройство высокого напряжения будет закрытого типа. Распределительное устройство низкого напряжения в проектируемой подстанции является закрытым. К конструкциям открытых и закрытых распределительных устройств существует ряд требований.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.
Все аппараты ЗРУ должны располагаться на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ЗРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или жестких труб. Жесткие шины должны крепиться с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприемник укладывается слой гравия толщиной 25 см и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ЗРУ.
Открытое распределительное устройство должно быть ограждено.
Закрытые распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение. Высота такого ограждения должна быть не меньше 19 м.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте до 25 м должны ограждаться сетками причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 19 м.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не меньше 12 м.
Если в коридоре ЗРУ размещены приводы разъединителей и выключателей то ширина такого коридора управления должна быть соответственно 15 и 2 м.
Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями.
В ЗРУ предусматривается естественная вентиляция помещений трансформаторов и реакторов а также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания.
Технико-экономический анализ.
Технико- экономический анализ производится по методу приведенных затрат.
З- затраты тыс.руб. которые определяется по формуле
где К- капитальные затраты на приобретенный монтаж и наладку оборудования берутся по Б.Н. Неклепаеву [ стр.191 ] тыс.руб;
- нормативный коэффициент эффективности который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 012;
С- эксплутационные расходы тыс.руб.
Эксплутационные расходы С тыс.руб. определяется по формуле
где - стоимость потерь на электрическую энергию тыс.руб.;
- амортизационные отчисления на ремонт и обслуживание оборудования стоимость расходов на заработную плату.
Стоимость потерь на электрическую энергию тыс.руб. определяется
где - стоимость 1 потерянной энергии руб;
- потери электрической энергии в трансформаторах .
Потери электрической энергии в трансформаторах определяется по формуле
где - соответственно потери мощности на х.х. и к.з. берутся по паспортным данным трансформатора кВт;
Т- число часов работы трансформатора принимается по Л.Д. Рожковой ( стр.395) ч.
- максимальная мощность передаваемая через трансформатор МВА;
- номинальная мощность трансформатора МВА;
- продолжительность максимальных потерь определяем по Л.Д. Рожковой ( стр. 396) ч.
Стоимость тыс.руб. определяется по формуле
При расчете капитальных затрат К тыс.руб учитывается только разница в оборудовании рассматриваемых вариантов.
Таблица 2-капитальные затраты.
Суммарная стоимостьтыс.руб.
1 Рассчитываем потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе.
С=66168+16164=82332т.руб.
З=17960*012+82332=103884 т.руб.
В данном курсовом проекте была спроектирована тупиковая подстанция 22010 кВ. Связь с системой по ВЛ 220 кВ потребителем является нефтеперерабатывающий завод Pmax=110 МВт.
В курсовом проекте выполнен чертеж полной принципиальной схемы подстанции а также конструктивный чертеж открытого распределительного устройства с соответствующими спецификациями.
Спроектированная подстанция предназначена для работы в умеренном климате.
Правила устройства электроустановок.
Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Министерство энергетики Российской Федерации.
Справочник. Энергетический факультет Южно-Уральского государственного университета.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «электроэнергетика». Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. Образования Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.: Издательский цент «Академия» 2004. – 448 с.
Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Коновалов Л.Л. Рожкова Л.Д.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Москва. Энергоатомиздат 1989.