Расчет районной понизительной подстанции 110/10 кВ

План ПС - Федосеев (5.11).cdw

План подстанции 11010 кВ
Районная понизительная
Схема заполнения ячеек КРУН-10 кВ

одноленейная схема ПС - Федосеев(5.11).cdw

Позиционное обозначение
Трансформатор силовой ТДН-16000
Трансформатор собственных нужд ТМ-6010
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.09-10 У2
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1 У1
Трансформатор тока ТШЛП-10
трансформатор тока ТОЛ-10
Выключатель ВБЭ-110-201250 У3
Выключатель ВГБУ-110II402000 У1
Разъеденитель РНДЗ-1(2)-110600 Т1
Предохранитель ПКТ 101-10-2-12
Счетчик реактивной энергии И689
Счетчик активной энергии И674
Районная понизительная

Пояснительная записка.doc

Министерство образования и науки РФ
Саратовский Государственный Технический Университет
Районная понизительная подстанция 11010 кВ
Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту
Данный курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка включает в себя: 50 страниц 17 рисунков 34 таблицы и список литературы состоящий из 10 источников а так же прилагается графическая часть состоящая из 2 чертежей формата А1.
ПОДСТАНЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТРАНСФОРМАТОР РАЗЪЕДЕНИТЕЛЬ ТОКОПРОВОД ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬ НАПРЯЖЕНИЕ ФИДЕР КАБЕЛЬ.
В данном курсовом проекте разрабатывается районная понизительная подстанция 11010 кВ. На подстанции устанавливаются два двухобмоточных трансформатора.
Целью данного проекта является: ознакомление с методиками расчета экономических показателей эффективности изучение научной литературы связанной с проектированием подстанций закрепление знаний расчета токов короткого замыкания.
При выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей. Были рассчитаны токи короткого замыкания. Произведено экономическое обоснование выбранных вариантов трансформаторов. В результате была спроектирована районная понизительная подстанция удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ
В связи с повсеместным расширением производства строительства новых предприятий жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии. В данный момент многие подстанции очень сильно устарели или же их мощности не хватает для питания всех потребителей. Чтобы устранить эту проблему необходимо строить новые подстанции с возможностью их дальнейшего расширения реконструировать и модернизировать уже имеющиеся подстанции. Все это должно происходить по новым требованиям экономичности и надежности.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Проектируемая районная понизительная подстанция служит для приема преобразования и дальнейшей передачи электроэнергии потребителям.
Все установленное на подстанции оборудование должно быть не очень дорогим иначе затраты потраченные на строительство или реконструкцию подстанции будут большими вследствие чего она не окупится и станет не выгодной для эксплуатации.
Также все оборудование должно проходить проверку по разным критериям чтобы во время эксплуатации возникало как можно меньше аварийных ситуаций и не создавалось угрозы для работы персонала.
На данной подстанции по ПУЭ устанавливается 2 трансформатора это делается из-за того что на ней присутствуют потребители I и II категории. Перерыв в электроснабжение которых для I категории допускается лишь на время автоматического восстановления питания а для II категории – на время необходимое для включения резервного питания силами дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Перерыв же в электроснабжении потребителей III категории допускается на время не превышающего одних суток. Дабы избежать больших перерывов в электроснабжении схема подстанции на стороне высшего напряжения имеет неавтоматическую перемычку благодаря которой можно эксплуатировать оба имеющихся трансформатора через одну линию или же наоборот отключать один из трансформаторов. Со стороны низшего напряжения резервирование идет через секционный выключатель который соединяет две секции шины.
Для обнаружения и предотвращения аварийных режимов на подстанции имеется релейная защита и автоматика. Задача релейной защиты заключается в том чтобы найти неисправный участок сообщить об этом персоналу и как можно быстрее подать сигнал на его отключение. К автоматике относятся АПВ и АРВ. АПВ устанавливается на линейных выключателях а АПВ на секционном выключателе.
Из [1] выпишем данные для варианта 04 и представим их в виде таблиц 2.1-2.7.
Таблица 2.1 – Генераторы
Таблица 2.2 – Система
Таблица 2.3 – Трансформаторы
Таблица 2.4 – Воздушные линии электропередач
Таблица 2.5 – Нагрузка
Таблица 2.6 – Проектируемая подстанция
Pmax МВт при cosφ=08
Число отходящих линий
Категории потребителей %
Таблица 2.7 – Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки
Потребители подключенные к РУ НН
Таблица 2.8 – Заземляющее устройство подстанции
Удельное сопротивление слоев земли Ом·м
Сведения для выбора схемы электроснабжения
Вариант 04 проектируемая подстанция: ПС7 с трансформаторами Т17 Т18.
Выключатели: Q3 Q4 Q5 Q6 Q7 Q8 Q9 Q10 Q11 Q28 Q24 Q26 Q19 Q20 Q32 Q35 Q49 Q50
Примечание: сумма двух последних цифр зачётки равна 4 последняя цифра зачётки равна 2 (№ 070722).
Рисунок 2.1 Схема электроснабжения
Рисунок 2.2 Схема варианта № 04
ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
По исходным данным графиков нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки (таблица 2.7) и максимальной нагрузке на шинах высшего напряжения (таблица 2.6) строим зимний и летний суточные графики нагрузок.
Для начала активную нагрузку данную нам в процентах переведем в МВт по формуле:
где Pmax=25 МВт а затем приводим к полной мощности:
Рисунок 3.1 Суточный график нагрузки активной мощности в относительных единицах
Рисунок 3.2 Суточный график нагрузки активной мощности в именованных единицах
Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток а летнего – 182.
По зимним суточным графикам вычисляем коэффициенты нагрузки
По полученным зимнему и летнему суточным графикам построим годовой график по продолжительности нагрузок.
Рисунок 3.3 Годовой график по продолжительности нагрузок
Количество электроэнергии проходящей через проектируемую подстанцию за год
Среднегодовая нагрузка
Коэффициент заполнения графика
Продолжительность использования максимальной нагрузки
Время максимальных потерь
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПО ВЫБОРУ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
На ТЭЦ и для системы выбираем автотрансформаторы мощностью 125 МВА – АТДЦТН-125000220110.
Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях имеющих потребителей первой и второй категорий как правило предусматривается установка двух трансформаторов.
Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:
КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;
Кав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки принимаем Кав = 13 (согласно ГОСТу 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается аварийная перегрузка на 30% в течении 120 минут)
Рассмотрим два возможных варианта установки трансформаторов: два трансформатора марки ТДН – 10000110 и два трансформатора марки ТДН – 16000110. Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Технические данные трансформаторов
Марка трансформатора
Стоимость сооружения трансформаторной подстанции определим с помощью [2 стр. 324 табл. 7.20] и коэффициента удорожания Kуд =3 Стоимость подстанции с двумя трансформаторами марки ТДН – 10000110 составляет 22200 тыс. рублей. А стоимость сооружения подстанции с двумя трансформаторами марки ТДН – 16000110 составляет 25800 тыс. руб.
Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку. В трехфазных двухобмоточных трансформаторах годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:
Экономический коэффициент приведения Кэк=008
Мощность при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов
Реактивные потери холостого хода трансформатора
Реактивные потери короткого замыкания трансформатора
Расчет для трансформаторов марки ТДН – 16000110 проводим аналогично. Получившиеся величины приведенных величин приведем в таблице 4.2
Таблица 4.2 – Приведенные данные трансформаторов
Годовые потери в двухобмоточном трансформаторе
Исходными данными для технико-экономического сравнения являются:
W=142410 тыс. кВтч – количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией за год.
Два варианта установки трансформаторов проходящие для рассмотрения по требованиям обеспечения надежности электроснабжения. Их технико-экономические каталожные данные представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Техническо-экономические данные трансформаторов
где Sн – номинальная мощность трансформатора МВА;
n – число трансформаторов на подстанции;
K – стоимость сооружения подстанции с данным трансформатором тыс. руб.;
- потери электроэнергии в год тыс. кВтч.
Расчет экономических показателей.
Выручка от реализации:
где R – выручка от реализации электроэнергии в
W – объем трансформируемой электроэнергии тыс.кВтч;
I – индекс (равный 007-03) к стоимости объема передаваемой энергии. Принимаем в нашей работе I =03
Сэ – тариф на электроэнергию руб.кВтч.
Примечание: выручка рассчитывается с 2014 по 2025 год. Так как первые три года подстанция или СЭС не работает. Идет строительство.
Капиталовложения в СЭС:
Капиталовложения распределены следующим образом:
11 г. – 20% от К = К2011г.
12 г. – 50% от К = К2012г
13 г. – 30% от К = К2013г
Издержки на потери:
Издержки на обслуживание:
Иобсл – рассчитывается с 2014г. По 2022г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.
К – капиталовложения руб.
Валовая прибыль (прибыль от реализации)
Отчисления на налоги и сборы:
Удельная себестоимость трансформации электроэнергии:
Чистый доход без дисконтирования:
где ЧД – чистый доход на
K – расходы на сооружения подстанции в i-ом году тыс. руб.
Примечание: чистая прибыль в 2011-2013 составляет 0 рублей а расходы на сооружение с 2014 года равны 0.
Чистый дисконтированный доход:
где α – заданный коэффициент дисконтирования.
Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом:
Примечание: при расчете чистого дисконтированного дохода с нарастающим итогом в 2011 году Эинт.2011=ЧДД2011.
С помощью формул 4.17 – 4.17 в определенном порядке заполняем таблицы 4.4 и 4.5 для обоих вариантов расчета экономической мощности. Основываясь на расчетных данных таблиц 4.4 и 4.5 подведем итог технико-экономического сравнения в таблице 4.6.
Таблица 4.4 – Расчеты технико-экономических показателей варианта №1
Выручка от реализации
Тариф на электроэнергию
Уд. Стоимость трансформации эл. Энергии
Затраты на потери эл. Энергии в СЭС
Отчисления на эксплуатационное обслуживание
Чистый доход(без дисконтирования)
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом
Рентабельность продукции
Таблица 4.5 – Расчеты технико-экономических показателей варианта №2
Таблица 4.6 – Технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов
Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения
Число часов использования максимума
Рис 4.1 – Графическое определение сроков окупаемости проектов
Из технико-экономического расчета делаем вывод что вариант 2 побеждает вариант 1 по параметру ЧДД. По параметру рентабельности оба варианта практически одинаковы. Выбор экономичной мощности трансформаторов на подстанции 110 кВ сделан в пользу трансформаторов марки ТДН – 16000110.
Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (50% от мощности).
Sав=312505=15625 МВА
Sдоп=SнтКав=1613=208 МВА
Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла в нормальном режиме трансформатор не перегружается нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.
Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.
Установка на подстанции двух трансформаторов марки ТДН-16000110 соответствует требованиям предъявляемым ГОСТами и ПУЭ.
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ.
Вычислим величину максимального рабочего тока в цепи трансформатора.
где Sном – номинальная мощность устанавливаемого трансформатора кВА;
Uном – номинальное напряжение на стороне ВН кВ;
Так как мощность трансформаторов меньше 25 МВА количество потребителей III категории достаточно большое и подстанция является тупиковая выбираем два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.
- в нормальном режиме выключатели Q1 Q2 Q3 и Q4 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 и QS4. Разъединители QS1 QS2 QS5 QS6 QS7 QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители а затем через трансформаторы;
- при выводе в ремонт линии W1(W2) или ее повреждении отключаются выключатель Q1 и Q3 (Q2 и Q4) и трансформатор Т1 (Т2) на некоторое время остается без питания при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР) будет включен секционный выключатель QB1 и электроснабжение потребителей не нарушиться;
- при повреждении трансформатора Т1 (Т2) газовая защита дифференциальная защита или максимально токовая защита отключает выключатели на низшей стороне Q3 (Q4) трансформатора и на высшей стороне Q1 (Q2). После этого на стороне низшего напряжения действием АВР будет включен секционный выключатель и электроснабжение потребителей не нарушиться.
Недостатком данной схемы является что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор.
Рисунок 5.1 – Главная схема электрических соединений ПС (упрощенная)
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора (проверки) электрических аппаратов шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме выбора средств ограничения токов КЗ (реакторов) а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.
В этом разделе будем проводить расчет токов симметричного КЗ для двух расчетных точек: на шинах ВН и НН проектируемой подстанции (без учета нагрузки).
Определим исходные данные для расчета. Трансформаторы и генераторы выбираем по каталогу в соответствии с исходными данными.
SКЗ=3000 МВА; Uср.экспл=230 кВ.
Трансформаторы проектируемой подстанции Т17 Т18 (ТДН-16000110):
Sн.т.=16 МВА; Uк =105%.
Трансформаторы Т9 Т10 (АТДЦТН-125000220110):
Sн.т.=125 МВА; UкВН-СН=11%; UкВН-НН=45%; UкСН-НН=28%.
Генераторы ГЭС (ВГС 1525135-120):
Sн.г.=706 МВА; Uн=105 кВ; хd"=028.
Трансформаторы ГЭС (Т3 Т4) (АТДЦТН-125000220110):
Длины линий: W2 =100 км W4 =70 км W5=65 км W7=40 км W8=60 км.
Расчет будем производить в относительных единицах с приближенным приведением. Принимаем следующие базисные условия:
Uб=Uср.ст.= Uосн.ст.=115 кВ
Составляем однолинейную расчетную схему замещения.
Рисунок 6.1 – Расчетная схема замещения
Определим сопротивления элементов схемы замещения. Все расчеты далее производятся в относительных единицах но для удобства написания знак * опускается (если величина в именованных единицах ставится ее размерность).
Сопротивление системы:
где Sб – базисная мощность
Sс – мощность системы
Сопротивления линий:
где Xo – погонное реактивное сопротивление линии
nц – количество цепей в линии
Uб.ст. – напряжение ступени где расположена линия
Сопротивления обмоток трехобмоточного трансформатора:
где Uк вн – напряжение короткого замыкания для обмотки высшего напряжения
Uк сн – напряжение короткого замыкания для обмотки среднего напряжения
Uк нн – напряжение короткого замыкания для обмотки низшего напряжения
Sном – номинальная мощность трансформатора
nт – количество однотипных трансформаторов
где Uк вн-сн – напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и СН
Uк вн-нн – напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и НН
Uк сн-нн – напряжение короткого замыкания между обмотками СН и НН
т.к. трансформаторы Т3 Т4 Т9 и Т10 идентичны следовательно и параметры Uк вн-сн Uк вн-нн Uк сн-нн будут одинаковы.
Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:
где Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора
Сопротивление генераторов:
где Xd” – сверхпереходное сопротивление генератора
Рассчитаем токи КЗ при коротком замыкании на шинах ВН (точка К-1). Преобразуем схему замещения в эквивалентную и определим результирующие сопротивления цепей генератора и системы.
Рисунок 6.2 – Эквивалентная схема замещения для К1
Определяем результирующее сопротивление схемы (см. рисунок 6.2):
Находим коэффициенты токораспределения по ветвям. Полагаем С=1 тогда:
Расчетные сопротивления ветвей:
Так как расчетное сопротивление цепи генератора больше 3 то считаем что генератор с АРВ поддерживает номинальное напряжение в любой момент времени и периодическая составляющая тока трехфазного КЗ для любого момента времени определяется как:
Периодическая составляющая тока в именованных единицах:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в любой момент времени будет равен сумме токов от генератора и от системы:
Определим ударный ток трехфазного КЗ в точке К1. Ударные коэффициенты ку и постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та взяты из [4. с 150]: ку=1608 Та=002с.
Определим апериодическую составляющую тока трехфазного КЗ в точке К1 для момента времени =tсв+001 с (001 с – минимальное время релейной защиты). На стороне ВН предполагается установить выключатель серии ВГБУ-220II-402000У1 его собственное время отключения tсв=005 с (=006 с).
Рассчитаем токи КЗ при коротком замыкании на шинах СН (точка К2). Преобразуем схему замещения в эквивалентную и определим результирующие сопротивления цепей генератора и системы.
Рисунок 6.3 – Эквивалентная схема замещения для К2
Определяем результирующее сопротивление схемы (см. рисунок 6.3):
Определим ударный ток трехфазного КЗ в точке К2. Ударные коэффициенты ку и постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та взяты из [4. с 150]: ку=17 Та=004с.
Для наглядности сведем все полученные значения токов в таблицу 3.
Таблица 6.1 – Сводная таблица токов КЗ в расчетных точках.
Таким образом расчет показал что токи возникающие при КЗ на проектируемой подстанции малы и современные выключатели вполне способны отключить их. Следовательно ограничения токов КЗ не требуется.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ.
1. Выбор и проверка сборных шин на стороне НН
На стороне 10 кВ ПС применяются жесткие шины прямоугольного сечения. Выбор сборных шин проводится по максимальному длительному току нагрузки. Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле:
Выбираем шины прямоугольного сечения из сплава алюминия АД331Т1 505 мм с площадью поперечного сечения 249 мм2 и допустимым длительным током Iдоп.=670 А [4. табл. 7.3]. Шины на изоляторах располагаем на ребро.
Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ используя приближенный способ. Требуется проверить условие q>qmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:
где Та=004 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах НН;
tотк=tрз+tо.в.=006 с – расчетное время отключения КЗ включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя ВР1-10-20630 У2 tо.в.=005 с минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=001 с.
Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:
где с – функция зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас12мм2 [3. табл. 3.14].
Условие qmin qст выполняется (308 мм2 249 мм2).
Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ равно:
где а – расстояние между осями соседних фаз (определяется габаритными размерами ячейки КРУН) примем а=022 м;
iу – ударный ток трехфазного КЗ на шинах НН А
Напряжение в материале однополосной шины:
где W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярный действию усилия см3. Для шины расположенной плашмя:
где l – длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции м.
Шины будут динамически стойкими если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого sдоп.>sрасч..Выбираем в качестве материала для шин алюминий.
Таблица 7.1 – выбор сборных шин на низшем напряжении
2. Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН
Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые ИОС-10-500 УХЛ Т1 с Uномиз=10 кВ (Uномиз>Uномуст.) [4. табл. 5.7] Fразр=5000 Н h=190 мм.
Проверка на допустимые нагрузки.
где кзап – коэффициент запаса прочности принимаем кзап=06
где Кh - поправочный коэффициент на высоту шины.
Условие Fрасч Fдоп. (14669 Н 3000 Н) выполнено значит опорные изоляторы проходят по механической прочности.
Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружновнутренней установки ИП-101600-1250 УХЛ 1 [4. табл. 5.8] U=10 кВ Iном = 1600А Fmin изг =1250 даН = 12500Н h = 620 мм.
Проверка на максимально допустимый ток.
Условие I раб max Iном выполняется.
Проверка по допустимой нагрузке.
Условие Fрасч Fдоп. (13278 Н 7500 Н) выполнено значит проходные изоляторы проходят по механической прочности.
3. Выбор и проверка шин между трансформатором и КРУ (НН)
Соединение между трансформатором и РУНН выполняется открытым шинным мостом. Сечение шин выбираем по экономической плотности тока. jэк=1 Амм2
Выбираем шины прямоугольного сечения из алюминиевого сплава 608 мм[4. табл. 7.2] qст = 477 см2 Iдоп = 1355 А.
Условие I раб max Iном выполняется (60044 А 1355 А).
Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ используя приближенный способ. Требуется проверить условие q>qmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле (7.2):
tотк=tрз+tо.в.=006 с – расчетное время отключения КЗ включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя ВБЭК-10-201600 УХЛ2tо.в.=005 с минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=001 с.
Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле (7.3):
Условие qmin qст выполняется (308 мм2 477 мм2).
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ рассчитывается по формуле (7.4):
Напряжение в материале однополосной шины рассчитывается по формуле (7.5):
Таблица 7.2 – выбор сборных шин на низшем напряжении
4. Выбор и проверка изоляторов шин между трансформатором и КРУ (НН)
Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые ИОС-10-500 УХЛ Т1 с Uномиз=10 кВ (Uномиз>Uномуст.)[4. табл. 5.7] Fразр=5000 Н h=190 мм.
Проверка на допустимые нагрузки определяется по формуле (7.7):
где Кh - поправочный коэффициент на высоту шины вычисляется по формуле (7.9):
Проверка по допустимой нагрузке вычисляется по формуле (7.10):
5 Выбор и проверка кабелей на отходящих линиях.
На линиях отходящих к потребителям выберем силовые кабели типа ААШв так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью без блуждающих токов. Сечение жил будем выбирать по экономической плотности тока по формуле (7.11). Для кабелей jЭК = 12 Амм2.
где n – число отходящих фидеров
Выбираем алюминиевые кабели на 10 кВ 3х жильные прокладка в земле со средней коррозийной активностью без блуждающих токов с бумажной пропитанной изоляцией ААШв [3. табл. 4.7].
Марка кабеля ААШв 3х70 Iдоп = 185 А [4. табл. 7.10]
Найдем рабочий максимальный ток кабеля:
где k – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды он равен 1 [4 стр. 409]
kн – поправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей он равен 1 [4 стр. 408]
kа.п – коэффициент учитывающий дополнительную аварийную перегрузку кабелей он равен 1 [4 стр. 410]
Условие Iдоп > Iраб max (185 А > 10007 А) выполняется.
Проверка на термическую стойкость.
Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ используя приближенный способ. Требуется проверить условие q>qmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле (7.2).
Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле (7.3). Для алюминиевых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией с =100 Ас12мм2 [3. табл. 3.14].
Условие qmin qст выполняется (2802 мм2 70 мм2).
Таблица 7.3 - Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ
6. Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН.
Ошиновку открытых РУ 100 кВ выполняем гибкой. Применяем сталеалюминевые провода марки АС. Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока. Найдем рабочий ток на стороне ВН по формуле:
Экономическое сечение рассчитывается по формуле (7.11):
Согласно ПУЭ условию проверки на коронирование при напряжении 110 кВ удовлетворяют провода с минимально допустимым сечением 70 мм2. Выбираем провод АС-9516 с Iдоп.=260 А.
Проверим провод на максимальный длительный ток нагрузки. Максимальный рабочий ток на стороне ВН определяется по формуле:
Условие Iдоп.> Imax.раб.ВН выполнено (260 А > 10917 А).
где Та=002 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах ВН;
tотк=tрз+tо.в.=006 с – расчетное время отключения КЗ включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя ВБЭ-110-201250 У3 tо.в.=005 с минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=001 с.
Условие qmin qст выполняется (482 мм2 95 мм2).
На электродинамическую стойкость не проводим ввиду больших расстояний между фазами.
Проверку по условиям коронирования не производим т.к. по ПУЭ для напряжения 110 кВ этому условию удовлетворяют все провода сечения которых больше 70 мм2.
7. Выбор изоляторов на стороне высшего напряжения.
Выбор подвесных изоляторов.
Выбираем изоляторы опорные стержневые С4 – 450 I УХЛ Т1. номинальное напряжение 110 кВ высота изолятора 1020 мм.
8. Выбор и проверка высоковольтных выключателей.
Выбор и проверка выключателей на стороне высшего напряжения.
На стороне высшего напряжения выбираем выключатель вакуумный ВБЭ-110-201250 У3 предназначен для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 110кВ и номинальной частоте 50 Гц [7].
Проверка выключателей:
По номинальному напряжению:
Uном уст = Uном выкл (110 кВ = 110 кВ)
По номинальному току:
Imax.раб.ВН ≤ Iном выкл (10917 А ≤ 1250 А)
Проверка по отключающей способности: 3.1 Отключение симметричного тока к.з.:
Iном откл = 20 кА ≥ Iпk = 1704 кА
2Отключение полного тока к.з.:
где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения
Проверка на термическую стойкость:
200 А2·с ≥ 0232А2·с
Так как нет данных для проверки на электродинамическую и термическую стойкость то можно сделать вывод что для данного типа выключателя эти условия выполняются автоматически достаточно лишь проверки на отключающую способность.
Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.
Таблица 7.4 – Выбор и проверка выключателя на стороне ВН.
Uном уст ≥ Uном выкл
Imax.раб.ВН = 10917 А
Iном выкл ≥ Imax.раб.ВН
К выключателю выбираем электромагнитный привод типа ШПЭ-44П.
Выбор и проверка выключателей на стороне низшего напряжения.
На стороне высшего напряжения выбираем выключатель элегазовый баковый ВР1-10-20630 У2 предназначен для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 10 кВ и номинальной частоте 50 Гц (выключатель был выбран из каталога Ровенского завода высоковольтной аппаратуры "РЗВА-Электрик" и Нижнетуринского электроаппаратного завода "НТЭАЗ-Электрик") [8].
Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)
Imax.раб.НН ≤ Iном выкл (60044 А ≤ 630 А)
По конструкции и роду установки: выкатного исполнения
Iном откл = 20 кА ≥ Iпk = 886 кА
Проверка на электродинамическую стойкость:
00 кА2·с ≥ 761 кА2·с
Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 16 Аотключения – 12 А.
Таблица 7.5 – Выбор и проверка выключателей на стороне НН.
Imax.раб.НН = 60044 А
Iном выкл ≥ Imax.раб.НН
9. Выбор и проверка разъединителей.
Выбор разъединителей производится по номинальному напряжению номинальному току по конструкции и роду установки. Выполняется проверка на электродинамическую и на термическую стойкость. Выбор также проведем в табличной форме. К каждому аппарату по каталогу выбирается привод.
Выбираем разъединители для наружной установки. РНДЗ 1(2)-110630 Т1 со встроенным приводом ПДН-220Т [4. табл. 5.5].
Uном уст = Uном раз (110 кВ = 110 кВ)
Imax раб ВН ≤ Iном раз (10917 А ≤ 630 А)
Наружная установка двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами
Проверка на динамическую стойкость:
Iдин стойк = 80 кА ≥ Iпk = 1704 кА
проверка на термическую стойкость
2.заземляющих ножей:
225 А2·с ≥ 0232 А2·с
Таблица 7.6 – Выбор и проверка коммутационных аппаратов на стороне ВН.
Imax раб ВН = 10917 А
Iном раз ≥ Imax раб ВН
Главные ножи: 3969 А2·с
Заземляющие ножи: 99225 А2·с
10. Выбор контрольно-измерительных приборов.
10.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы
Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-50005 с параметрами: Iном 1=5000А Iном 2=5А Uном=10 кВ [4табл. 5.11].
Iраб max НН = 60044 Iном 1=5000А.
Выбираем трансформатор типа ТВТ 110-I-3005 с параметрами Iном 1=150А Iном 2=5А Uном=110 кВ [4 табл. 5.11].
Iраб max ВН =10917 Iном 1=150А
Данные трансформаторы используются для ДЗТ
10.2 Выбор трансформатора тока расположенного на РУ ВН
Выбираем трансформатор типа ТФЗМ-110Б-1 У1 с параметрами Iном 1 = 75 - 150А Iном 2=5А Uном=110 кВ класс точности 05 [4табл. 5.9].
Приборы сведены в таблицу 7.7.
Таблица 7.7 – Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1[3стр.635]
Мощность потребляемая обмоткой тока ВА
Сечение во вторичной цепи:
где ρ – удельное сопротивление провода ρ = 00283 Ом·мм2м
lрасч – расчетная длина провода lрасч = Кск·l
Кск=1 т.к. на стороне ВН установлено 3ТТ [6. стр. 19].
Электродинамическая стойкость
Iдин = 30 кА > iуд(3) = 3875 кА
Термическая стойкость
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.8
Таблица 7.8 – Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1
Uном РУВН = Uном ТТ
Iраб max ВН =10917 А
10.3 Выбор трансформаторов тока расположенных на вводах 10 кВ
Выбираем трансформатор типа ТШЛП-10 с параметрами Iном 1=1000А
Iном 2=5А Uном=10 кВ класс точности 05 [4табл. 5.9].
Iраб max НН = 60044 Iном 1=1000А.
Приборы сведены в таблицу 7.9
Таблица 7.9 – Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный
[4 стр.387 ; 3стр.635]
Кск = т.к. на стороне НН установлено 2ТТ [6. стр. 19].
Не проверяется вследствие отсутствия данных
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.8.
Uном РУНН = Uном ТТ
Iраб max НН = 60044 А
10.4 Выбор трансформаторов тока расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения
Приборы сведены в таблицу 7.10.
Таблица 7.10 – Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10
Кск=2 т.к. на стороне НН установлено 1ТТ [6. стр. 19].
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.11.
Таблица 7.11 – Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1
10.5 Выбор трансформаторов тока расположенных на отходящих линиях
Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10 с параметрами Iном 1=150А
Iраб max НН = 100 А Iном 1=150А.
Приборы сведены в таблицу 7.12.
Таблица 7.12 – Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10
Iдин = 52 кА > iуд(3) = 21301 кА
Результаты расчётов сведены в таблицу 7.13.
Таблица 7.13 – Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1
10.6 Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ
Трансформаторы напряжения на ПС выбирают по номинальному напряжению роду установки конструкции классу точности и вторичной нагрузке. Определим вторичную нагрузку ТН на РУ НН. Она не должна превышать номинальную мощность ТН S2ном в принятом классе точности (05). Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [3 табл. 4.11].
Таблица 7.14 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Потребляемая мощность катушки ВА
Потребляемая мощность
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
Вольтметр для измерения трех фазных
Счетчик реактивной энергии
Полная нагрузка равна:
Предполагая что на стороне 10 кВ применено комплектное РУ наружной установки выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ.09-10У2 Uном = 10 кВ S2 ном = 75 ВА в классе точности 05.
Три трансформатора напряжения соединённых в звезду имеют мощность 3·75=225 ВА что больше S2.
Сечение соединительных проводов от ТН до измерительных приборов определяется по условию допустимых потерь напряжения по формуле:
где Р2 – активная нагрузка ТН Р2=91 Вт;
U2ном – вторичное номинальное напряжение ТН U2ном=100 В;
g - удельная проводимость материала провода gA
DUдоп – допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН. При наличии во вторичной цепи ТН счетчиков DUдоп не должна превышать 05% от U2ном.
Выбираем кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2.
11. Выбор предохранителей.
Плавкие предохранители применяются для защиты цепей с малыми токами. На проектируемой ПС предусматривается установка предохранителей в первичных и вторичных цепях трансформаторов напряжения. Выбор предохранителей производится по номинальному напряжению номинальному длительному току плавкой вставки роду установки и предельному отключаемому току.
В первичной цепи ТН – 10 кВ:
Для защиты ТН – 10 кВ используем предохранитель ПКТ101-10-2-125У3 [4 табл. 5.4].
Во вторичной цепи ТН – 10 кВ:
Выбираем предохранитель ПН2 с предельным током отключения 100 кА Условие Iотк.пр>Iпk выполняется (100 кА > 886 кА).
12. Выбор ограничителей перенапряжения.
На стороне низшего напряжения выбираем: ОПН-1012-10250(I) [9]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.
На стороне высшего напряжения выбираем ОПН 11080-10900(III) [9]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.
В нейтрали силового трансформатора выбираем ОПН на ступень ниже 110 кВ т.е напряжением 35 кВ: ОПН-3538-10900(III) [9]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.
Таблица 7.15 – Характеристики выбранных ОПН
Наименование параметра
ОПН 11080-10900(III)
Класс напряжения сети кВ
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение кВ
Остающееся напряжение на ОПН не более кВ при импульсе тока:
Максимальная амплитуда импульса тока 410 мкс кА
Удельная энергия кДжкВ
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ.
1. Релейная защита (РЗ) является важнейшей частью автоматики электроустановок и энергосистем. Ее основная задача состоит в том чтобы обнаружить поврежденный участок электрической системы и как можно быстрее выдать сигнал на его отключение. Дополнительная задача РЗ заключается в сигнализации о возникновении аномальных режимов. РЗ выполняется с помощью реле различных типов. В соответствии с принятой схемой электрических соединений и требованиями ПУЭ ПС оборудуется следующими видами релейной защиты:
Максимальная токовая защита линий с независимой выдержкой времени характеризуется двумя параметрами – током срабатывания и выдержкой времени. Ток срабатывания защиты Iс.з – ток при котором защита приходит в действие - должен быть больше максимального рабочего тока защищаемой линии.
Токовая отсечка – защита селективность действия которой обеспечивается соответствующим подбором тока срабатывания. В большинстве случаев отсечки выполняют без выдержки времени. Токовая отсечка не должна работать при КЗ на смежной линии. Поэтому ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока КЗ в начале смежных линий или в конце защищаемой линии.
Дифференциальная защита является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних перенапряжений. Она работает при КЗ внутри зоны ограниченной двумя комплектами ТТ и не имеет выдержки времени. Может выполняться как дифференциальная отсечка или как дифференциальная защита. В последнем случае она выполняется с быстронасыщающимися трансформаторами или с реле с торможением.
На трансформаторах небольшой мощности эффективно используется наиболее простая быстродействующая защита – токовая отсечка. Защита подключается к ТТ установленным с питающей стороны силового трансформатора.
Защита от сверхтоков внешних КЗ предназначена для отключения трансформаторов при внешних КЗ если отказывают защиты присоединений или сборных шин. Она также является резервной защитой от внутренних повреждений в трансформаторах. Защита включается на ТТ со стороны источника питания.
Защита от перегрузки силовых трансформаторов которая выполняется с действием на сигнал. Такая защита состоит из реле тока и реле времени.
Защита от замыканий на землю включается на фильтр токов нулевой последовательности. Защита включается на ТТ в нейтрали силового трансформатора. На многообмоточных трансформаторах с несколькими заземленными нейтралями устанавливается направленная защита нулевой последовательности.
Для трансформаторов работающих с заземленной нейтралью может быть выполнена простая быстродействующая и чувствительная защита от замыканий на кожух (баковая защита). При перекрытии вводов через реле защиты проходит полный ток замыкания на землю и защита срабатывает.
Трансформаторы мощностью от 1000 кВА имеют газовую защиту которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора а также действует при утечке масла из бака. При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образуются газы которые устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле которое устанавливается на патрубке соединяющем бак трансформатора с расширителем. При утечке масла опускается нижний поплавок защита срабатывает и отключает трансформатор от сети.
2. На проектируемой ПС предусмотрены следующие виды автоматики:
На секционном выключателе сборных шин имеется устройство автоматического включения резерва (АВР).
На линейных выключателях отходящих линий предусматриваются устройства автоматического повторного включения (АПВ).
Устройства АВР устанавливают на ПС для которых предусмотрены два источника питания работающих раздельно в нормальном режиме.
Назначением устройства АВР является осуществление возможно быстрого автоматического переключение на резервное питание потребителей обесточенных в результате повреждения или самопроизвольного отключения рабочего источника электроснабжения что обеспечивает минимальные нарушения и потери в технологическом процессе.
- находиться в состоянии постоянной готовности в действии и срабатывать при прекращении питания потребителя по любой причине и наличия нормального напряжения на другом резервном для данных потребителя источнике питания (ИП);
- иметь минимально возможное время срабатывания для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей;
- обладать однократностью действия что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое КЗ;
- обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного ИП и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранят их нормальную работу;
- не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.
Рисунок 8.1 – Схема сети с УАВР на секционном выключателе
Устройства АПВ предусматриваются на выключателях всех воздушных и кабельных линиях электропередачи. Так как большинство повреждений линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде нарушения изоляции во время грозы падения деревьев замыкания проводов движущимися механизмами и т.п. эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. При повторном включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Если же КЗ было устойчивым защита снова отключает линию после действия устройства АПВ. Также АПВ восстанавливает нормальную схему сети в тех случаях когда отключение выключателя происходит вследствие ложного срабатывания защиты.
Устройства АПВ должны находиться в состоянии полной готовности к Действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя иметь минимально возможное время срабатывания для того чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей. УАПВ автоматически с заданной выдержкой времени должны возвращаться в состояние готовности к новому действию после включения в работу выключателя.
Схемы устройства электрического АПВ выполняются на постоянном и переменном в том числе выпрямленном оперативном токе.
Для выключателя с электромагнитными приводами используются устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе (рисунок 8.2).
Рисунок 8.2 – Схема УАПВ на выпрямленном оперативном токе
В случае повреждения одного из трансформаторов он должен быть отключен вместе с питающей линией головным выключателем. Релейная защита установленная в начале линии может не сработать при внутреннем повреждении трансформатора если ток мал.
ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.
В силу особенности порядка расчета в проекте КИП были выбраны в пп.7.10.1- 7.10.6
Выбранные КИП приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 – Выбранные контрольно-измерительные приборы
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
На секционных ТТ (10 кВ)
На отходящих линиях 10 кВ
ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ.
На электрических подстанциях применяют многочисленные вспомогательные устройства и механизмы служащие для управления регулирования режима работы сигнализации релейной защиты и автоматики. Все эти оперативные устройства и механизмы питаются электроэнергией от специальных источников – источников оперативного тока. Соответствующие электрические цепи питающие названные устройства и механизмы называют оперативными цепями а схемы питания – схемами оперативного тока. Оперативные цепи и их источники должны быть надежны так как нарушение их работы может приводить к отказам и серьезным авариям в электроустановках.
Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей(приводов) а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток т.к. мы выбирали выключатели которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.
Выбор оперативного тока сделаем в пользу выпрямленного так как подстанция оборудована приводами постоянного тока а использование аккумуляторных батарей дорого и требует определенно больших затрат на их обслуживание.
Рисунок 10.1 – Схема питания оперативных цепей от централизованной выпрямительной установки
Схема питания оперативных цепей представлена на рисунке 9.1. В схеме имеются рабочее VS1 и резервное VS2 выпрямительные устройства подключенные к разным секциям шин 220В собственных нужд С1 и С2. Нормально шина постоянного тока питает рабочее выпрямительное устройство; при его повреждении или ремонте включают резервное устройство.
Контакторы переменного КМ1 и постоянного КМ2 тока позволяют дистанционно включать и отключать выпрямительные устройства.
Блоки питания представляют собой маломощные выпрямительные устройства питаемые от ТТ (токовый элемент) от ТН или трансформаторов собственных нужд (элемент напряжения). Применяются блоки серии БП различной мощности. Для питания электромагнитов привода применяют БП-1002.
Рисунок 10.2 – Схема блока питания: а – токовый элемент; б – элемент напряжения.
Для надежности питания оперативных цепей одновременно используют оба элемента блока объединяя их выходные цепи постоянного тока (на рисунке показаны пунктиром).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ.
Для определения мощности ТСН составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей СН при выходе из строя одного из ТСН.
Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 11.1
Таблица 11.1 – Расход на собственные нужды проектируемой ПС [6. стр. 26-27].
Установленная мощность приёмника кВт
Электродвигатели обдува трансформатора
Обогрев шкафов релейной аппаратуры
Обогрев приводов разъединителей
Выбираем мощность ТСН –63 кВА. а именно ТМ-6310 [10].
Регулирование напряжения на ПС.
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН
(регулирование напряжения под нагрузкой) которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.
Регулирование напряжения на шинах подстанции осуществляется переключением ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления специальные переключатели ответвлений при помощи которых измеряют число включённых в работу витков увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.
Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение близкое к номинальному когда первичное или вторичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.
Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рис.12.1 (для одной фазы)
В целях отпуска проектируемой ПС электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. В качестве средства регулирования используют устройства изменения коэффициентов трансформации (регулирования) под нагрузкой (РПН).
РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне высшего напряжения так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Выбранный трансформатор ТДН-16000110 имеет по 9 ступеней регулирования по 178% каждая в сторону увеличения и в сторону уменьшения коэффициента трансформации.
Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами и резисторами. Схема с резисторами обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает всё более широкое применение.
Допустим что трансформатор работает на ответвлении 5 ток нагрузки проходит через контакт К1 число витков необходимо уменьшить то есть перейти на ответвление 4. Последовательность действий будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4 затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; затем замыкается К3 при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2 другая половина по R2 и К3 кроме того витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R1 и R2 по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; затем размыкается К2 и замыкается К4 при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление4 избиратель И2 контакт К4 к выводу 0.
Рисунок 12.1 – Устройство РПН трансформатора – схема с токоограничивающими сопротивлениями.
В переключателях данного типа используются мощные пружины обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (015 секунд) поэтому токоограничивающие сопротивления R1 и R2 лишь кратковременно нагружаются током нагрузки что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДУСТРОЙСТВ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ.
Компоновка распредустройства производится исходя из минимально допустимых расстояний и габаритов требуемых ПУЭ для каждого напряжения. Наименьшие затраты на сооружение подстанции обеспечиваются таким расположением всех ее сооружений на плане при котором потребуется минимальное количество земляных работ работ по планировке и дренажу площадки минимальная длина коммутационных линий силовых и контрольных кабелей осветительных сетей ограждений и т.д. При выборе площадки подстанции должна быть предусмотрена возможность расширения подстанции в будущем [6].
РУ-6-10 кВ выполняются как правило из блоков или комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления. Соединения выводов 6-10 кВ трансформаторов с КРУН (шинный мост) выполняются жесткими или гибкими токопроводами [6].
В целях индустриализации и ускорения монтажа подстанций рекомендуется широкое применение комплектных трансформаторных подстанций заводского изготовления устанавливаемых открыто без сооружения здания для РУ [6].
В данном курсовом проекте используются КРУН заводского изготовления с ячейками типа К-59У1 с параметрами:
ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ
Сопротивление заземляющего устройства:
Коэффициент прикосновения:
ρ1 = 210 Ом·м; h1 = 2 м; ρ1 = 160 Ом·м (табл.2.8).
Lr = 770 м (по плану)
Площадь ПС дана в [4. табл. 9.10]. Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:
Число ячеек по стороне квадрата:
Длина полос в расчётной модели:
Длина сторон ячейки:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при alВ=1
Рис 13.1 – Расчетная модель заземляющего устройства подстанции
Общая длина вертикальных заземлителей
Относительная глубина:
Определяем ρзρ2=12 тогда ρз=12·160=192 Ом·м.
Общее сопротивление сложного заземлителя:
что больше допустимого Rз доп=104 Ом.
Найдём напряжение прикосновения:
Uпр=KП·Iз·Rз=0095·11928·2097=23762 В
что меньше допустимого значения 500 В.
МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ
Защиту распредустройств проектируемой подстанции осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токопроводящего спуска с заземлителем через который ток молнии отводится в землю.
Принимаем =10 м (по плану подстанции). Устанавливаем молниеотводы стержневого типа по углам территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения. Тогда расчетные расстояния между молниеотводами
Высота молниеотвода =25 м.
rо = (11-0002h)h = (11-000225)25 = 2625 м
rх = (11-0002h)(h-hх085) = (11-000225)(25-10085) = 13897 м
Зона защиты определяется как зона защиты попарно взятых соседних молниеотводов. Условием защищенности объектов высотой является выполнение неравенства для всех попарно взятых молниеотводов
Для всех . Радиус действия молниеотводов позволяет защитить подстанцию от прямых ударов молнии.
Эскиз молниезащиты подстанции представлен на рисунке 14.1.
Рисунок 14.1 – Эскиз молниезащиты подстанции.
Для защиты объектов на проектируемой подстанции от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющие устройства молниеотводов удалены на расстояние 4 м от заземляющего контура подстанции.
В ходе курсового проектирования исходя из полученных данных была спроектирована электрическая часть районной понизительной подстанции. На этой подстанции было установлено 2 силовых трансформатора марки ТДН 16000110. Помимо этого на ней установлены вакуумные выключатели на 110 и 10 кВ разъединители заземлители нелинейные ограничители перенапряжений трансформаторы собственных нужд контрольно-измерительные приборы предохранители шкафы КРУН. На практически все оборудование была произведена проверка в результате которой выяснилось что все было выбрано правильно. Также подстанция была проверена на токи короткого замыкания заземление и молнизащиту.
Все вычисления производились согласно ГОСТам и правилам устройства электроустановок по новым методам расчета и с использованием новейшей литературы.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Электрооборудование станций подстанций и сетей промышленных районов. Задание на курсовой проект. - Саратов: СГТУ 2010. - 17с.
Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей под ред. Файбисовича.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006.-352с.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций Л. Д. Рожкова В. С. Козулин – М: Энергоатомиздат 1987. – 648с.
Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций Б. Н. Неклепаев И. П. Крючков – М: Энергоатомиздат 1989. – 608с.
Артюхов И. И. Электрооборудование электрических станций и подстанций И. И. Артюхов В. Д. Куликов В. В. Тютьманова – Саратов: СГТУ 2005. – 136с.
Куликов В. Д. Электрооборудование электростанций и подстанций методические указания по курсовому проектированиюВ. Д. Куликов – Саратов: СГТУ 2010. – 36с.
Каталог: Феникс-88 (07.05.2011)
Каталог: Энергетика: оборудование и документация (07.05.2011)