Тупиковая подстанция 110/10 кВ Мощность 92 МВт

ПЗ1.doc

Электроэнергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Стабильное развитие любой отрасли промышленности невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
Текущей задачей российской энергетики является не только строительство новых предприятий по производству электроэнергии но и правильное и целесообразное использование ресурсов уже имеющихся предприятий этой отрасли.
Развитие электроэнергетики в XX веке характеризовалось высокими темпами строительства электростанций и расширением электрических сетей созданием энергосистем энергообъединений и в конечном итоге Единой энергетической системы (ЕЭС) страны. В настоящее время электроэнергетический комплекс России имеет установленную мощность электростанций 216 ГВт с производством электроэнергии 916 ГВт·ч в год. Протяженность сетей составляет около 25 млн км в том числе линий 220 - 1150 кВ — 157 тыс. км.
Приоритетами Энергетической стратегии являются:
- полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;
- снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления применения энергосберегающих технологий и оборудования сокращения потерь при добыче переработке транспортировке и реализации продукции ТЭК;
- повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора для обеспечения социально-экономического развития страны;
- минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов совершенствования структуры производства внедрения новых технологий добычи переработки транспортировки реализации и потребления продукции.
Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:
- надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
- сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
- снижение вредного воздействия на окружающую среду.
Наличие в энергосистемах изношенного выработавшего свой ресурс оборудования доля которого уже превысила 15% всех мощностей и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска технологических отказов аварий и как следствие - снижения надежности электроснабжения.
- продление срока эксплуатации действующих ПС ГЭС АЭС и значительного числа ТЭС с заменой только основных узлов и деталей оборудования электростанций;
- достройка энергообъектов находящихся в высокой степени готовности;
- сооружение новых объектов в энергодефицитных регионах;
- техническое перевооружение ТЭС и подстанций с заменой оборудования на аналогичное новое или с использованием перспективных технологий.
Составление двух вариантов структурных схем проектируемой подстанции
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;
Также 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.
Следует отметить что для подстанций есть ограничения по выбору типовых схем электрических соединений. Они зависят от номинального напряжения типа подстанции числа присоединений мощности трансформаторов.
На рис. 1.1 приведена структурная схема подстанции.
Рисунок 1.1 – Структурная схема проектируемой подстанции
На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансофрматора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ – 110 кВ подстанции трансформируется и распределяется между потребителями в РУ – 10 кВ.
Выбор числа и мощности трансформаторов
На ПС как правило устанавливают два параллельно работающих трансформатора с РПН. Согласно [2] мощность трансформаторов выбирается так чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.
Условия выбора трансформатора:
где - максимальная нагрузка потребителей РУ – 10кВ определяется по формуле:
Выбираем трансформатор ТРДЦН–8000011010.
Данный трансформатор является трёхфазным двухобмоточным с расщепленной обмоткой НН с масляным охлаждением с принудительной циркуляцией масла и дутьем снабжён устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 40%-м перегрузе данного трансформатора:
Следовательно трансформатор ТРДЦН-8000011010 подходит.
Составляем таблицу технических данных трансформаторов.
Таблица 2.1- Таблица технических данных трансформаторов.
2 Построение графиков нагрузки
Согласно заданию принимаются типовые графики промышленных предприятий – потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается что cosj в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле
Строим суточный график:
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв Pmax=92 МВТ=100% построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции.
Построим годовой график
Исходными данными для построения годовых графиков являются графики зимних и летних суток и условное количество зимних nз” и летних nл” суток. При построении годового графика подсчитывается продолжительность действия каждой ступени нагрузки в течение года. По вертикальной оси откладываем значения нагрузки а по горизонтальной - продолжительность данной нагрузки в течение года. Предполагаем что по зимнему графику потребитель работает 183 суток а по летнему – в течение 182 суток.
Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):
T92=183*(18+18)=6588 часов
T8782=183*(08+4)=8784 часов
Т8489=183*(1+1)=366 часов
Т7945=183*(34+24+26)=15372 часов
Т7527=183*(32+2)+182(18+18)=16068 часов
Т6995=182*(08+4)=8736 часа
Т6649=182*(1+1)=364 часов
Т5938=182*(34+24+26)=15288 часа
Т5386=182*(32+2)=9464 часов
По полученным данным строим годовой график нагрузок:
Площадь ограниченная кривой P(t) и координатными осями в определенном масштабе представляет собой количество полученной потребителем электроэнергии (W):
График нагрузки удобно характеризовать показателем который называется временем (продолжительностью) использования максимальной нагрузки Тmax. Величина Тmax является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Тmax 8760 ч в течение которого работая с максимальной неизменной нагрузкой Smax потребитель получил бы из сети такое же количество электроэнергии как и при работе по действительному изменяющемуся в течение года графику нагрузки.
Продолжительность использования максимальной нагрузки можно определить по выражению:
Величина Тmax играет большую роль в расчетах электропотребления при определении годового расхода и потерь электроэнергии экономических нагрузок токоведущих элементов и др. Она имеет определенное характерное значение для каждой отрасли промышленности и отдельных видов предприятий и потребителей.
Преобразуем исходный график нагрузки чтобы найти начальную нагрузку k1л и k1з а также перегрузки k2л и k2з соответственно для летнего и зимнего периодов времени.
1 Проверка программой.
Рисунок 2.1 Ввод данных трансформатора
Рисунок 2.2 Ввод температурных данных
Рисунок 2.3 Ввод данных по нагрузке.
Рисунок 2.4 Главный отчёт.
Рисунок 2.5 График за зимний период
Рисунок 2.6 График за летний период
Расчет количества линий
1 Расчет количества линий на высоком напряжении
где - максимальная нагрузка на подстанции МВт;
- пропускная способность линии 110 кВ МВт.
2 Расчет количества линий на низком напряжении
- пропускная способность линии 10 кВ МВт.
Выбор схем распределительных устройств. Составление неполной принципиальной схемы.
Основные требования предъявляемые к схемам
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 ПС в соответствии с категориями электроприемников и транзитными перетоками мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;
- учитывать перспективу развития ПС;
- 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 .
Схемы РУ должны предусматривать вывод выключателей и отделителей в ремонт осуществляемый:
- для всех схем РУ напряжением 6-35 кВ а также для блочных и мостиковых схем РУ напряжением 110 220 кВ (за исключением цепи по которой осуществляется транзит мощности) - путем временного отключения цепи в которой установлен ремонтируемый аппарат;
- для мостиковых схем напряжением 35-220 кВ - путем применения ремонтных перемычек за исключением случаев когда перемычки отсутствуют;
Переключения в схеме «110–5Н» при авариях: При аварии на одной из линий (к примеру – Л1) автоматически отключается выключатель (Q1) со стороны поврежденной линии и включается выключатель «моста» Q3. Тогда трансформатор (Т1) начинает получать питание от линии (Л2) и в итоге снабжение всех потребителей ПС продолжается. В случае аварии на одном из трансформаторов (к примеру – Т2) отключение «родного» блочного выключателя (Q2) приводит к отключению трансформатора и питающей линии (Л2). Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
Рассмотрим схему «110–5АН»:
Особенность схемы «110–5АН» состоит в том что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две питающие линии.
Учитывая что аварии на трансформаторах происходят гораздо реже чем аварии на линиях-то схема «110–5Н» более предпочтительна в эксплуатации.
Вывод: Для ОРУ 110 кВ выбираю схему «110–5Н». (Рисунок 4.1).
Выбираем для РУ – 10 кВ схему «Две одиночные секционированные выключателями системы шин» присоединяемые к выводам трансформаторов с расщепленной обмоткой.
Схема применяется при большом количестве присоединений. Секционный выключатель нормально отключён для ограничения токов короткого замыкания на шинах НН. На секционном выключателе должен предусматриваться АВР.
На рисунке 4.2 показана неполная принципиальная схема подстанции.
Рисунок 4.1 –Схема ОРУ 110кВ
Рисунок 4.2 – Неполная принципиальная схема РУНН 10кВ
Технико-экономические показатели подстанции
Подсчитаем капитальные затраты на строительство подстанции. Для этого составим таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Капитальные вложения в строительство подстанции.
Наименование и тип соединения
Суммарная стоимость тыс. руб
Трансформатор ТРДЦН8011010
Разъединитель 110 кВ
Рассчитаем потери энергии на трансформаторах кВтч:
где - потери на холостом ходу в трансформаторе кВт.
t=8760 ч – число часов работы трансформатора в году;
– потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт;
– мощность проходящая через трансформатор МВА;
– номинальная мощность трансформатора МВА;
– число часов максимальных потерь.
=5950 ч для Тmax=6945 ч и . [2 рис.5.6]
Потери в трансформаторе ТРДЦН-80000110
Определим эксплуатационные затраты тыс.руб:
- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах тыс.рубкВтч:
где - стоимость одного кВтч 1 руб. 50коп. кВтч
- расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат тыс.руб.
Подсчитаем приведенные затраты З тыс.руб. :
где - нормативный коэффициент эффективности
Выбор схемы собственных нужд подстанции
Согласно п 6.1. НТП. 6.1.1. на всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов собственных нужд. К трансформаторам собственных нужд подстанции могут подключаться только потребители подстанции. В схемах собственных нужд ПС предусматривается присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов различным секциям РУ и др.) На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с автоматическим вводом резерва (АВР).
Согласно НТП пункт 2.8 выбираем на проектируемой ПС постоянный оперативный ток. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея. Согласно пункту 2.4 на проектируемой ПС устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Батареи согласно пункту 2.6 работают в режиме постоянного подзаряда от выпрямительных устройств.
Мощность трансформаторов с.н. выбирается по нагрузкам с.н. с учетом коэффициентов загрузки и одновременности при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции.
Рассчитаем нагрузку с.н. подстанции.
Расчётную нагрузку определяем согласно формулам:
где - коэффициент спроса учитывающий неполную загрузку приёмников.
Принимаем – для осветительной нагрузки и обогрева; и – для двигательной нагрузки.
Вычисленные данные сведём в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Общие нагрузки собственных нужд
Наименование приемника
Установленная мощность
Охлаждение трансформа- торов
Электроподогрев и сушка трансформа- торов
Маслоочисти- тельная установка
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП
Постоянно включенные сигнальные лампы
Подогрев выключате-лей 110 кВ
Подогрев приводов разъедините-лей
Продолжение таблицы 6.1
Насосы пожаротушения
Отопление насосной пожаротушения
Таким образом расчётная нагрузка
Аварийная нагрузка с применением
аварийной вентиляции
сварочного аппарата
Подстанция с постоянным дежурством.
Возможна перегрузка одного трансформатора на 30% в течение 2-х часов после аварийного отключения другого. Тогда
При 2-х трансформаторах собственных нужд в нормальном режиме каждый загружен на 50-60% а при отключении одного второй перегружен не более чем на 30%.
Расчётной нагрузкой является зимняя.
Тогда мощность каждого трансформатора выбираем по условию:
Принимаем 2 трансформатора ТСЗ – 40010.
Определяем нагрузку трансформаторов в ремонтном режиме:
Определяем загрузку трансформаторов:
то есть перегрузки не будет.
Рисунок 6.1 – Схема питания собственных нужд подстанции.
Расчет токов короткого замыкания
1 Общие сведения по расчету токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ производят для выбора релейной защиты и проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость. При этом допускается не учитывать:
- насыщение сердечников трансформатора;
- ток намагничивания трансформатора;
- активные сопротивления элементов электроэнергетической системы в частности воздушных и кабельных линий электропередач.
Все эти допущения дают 10% погрешности токов КЗ в сторону увеличения.
В практических расчетах определяют:
Iпо – периодическую составляющую в нулевой момент КЗ для расчета на термическую стойкость.
iуд – ударный ток для расчета на динамическую стойкость.
Iп ia - периодическая и апериодическая составляющие на момент разведения контактов.
Расчет токов трехфазного КЗ выполняется в следующем порядке.
– составляется расчетная схема рассматриваемой электроустановки намечаются расчетные точки КЗ;
– на основании расчетной 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 расчетные точки КЗ;.
– путем постепенного преобразования относительно расчетной точки КЗ приводят схему замещения к наиболее простому виду чтобы каждый источник питания или группа источников характеризующаяся определенными значениями эквивалентной ЭДС .Е"экв и ударного коэффициента куд были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;
– определяют по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ Iп0 а затем ударный ток iуд периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t (Iп iat).
2 Расчет токов короткого замыкания на шинах 110 кВ
Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах. Базисную мощность принимаем равной Sб =1000МВА
Расчетная схема представлена на рисунке 7.1:
Рисунок 7.1 – Расчетная схема подстанции
По расчетной схеме составляется схема замещения представленная на рисунке 7.2:
Рисунок 7.2 – Схема замещения подстанции
Определяем сопротивление энергосистемы по формуле:
Определяем сопротивление линии по формуле:
где Худ=04 Омкм – удельное сопротивление 1км линии определяем по таблице 3.1 [2];
Определяем сопротивление трансформатора по формуле:
Выполним преобразование для точки К1. Для точки К1 будет одна генерирующая ветвь.
Составляем лучевую схему представленную на рисунке 7.3
Рисунок 7.3 – Лучевая схема для точки К1
Рассчитываем токи короткого замыкания для точки К1
Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания по формуле:
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток кА; Базисный ток определяется по формуле:
Определяем ударный ток короткого замыкания по формуле:
где Куд – ударный коэффициент определяется по [2] табл.3.8;
Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент отключения:
где Та – постоянная времени затухания определяется по [2] табл.3.8;
Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания которая для источника бесконечной мощности определяется по формуле:
3 Расчет токов короткого замыкания на шинах 10 кВ
Производим расчет токов короткого замыкания для точки К2 при коротком замыкании на шинах 10кВ при включенном секционном выключателе.
Выполним преобразования для точки К2. Для точки К2 будет одна генерирующая ветвь:
Составляем лучевую схему которая приведена на рисунке 7.4:
Рисунок 7.4 – Лучевая схема для точки К2 (СВ включен)
Расчет токов короткого замыкания производим аналогично предыдущему случаю и результаты сводим в таблицу 7.1.
Производим расчет токов короткого замыкания для точки К2 при отключенном секционном выключателе.
Составляем лучевую схему которая приведена на рисунке 7.5:
Рисунок 7.5 – Лучевая схема для точки К2 (СВ отключен)
Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу 7.1.
4 Расчет токов короткого замыкания на шине собственных нужд.
Производим расчет токов короткого замыкания для точки К3 при коротком замыкании на шине собственных нужд при включенном секционном выключателе.
Выполним преобразования для точки К3. Для точки К3 будет одна генерирующая ветвь:
Составляем лучевую схему которая приведена на рисунке 7.6:
Рисунок 7.6 – Лучевая схема для точки К3
Таблица 7.1 - Сводная таблица токов короткого замыкания
Выбор выключателей и разъединителей
1 Выбор выключателей и разъединителей 110кВ
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
- надежное 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;
- легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.
В пределах одного распределительного устройства выключатели и разъединители выбираются однотипными по цепи самого мощного присоединения в данном случае по цепи трансформатора связи
Выбираем выключатели по условиям:
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи [2].
– номинальная мощность трансформатора следующего по шкале ГОСТ;
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на ток отключения:
- на возможность отключения :
где bн% - нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости кА;
tT – время протекания тока термической стойкости определяем из паспортных данных с.
Выбранный выключатель типа ВЭБ - 110 удовлетворяет всем требованиям.
Разъединители выбираются в тех же цепях что и выключатели и по тем же условиям а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Предполагаем установить на ОРУ 110 кВ разъединители типа
Разъединители выбираем по следующим условиям:
Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:
Выбранный разъединитель типа РГ –1101000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.
2 Выбор выключателей и разъединителей 10 кВ
Выбираем выключатели и разъединители на отходящих линиях.
Намечаем к установке выключатель ВБЭ-М-10-31.5630У3
Проверяем выбранный выключатель:
Выбранный выключатель ВБЭ-М-10-31.5630У3 проходит по всем условиям выбора и проверки. Данный выключатель встраивается в ячейки КРУ-61М.
Выбираем выключатели на вводе трансформатора.
Намечаем к установке выключатель ВБЧЭ 10-3153150.
делаем проверку на возможность отключения полного тока КЗ:
Выбранный выключатель ВБЧЭ 10-3153150 проходит по всем условиям выбора и проверки. Данный выключатель встраивается в ячейки КРУ-61М.
Таблица 8.1 - Параметры и условия выбора выключателей и разъединителей
Продолжение таблицы 8.1
Разъединители не выбираются т.к. выключатели встроены в КРУ-61М
Разъединители не выбираются т.к. выключатели встроены в КРУ-61М
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на ОРУ 110 кВ
Трансформаторы тока выбираем в тех же цепях что и выключатели и по тем же условиям. На ОРУ 110 кВ установлены выключатели ВЭБ-110 которые имеют встроенные трансформаторы тока поэтому выбираем трансформаторы тока типа ТВ – 110 – 10005.
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.
Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:
- на электродинамическую устойчивость:
- на вторичную нагрузку:
Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало то принимаем:
Для определения rприб. составляется таблица с приборами подключаемыми к трансформатору тока (таблица 9.1):
Таблица 9.1 – Нагрузка трансформаторов тока 110 кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА
Определяем rприб. по формуле:
rконт. = 005 Ом при числе приборов до трех включительно.
Определяем rпров. из формулы (9.7):
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 04 – 002 – 005 = 033 Ом
Зная rпров рассчитывается сечение провода по формуле:
где r – удельное сопротивление проводов (для алюминия r = 00283 Оммм2);
lрасч. – определяется по [ 2 ].
Выбираем алюминиевый провод сечением 10мм2 АКВВГ – 14.
Находим действительное сопротивление проводов:
Производим конечную проверку:
z2ном = 04 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =002 + 015 + 005 = 022 Ом
Трансформатор тока ТВ – 110 –1–10005 проходит по всем условиям.
2 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУНН- 10 кВ
Поскольку на РУНН устанавливаются КРУ поставляемые уже со встроенными измерительными трансформаторами тока то нет необходимости их выбирать и проверять.В КРУ–61М устанавливают ТШЛ-10-13000.
3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения на ОРУ 110 кВ
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
UномTV ≥ Uуст; (9.11)
Схема соединения ; (9.12)
Sн TV ≥ Sрасч. (9.13)
Предполагаем установить на ОРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-58:
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 9.3).
Таблица 9.3 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Наименование приборов
Потребляемая мощность 1 кат.
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Намеченный ранее трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения на РУ-10 кВ
Намечаем трансформатор напряжения ЗНОЛ-06-10.
Условия выбора трансформатора напряжения:
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 9.4).
Таблица 9.4 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений
Намеченный ранее трансформатор напряжения ЗНОЛ-06-10 проходит по вторичной нагрузке.
Выбор токоведущих частей
1 Выбор токоведущих частей ОРУ 110 кВ
Выбираем токоведущие части от трансформатора до выключателя 110кВ.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока [2] табл. 4.4;
Выбираем провод типа АС – 30039q = 300 мм2 d = 244 мм Iдоп. = 690 А
Проверяем провод по допустимому току:
Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится так как токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям короны не производится так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий электропередач 35-110 кВ 70 мм2.
Для получения методики расчета проведем проверочный расчет.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 082.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
где U – номинальное напряжение кВ;
dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;
На основании этих расчетов можем заключить что провод АС – 30039 по условиям короны проходит.
2 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ.
Сборные шины и ошиновка в РУ 10 кВ выполняется жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. В случае применения КРУ шины не выбираются и не проверяются по токам к.з. указывается только номинальный ток сборных шин и шкафов.
Выбор конструкций распределительных устройств
1 Конструкция ОРУ 110 кВ
ОРУ - это открытое распределительное устройство расположенное на открытом воздухе. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
ОРУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом АС-300. 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 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 ЗРУ 10 кВ
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность.
Основой ячеек является стальной каркас на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 48 м. Всё оборудование расположено в два ряда. По длине здание разделено поперечными стенами отделяющими одну секцию шин от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит а второго этажа – из асбоцементных плит укреплённых на металлическом каркасе. Блоки сборных шин и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа где расположены ячейки КРУ. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже.
Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками.
Внутреннее пространство шкафа разделено на три отсека: низковольтный высоковольтный и кабельный. На объекте монтажа сверху на шкаф главных цепей устанавливается релейный отсек.
Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмные контакты отключаются и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов. На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения ЗНОЛ–06–10 и разрядники силовые предохранители разъединители.
Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.
Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения счётчики ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.
Сборные шины в шкафах КРУ формируются последовательно соединёнными отрезками сборных шин расположенными в опорных изоляторах модулей и специальными соединителями покрытыми твёрдой изоляцией. Такая конструкция позволяет при необходимости вынимать модули из шкафа через низковольтный отсек предварительно сняв напряжение и заземлив сборные шины.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ 7 издание). – М.:НЦ ЭНАС 2003.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для средн. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.Н. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.:Издательский центр «Академия» 2004.
Выбор схем электрических соединений подстанций: Методические указания по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»С.Е.Кокин. Екатеринбург:УГТУ-УПИ 2001.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ – 4-е изд. перераб. и доп. № 13865 тм – т1. – М.: «Энергосетьпроект» 1991
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомоиздат 1989.- 608 с.:ил.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика». – Уфа: УГАТУ 2004

Ячейка КРУ (1).cdw

Блок релейных шкафов.
Клапан разгрузочный.
Клапан дифференциальный.
Заземляющий разъеденитель.
Перегородка предохранительная.
Изолятор проходной с неподвижными разъеденяющими контактами.
Рама основания блока.
Педаль фиксатора положения тележки.
Тележка с высоковольтным выключателем.
Привод заземляющего разъеденителя.

Yacheyka_ORU.cdw

схема 2.cdw

Чертеж последний.cdw