Тупиковая подстанция 110/35/10 кВ. УГАТУ. Группа ЭСиС

Схема 1.cdw

Спецификация.spw

Подстанция 1103510 кВ
Выдвижной элемент ТН-10кВ
Пояснительная записка
Линии электропередачи
Ограничители перенапряжения
Силовые трансформаторы
Трансформаторы напряжения

схема 2.cdw

Пояснительная записка.doc

Аннотация 4 Введение 5
Составление структурной схемы 7
Выбор числа и мощности трансформаторов связи 8
1. Выбор трансформаторов связи для первого варианта 9
1.1.Выбор трансформаторов связи9
1.2. Схема перетоков мощности11
1.3. Построение графиков нагрузки12
2. Выбор трансформаторов связи для второго варианта 16
2.1.Выбор трансформаторов связи16
2.2.Схема перетоков мощности18
2.3.Построение графиков нагрузки19
Расчет количества линий23
Выбор схем распределительных устройств24
1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта 25
2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта28
Технико-экономическое сравнение вариантов31
1. Расчет капитальных затрат для варианта №132
2. Расчет капитальных затрат для варианта №233
Разработка схемы питания собственных нужд 34
Расчет токов короткого замыкания 38
1. Составление расчетной схемы39
2. Расчет тока короткого замыкания в точке К1 40
3. Расчет тока короткого замыкания в точке К2 42
4. Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB46
5. Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB49
Выбор выключателей и разъединителей52
1 Выбор выключателей и разъединителей на 110кВ52
2 Выбор выключателей и разъединителей на 35кВ56
3Выбор выключателей на 10 кВ59
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 62
1. Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ62
2. Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ 65
3. Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ 68
Выбор токоведущих частей 70
1. Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ.70
2. Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ.72
3.Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ.74
Выбор конструкции распределительных устройств75
В данном курсовом проекте разрабатывается тупиковая подстанция 1103510 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ. Потребителем является предприятие химии -
ческой промышленности.
Изначально представлены два варианта исполнения. Для обоих вариантов выбирается основное оборудование(трансформаторы связи и их количество). После выбора схем распределительных устройств для высокого среднего и низкого напряжений производится технико-экономическое сравнение вариантов. Исходя из данного сравнения определяется более дешевый и надежный вариант. Для выбранной схемы производятся дальнейшие расчеты: расчет токов короткого замыкания выбор оборудования (трансформаторы собственных нужд выключа-
тели разъединители измерительные трансформаторы тока и напряжения токоведущие части) и описание конструкции РУ.
Графическая часть курсового проекта содержит чертежи полной принципиальной схемы подстанции и разреза ячейки РУ. К чертежам прилагаются спецификации.
Первые электрические станции и электроустановки в нашей стране стали строиться в конце XIX века. Их появлению способствовали значительные достижения в электротехнике: изобретение генераторов дуговой лампы (свечи Яблочкова) создание А.Н. Лодыгиным более совершенной лампы накаливания осуществление трансформации переменного тока решение проблемы передачи электроэнергии на дальние расстояния. В период бурного развития капитализма в России наступившего после отмены крепостного права и проведения либераль-
ных реформ 60-70-х годов XIX в. эти технические открытия стали внедряться в производство. В 70-х годах прошлого столетия на Нижне-алдинском металлур-
гическом заводе создается одна из первых отечественных электроустановок используемая для освещения заводской конторы. В 1882-1883 годах на реке Мойка в Петербурге была построена одна из первых российских электростанций вырабатывающая ток для общественных потребностей. На этой станции действовали 3 паровых локомобиля и 12 динамо-машин которые обслуживал 21 рабочий.
Башкирское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Башкирэнерго" учреждено 30 октября 1992 года.
Сфера деятельности - производство электрической и тепловой энергии; ремонт и техническое обслуживание энергетического оборудования.
В составе генерирующих мощностей энергосистемы Республики Башкортостан - одна государственная районная электрическая станция (ГРЭС) десять теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) в том числе газопоршневая Зауральская ТЭЦ две гидроэлектростанции (ГЭС) пять газотурбинных установок шесть газопоршневых агрегатов одна ветроэлектростанция и cемь малых ГЭС.
Общее количество бытовых потребителей на 01.07.2010 года составляет 1 191452.
В "Башкирэнерго" созданы достаточно мощные структуры позволяющие решать вспомогательные задачи так называемое сервисное обслуживание: Энергоремонт Энергосвязь Энергостройремонт Энерготехсервис Энергоавтоматика Энергоснабкомплект АТХ Энергонадзор и др. Каждое из них имеет сложившуюся организационную структуру и определенные успехи в решении поставленных задач.
Тупиковая ПС – это ПС получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.
Подстанции (ПС) предназначены для приёма преобразования и распре-
деления электроэнергии.
Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:
-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;
-учитывать перспективу развития;
-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
-учитывать требования противоаварийной автоматики;
Главная схема электрических соединений подстанции является тем основ-
ным элементом который определяет все свойства особенности и техническую характеристику подстанции в целом.
Составление структурной схемы
При проектировании ПС до составления главной схемы ПС составляются две структурные схемы на которых обозначены основные функциональные части ПС и связь между ними.
Рис.1 Структурная схема 1.
Связь между РУ осуществляется двумя трехобмоточными трансформа-
Связь между РУ осуществляется четырьмя двухобмоточными трансформаторами.
Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Согласно НТП [2] рекомендуется устанавливать на ПС два параллельно работающих трансформатора связи с РПН чтобы в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Также согласно НТП[2] установка трех и более трансформаторов как правило нецелесообразно так как приводит к существенному увеличению капитальных вложений в схему РУ.
Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанциях производится согласно следующим условиям:
1 Выбор трансформаторов связи для первого варианта
1.1.Выбор трансформатора связи
Выбираем трансформатор ТДТН–63000110 [3]
Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора
Напряжение обмоток Кв
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 40%-м перегрузе данного трансформатора:
где Sнт – номинальная мощность трансформатора
Следовательно трансформатор ТДТН-63000110 подходит
Данный трансформатор является трёхфазным трехобмоточным с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
1.2 Схема перетоков мощности
1.3 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 суточные графики:
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв Pmax=22 МВТ=100% построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции. Проведя относительную линию номинальной нагрузки (K=1) можно заметить что даже в “часы пик” трансформатор не догружен.
Суммарная мощность: Pmax= Pmaxсн + Pmaxнн =22+32=54 МВт
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):
T54=183*(18+18)=6588 часов
T514=183*(08+4)=8784 часов
Т496=183*(1+1)=366 часов
Т462=183*(34+24+26)=15372 часов
Т436=183*(32+2)+182(18+18)=16068 часов
Т41=182*(08+4)=8736 часа
Т393=182*(1+1)=364 часов
Т358=182*(34+24+26)=15288 часа
Т332=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.
2 Выбор трансформаторов связи для второго варианта
2.1.Выбор трансформатора связи
Для связи РУВН-РУСН:
Выбираем трансформатор ТДН–25000110 [3]
Следовательно трансформатор ТДН-25000110 подходит
Данный трансформатор является трёхфазным двухобмоточным с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Для связи РУВН-РУНН:
Выбираем трансформатор ТРДН–40000110 [3]
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 40%-м перегрузе данного трансформатора: (2.3)
Следовательно трансформатор ТРДН-40000110 подходит
Данный трансформатор является трёхфазным двухобмоточным с расщепленной обмоткой масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем и устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
2.2 Схема перетоков мощности
2.3 Построение графиков нагрузки
Строим суточные графики и годовые графики:
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв Pmax=22 МВТ=100% построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции. Проведя относительную линию номинальной нагрузки (K=1) можно заметить что даже в “часы пик” трансформатор не перегружен.
Расчет количества линий
Расчет количества линий на высоком напряжении:
где P1л =35÷45 -- пропускная способность линии 110 кВ МВт
Расчет количества линий на среднем напряжении:
где P1л =10÷15 -- пропускная способность линии 35 кВ МВт; .
Расчет количества линий на низком напряжении:
где P1л =2÷3 -- пропускная способность линии 10 кВ МВт
Выбор схем распределительных устройств
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 в нормальном и послеаварийном режимах;
- учитывать перспективу развития ПС;
- обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;
- обеспечивать наглядность экономичность и автоматичность .
Поскольку предприятие химической промышленности является согласно ПУЭ электроприемником I категории – не допускается перерыв в электро -
снабжении схемы должны отвечать требованиям надежности.
1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта
На высоком напряжении 110 кВ:
нителя только для ремонтных работ. Недостатки схемы: сложный выбор трансформаторов тока выключателей и разъединителей установленных в кольце так как в зависимости от режима работы схемы ток протекающий по аппаратам меняется.
Рисунок 4.1 – Схема РУВН «четырехугольник»
На среднем напряжении 35 кВ:
подходит лишь схема “мостик”. Т.к. в задании не указано принимаем что линии
короткие и применяем мостиковую схему с выключателем в цепях трансформа –
торов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Схема отвечает всем требованиям но не позволяет производить расширение.
Рисунок 4.2 – Схема РУВН «мостик»
На низком напряжении 10 кВ:
Согласно НТП на низкой стороне выбираем схему с двумя секциони -
рованными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП секционные выключатели нормально отключены для ограничения токов к.з.
Рисунок 4.3 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями
системами сборных шин
Рисунок 4.4 Неполная принципиальная схема. Вариант №1.
2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта
Распределительное устройство среднего напряжения имеет шесть присоединений .Согласно стандартам на подстанции с шестью присоединениями рекомендуется схема шестиугольника.
Рисунок 4.5 Схема “РУВН шестиугольник”
Рисунок 4.6 – Схема РУВН «мостик»
Рисунок 4.7 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями
Рисунок 4.8 Неполная принципиальная схема. Вариант №2.
Технико-экономическое сравнение вариантов
Технико – экономическое сравнение двух вариантов схем производится по методу приведенных затрат:
где Рн = 012 – нормативный коэффициент эффективности;
K – капитальные затраты (учитывают стоимость оборудования и его монтажа).
С – эксплутационные расходы.
где С1 - стоимость потерянной энергии в трансформаторе (в тыс. руб.).
С2 + С3 - расходы на зарплату на текущий ремонт и отчисления на амортизацию.
Таблица 5.1 - Капитальные вложения в строительство подстанции
Наименование оборудования
Трансформаторы ТДТН 63000110
Трансформаторы ТДН 25000110
Трансформаторы ТРДН 40000110
1. Расчет капитальных затрат для варианта №1
Рассчитаем потери энергии на трансформаторах кВтч:
где - потери на холостом ходу в трансформаторе кВт.
Т=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.
=5850 ч для Тmax=691719 ч [6 рис.5.6]
Потери в трансформаторе ТДТН-63000110
Определим эксплуатационные затраты тыс.руб:
- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах тыс.рубкВтч:
где - стоимость одного кВтч 16 рубкВтч
- расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат тыс.руб.
2. Расчет капитальных затрат для варианта №2
Для Т1 (ТДН-25000110):
=5670 ч для Тmax=689786 ч [6 рис.5.6]
Для Т2 (ТРДН-40000110):
=5800 ч для Тmax=694508 ч [6 рис.5.6]
Подсчитаем приведенные затраты :
Относительная разница двух вариантов:
Вывод: Вариант №1 экономичнее Варианта №2 на 218% и для дальнейших расчетов выбираем его.
Выбор схемы собственных нужд подстанции
Согласно НТП на всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов собственных нужд. К трансформаторам собственных нужд подстанции могут подключаться только потребители подстанции.
Согласно НТП пункт 2.8 выбираем на проектируемой ПС постоянный оперативный ток. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея. Батареи согласно пункту 2.6 работают в режиме постоянного подзаряда от выпрямительных устройств.
Выбор числа и мощности ТСН производим в зависимости от расчетной нагрузки числа трансформаторов и типа подстанции.
Составим таблицу общих нагрузок собственных нужд на подстанции. Определим расчетную нагрузку по установленной мощности приемников по формулам:
где коэффициент спроса.
Таблица №6.1. Сводная таблица элементов СН.
Наименование приемника
Установленная мощность
Охлаждение трансформа- торов
Электроподогрев и сушка трансформа- торов
Маслоочисти- тельная установка
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП
Постоянно включенные сигнальные лампы
Подогрев выключателей 110 кВ
Подогрев выключателей 35 кВ
Подогрев приводов разъединителей
Освещение вентиляция ЗРУ
Аварийная нагрузка с применением:
аварийной вентиляции
сварочного аппарата
Подстанция с постоянным дежурством значит можно допустить перегрузку одного трансформатора на 30% в течении 2 часов после аварийного отключения тогда:
Расчетной нагрузкой является зимняя:
Тогда мощность каждого трансформатора выбираем по условию:
Выбираем два трансформатора ТСЗ-25010.
Определяем нагрузку трансформаторов в ремонтном режиме:
Определяем загрузку трансформаторов:
перегрузки не будет.
Рисунок 6.1 – Схема питания собственных нужд для постоянного оперативного тока
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 проводникав;
- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- проектирования заземляющих устройств;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
В данном курсовом проекте рассчитываются только токи трехфазного короткого замыкания т.к. он является наибольшим. Токи короткого замыкания
рассчитываются приближенным методом в относительных единицах.
1 Составление расчетной схемы
Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему установки с указанием всех элементов и их параметров которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Составим схему замещения:
Рисунок 7.2 – Схема замещения для точки К-1
За базисные величины принимают: Sб=1000МВА; UсрI=115 кВ; UсрII=385 кВ; UсрIII=105 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):
Для ВЛ 110кВ Худ=04 омкм
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 7.3 – Упрощенная схема замещения для точки К-1
Токи короткого замыкания для точки К1:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
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:
б) Ударный ток короткого замыкания:
где Куд – ударный коэффициент определяется по [6] табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания определяется по [6] табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2
Рисунок 7.4 – Схема замещения для точки К-2
За базисные величины принимают: Sб=1000МВА; UсрI=115 кВ; UсрII=37 кВ; UсрIII=105 кВ.
Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Рисунок 7.3 – Упрощенная схема замещения для точки К-2
Токи короткого замыкания для точки К2:
4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB
Рисунок 7.5 – Схема замещения для точки К-3
Рисунок 7.3 – Упрощенная схема замещения для точки К-3
Токи короткого замыкания для точки К3 с выключенным QB:
5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB
Токи короткого замыкания для точки К3 с включенным QB:
Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу
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 на ЗРУ 110 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВБЭ-110-3151250.
ВБЭ-110-3151250 вакуумный выключатель внутренней установки имеет электромагнитный привод и предназначен для работы на присоединениях частыми коммутациями (например дуговые сталеплавильные печи). Выключатель ВБЭ-110 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью удобством и простотой в эксплуатации.
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iноткл =315кА≥Iп=515кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где н- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=1251кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости кА;
tt– время протекания тока термической стойкости определяем
из паспортных данных с.
Выбранный выключатель ВБЭ – 110-3151250 удовлетворяет всем требованиям.
Разъединители выбираются в тех же цепях что и выключатели и по тем же условиям а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Выбираем на ЗРУ 110 кВ разъединители РГД-110-II1000УХЛ1 (горизонтально-поворотного типа с исполнением изоляции II по ГОСТ 9920).
РГД-110-II1000УХЛ1 – горизонтальный двухконтактный разъединитель производства Уфимского завода “Электроаппарат” с номинальным 110 кВ и номинальным током 1000 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 110 кВ с созданием видимого разрыва а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов зарядных токов воздушных линий.
- При расстоянии между полюсами 2000 мм разъединитель способен включать
и отключать ток холостого хода трансформаторов до 40 А и зарядные токи до 15 А.
- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.
- Ресурс по механической износостойкости не менее 10000 циклов "В-tП-О".
- Срок службы РГД до первого среднего ремонта при условии не выработки механического ресурса не менее 15 лет.
Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:
- на динамическую устойчивость:
Выбранный разъединитель типа РГД –110-II1000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.
2 Выбор выключателей и разъединителей 35кВ
Выбираем на ЗРУ 35 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВВЭЛ-35-251000.
ВВЭЛ-35-251000 - вакуумный выключатель предназначенный для работы в электроустановках с частыми коммутациями.
Возможна выкатная установка этого высоковольтного выключателя на определенные типы ячеек зарубежного производства. Выкатное исполнение выключателей ВВЭЛ-35 может быть установлено в некоторых типах ячеек зарубежных изготовителей. При этом блок цепей сигнализации и управления выносится за пределы ячейки.
Новые выключатели ВВЭЛ-35 имеют меньшие массу и габариты за счет применения импортных эпоксидных изоляторов вакуумной камеры и нового электромагнитного привода.
Iноткл =25кА≥Iп=862кА
iдин =52кА≥ iуд=196кА
Выбранный выключатель ВВЭЛ-35-251000 удовлетворяет всем требованиям.
Выбираем на ЗРУ 35 кВ разъединители РГТ-35-I630 УХЛ1.
РГТ-35-I630УХЛ1 – горизонтальный трехконтактный разъединитель производства Уфимского завода “Электроаппарат” с номинальным 35 кВ и номинальным током 630 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ с созданием видимого разрыва а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов зарядных токов воздушных линий.
- Разъединитель способен включать и отключать ток холостого хода трансфор-
маторов до 40 А и зарядные токи до 15 А.
- Ресурс по механической износостойкости не менее 5000 циклов "В-tП-О".
- Срок службы РГТ до первого среднего ремонта при условии не выработки
механического ресурса не менее 15 лет
Выбранный разъединитель типа РГТ-35-I630 УХЛ1 удовлетворяет всем требованиям.
3 Выбор выключателей на 10 кВ
В цепи ЛЭП выберем ВБЭ-10-315630 вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и предназначенный для работы на присоединениях
с частыми коммутациями (например дуговые сталеплавильные печи) и встроенный в КРУ типа К-63. Выключатель ВБЭ-10 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью удобством и простотой в эксплуатации.
Iноткл =315кА≥Iп=237кА
iдин =80кА≥ iуд=4589кА
Выбранный выключатель ВБЭ – 10-315630 удовлетворяет всем требованиям.
В качестве вводных и секционных выключателей выберем ВБЭ – 10-3152500
встроенный в КРУ типа К-61М.
Выбранный выключатель ВБЭ –10-3152500 удовлетворяет всем требованиям.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ
При установке выключателей и остального оборудования в ЗРУ трансформаторы тока во всех присоединениях кроме секционного выключателя выносятся в стену здания и выбираются такими же как встроенные во ввод силового трансформатора (типа ТВТ).
Исходя из вышеизложенного выбираем трансформаторы тока типа ТВТ – 110-I I I- 6005 встроенные во ввод силового трансформатора и имеющие номинальную предельную кратность вторичной обмотки равную 20.
Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.
)UнТА=110кВ≥Uуст=110кВ
) Iн1ТА =600А≥Iнцепи=230А
) Iн1ТА =600А≥Imaxцепи=460А
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 – 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 (10.7):
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 08 – 002 – 005 = 073Ом
Зная rпров рассчитывается сечение провода по формуле:
где r – удельное сопротивление проводов (для алюминия r = 00283 Оммм2);
lрасч. =100-10002=80
Согласно НТП на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм2)
Находим действительное сопротивление проводов:
Производим конечную проверку:
z2ном = 08 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =002+ 057 + 005 = 064 Ом
Трансформатор тока ТВТ-110-III– 6005 проходит по всем условиям.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
Предполагаем установить на ЗРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа CPBCPA-123.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Фиксир. прибор для опр. места КЗ
Регистрир. вольтметр
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ
Исходя из того что распределительное устройство закрытое выбираем ТН типа
ТВТ. ТВТ-35-III-6005
)UнТА=35кВ≥Uуст=35кВ
) Iн1ТА =600А≥Iнцепи=206А
) Iн1ТА =600А≥Imaxцепи=412А
Таблица 9.1 – Нагрузка трансформаторов тока 35 кВ
Наименование приборов
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 12 – 0072 – 005 = 1078Ом
z2ном = 12 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0072+ 04 + 005 = 0522 Ом
Трансформатор тока ТВТ-35-III– 6005 проходит по всем условиям.
Предполагаем установить на ЗРУ 35 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-35.
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ
Вольтметр(междуфазный)
Вольтметр(трехфазный)
3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ
Поскольку на РУНН устанавливаются КРУ поставляемые уже со встроенными измерительными трансформаторами тока то нет необходимости их выбирать и проверять.В КРУ К-63 устанавливают ТЛК-10-3051500 а в КРУ
Предполагаем установить на РУ 10 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-10.
Выбор токоведущих частей
1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 110 кВ.
Согласно ПУЭ в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-20527 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 082.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
71524=1631кВсм2≤ 09251=2264 кВсм2
На основании этих расчетов можем заключить что провод АС – 20527 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6] табл. 4.4);
Выбираем провод типа АС – 24032 q = 240 мм2 Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iдоп =505А≥ Imax=460А
Проверим провод на термическую стойкость:
Проверим провод по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
Определяем напряженность вокруг провода:
71417=1515кВсм2≤ 0932=288 кВсм2
Провод АС – 24032 по условиям короны проходит.
2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ.
7548=578кВсм2≤ 09251=2264 кВсм2
7512=55кВсм2≤ 0932=288 кВсм2
3 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 конструкции распределительных устройств
Конструкции ЗРУ 110 кВ и ЗРУ 35 кВ:
Так как предпритие химической промышленности является источником большого загрязнения атмосферного воздуха распределительное устройство согласно ПУЭ строится закрытым.
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.
Ячейки К-63 и К-61М представляют собой сварную металлическую конструкцию из гнутых стальных профилей так же каркас ячеек может изготавливаться из оцинкованной стали с применением технологии заклепочных соединений что значительно повышает прочность корпуса улучшает внешний вид и антикоррозийные свойства изделия.
В него устанавливаются аппараты и приборы согласно схемам главных и вторичных цепей.
Ячейки К-63 и К-61М состоят из основных сборочных единиц: корпуса с аппаратурой; выкатной тележки; релейного шкафа внутри которого расположены устройства защиты и автоматики аппаратура сигнализации и управления приборы измерения и другие устройства вспомогательных цепей; отсека сборных шин.
Доступ в ячейки К-63 и К-61М обеспечен через две двери: дверь релейного отсека дверь отсека трансформаторов напряжения или предохранителя Дверь трансформаторного отсека имеет смотровое окно для обзора внутренней части камер без снятия напряжения. Дверь релейного отсека является панелью на которой смонтирована аппаратура схем вспомогательных цепей. На фасаде размещена аппаратура с задним присоединением проводов на внутренней стороне выполнена раскладка проводов. Внутри камера освещена лампой накаливания.
Выкатная тележка представляет собой сварную конструкцию на которой устанавливается высоковольтное оборудование различных производителей - вакуумный выключатель BBTEL («Таврида Электрик») ВБМ ВБЭ (г. Саратов) ВБСК (г. Минусинск) определяемое схемой соединения главных цепей и разъединяющие контакты.
Выкатной элемент может занимать относительно корпуса положение: рабочее контрольное и ремонтное. В рабочем и контрольном положениях выкатной элемент находится в фиксированном положении.
В ремонтном положении выкатной элемент из корпуса шкафа выдвинут полностью разъединяющие контакты главной цепи разомкнуты; выкатной элемент с установленной на нем аппаратурой может быть подвергнут осмотру и ремонту.
Ячейки К-63 и К-61М оборудованы следующими блокировками:
-механическая блокировка не допускающая перемещения выкатного элемента из рабочего положения в контрольное а также из контрольного положения в рабочее при включенном положении выключателя.
-механическая блокировка не допускающая перемещения выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе; она состоит из упора который контролирует положение вала заземляющего разъединителя и препятствует вкатыванию выкатного элемента. Конструктивно шкаф КРУ выполнен таким образом что включать или выключать заземляющий разъединитель возможно только в ремонтном положении выкатного элемента.
-электромагнитная блокировка не допускающая при включенном положении заземляющего разъединителя перемещения в рабочее положение выкатного элемента в другом шкафу КРУ от которого возможна подача напряжения на шкаф где размещен заземляющий разъединитель.
Цепи вторичной коммутации ячейки КРУ размещены в релейном шкафу. Релейный шкаф представляет собой сварную металлическую конструкцию. Низковольтная аппаратура вторичных цепей смонтирована на панели внутри релейного шкафа либо на задней стенке релейного шкафа либо на поворотной панели (дверь релейного шкафа).
Схемы вторичных цепей реализуются на электромеханических реле а так же с использованием устройств микропроцессорной защиты различных производителей («Темп» «SEPAM» «УЗА» «MICOM» и др.).
На фасадной стороне шкафа КРУ нанесены надписи указывающие ее назначение а также порядковый номер камер в соответствии с опросным листом.
Ошиновка шкафов КРУ выполнена шинами из алюминиевого сплава электротехнического назначения.
Правила устройства электроустановок. – М: Энергия 2003.
Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. – Министерство энергетики Российской Федерации 2003.
Справочник по проектированию электрических сетей.под ред . Д.Л. Файбисовича.- 3-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2009 – 392 с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») Уфимский авиационный технический университет 2004; Сост. Т.Ю. Волкова Г.М. Юлукова.
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.
Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М: Энергия 1978. – 336 с.
Высоковольтное оборудование распределительных устройств электроэнергетических систем: учебное пособие Ф.Р. Исмагилов Т.Ю Волкова Н.К Потапчук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. – Уфа: УГАТУ