Проектирование транзитной подстанции 110/35/6

pz--kopiya.docx

СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ5
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ7
1 Тепловой расчет трансформатора для 2 вариантов10
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ14
ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ16
1 Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 110 кв16
2 Выбор схемы распределительного устройства на стороне среднего напряжения.17
3 Выбор схем РУ на низком напряжении.18
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВЫБРАННЫХ ВАРИАНТОВ19
1 Рассчитываем потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе.21
РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД22
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ25
1 Составление расчетной схемы25
2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров26
3 Расчет тока короткого замыкания в точке К127
4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (при вкл)28
5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 (при вкл)30
6 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 (при выкл)31
ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ32
1 Выберем выключатель на стороне 110 кВ32
2 Выберем разъединители на стороне 110 кВ.34
3 Выберем выключатель на стороне СН35
4 Выберем разъединители на стороне 35 кВ.37
5 Выберем коммутационную аппаратуру на стороне 6 кВ38
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ41
1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ41
2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 6 кВ44
3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ.48
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ.50
1 Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 110 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов.50
2 Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 35 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов.52
3 Выбор сборных шин 6 кВ и ошиновок.54
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ57
В данном курсовом проекте проектируется транзитная подстанция 110356 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ потребитель предприятие цветной металлургии.
В данном проекте составляется два варианта структурных схем производится выбор трансформаторов расчет количества линий выбор схем распределительных устройств с технико-экономическим анализом вариантов разрабатывается схема питания собственных нужд подстанции. Для этой схемы производится расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания производим выбор выключателей разъединителей трансформаторов тока и напряжения. Производится выбор основных токоведущих частей подстанции.
В курсовом проекте выполняется чертеж полной принципиальной схемы подстанции план подстанции либо конструктивный чертеж ячейки одного из РУ.
Проектирование электрической части станций и подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений составу электрооборудования и его размещению связанный с выполнением расчетов поиском пространственных компоновок оптимизацией как отдельных функционально связанных между собой элементов так и всего проектируемого объекта в целом.
В связи с этим процесс проектирования требует системного подхода при изучении объекта проектирования при математизации и автоматизации проектных работ с помощью ЭВМ. При этом повышение качества проекта обеспечивается с одной стороны учетом опыта строительства и эксплуатации с другой стороны непрерывным потоком новых технических решений. Однако ускорение и удешевление проектирования а также повышение качества проектов может быть достигнуто применением типовых решений проекта которые разрабатываются для некоторых усредненных исходных условий при широкой номенклатуре элементов и узлов что позволяет тем самым достаточно быстро составлять проект конкретной станции или подстанции.
Однако недостатки и ошибки допущенные в типовом проекте могут принести большой ущерб как при многократном его использовании так и при недостаточной способности типовых решений к адаптации в некоторых заданных условиях. Поэтому представляется важным еще на ранней стадии проектирования наиболее тщательно избирать заданное направление согласовывая его с точки зрения технической и экономической целесообразности исключая тем самым некоторые недостатки схем. В связи с этим наиболее точные и полные исходные данные на проект делают этот выбор наиболее верным.
СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии на которой показываются основные функциональные части электроустановки и связь между ними. Эта структурная схема будет вести к дальнейшей разработке более подробной и полной принципиальной схемы а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
В данном случае предлагается установить два трехобмоточных трансформатора
Рисунок 1.1 – Структурная схема первого варианта
Во втором варианте предлагается установить четыре двухобмоточных трансформатора.
Рисунок 1.2 – Структурная схема второго варианта
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Силовые трансформаторы выбираются по следующим условиям
где - номинальное напряжение высокой стороны трансформатора кВ;
- номинальное напряжение средней стороны трансформатора кВ;
- номинальное напряжение низкой стороны трансформатора кВ;
- номинальная мощность трансформатора МВА;
- напряжение на шинах распределительного устройства кВ;
- расчетная мощность передаваемая через трансформатор МВА.
Нормами технологического проектирования рекомендуется устанавливать на ПС два трансформатора так как в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Если же установить три и более трансформатора то это как правило будет нецелесообразно так как такая установка приведёт к значительному увеличению капиталовложений в схему распределительного устройства.
Расчет номинальной единичной мощности трансформатора производим по формуле:
где - максимальная мощность передаваемая через трансформатор МВА.
где - активная мощность на среднем напряжении МВт;
- активная мощность на низком напряжении МВт;
- коэффициент мощности.
Ближайшим по номинальной мощности а так же с учетом перспективы увеличения мощности предприятия является трансформатор типа ТДТН1-63000110 параметры которого приведены в таблице 2.1.
Проверка выбранного трансформатора выполняется по условию 2.1-2.4.
Проверка выбранного трансформатора по перегрузке производится по формуле
Для второго варианта планируется установка двух трансформаторов с коэффициентом трансформации 110 35 кВ и двух трансформаторов с коэффициентом трансформации 1106 кВ.
Трансформатор связывающий высокое и среднее напряжение:
Ближайшим по номинальной мощности является трансформатор типа ТДН-25000110 параметры которого приведены в таблице 2.1.
Трансформатор связывающий высокое и низкое напряжение:
Ближайшим по номинальной мощности является трансформатор типа ТДН-40000110 параметры которого приведены в таблице 2.1.
Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора
1 Тепловой расчет трансформатора для 2 вариантов
Проводим проверку допустимости систематических нагрузок и аварийных перегрузок для всех намеченных вариантов. Для этого рассчитывается тепловой режим трансформаторов. Расчет ведется при условиях когда один трансформатор по каким либо причинам выведен из работы и вся нагрузка приходится на один оставшийся в работе трансформатор.
Произведем расчет температуры в установившемся тепловом режиме. Для этого приведем график суточной нагрузки и для упрощения и уменьшения объема расчетов преобразуем его в график годовой нагрузки.
Рисунок 2.1 – Суточный график нагрузки
Рисунок 2.2 – Годовой график нагрузки
Для расчета в данной программе необходимо вычислить коэффициенты К1 и К2.
Характеристики трансформатора
естественная циркуляция масла
Эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды
Далее производим расчёт относительного годового износа изоляции трансформатора исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора в течение суток и года на основании введённых данных. Для этого нажимаем на кнопку «Расчёт». В результате на экране появляется окно отчёта где отображается основная информация: тип трансформатора общий износ за год максимальная температура масла в течение года максимальная температура наиболее нагретой точки в течение года.
Для более детального рассмотрения произведённых программой расчётов необходимо нажать на одну из четырёх кнопок в окне отчёта. Здесь представлена информация в более наглядном и упрощённом графическом варианте (рис. 2.3-2.5).
Рисунок 2.3 – Отчет программы «Transformator»
Рисунок 2.4 - График за год
Проверка второго варианта структурной схемы так же была выполнена в программе «Transformstor» данные по результатам проверки (отчет) сведены в таблицу 2.2
Относительный износ за год
Максимальная температура за год
Максимальная температура наиболее нагретой точки за год
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ
На подстанциях на высоком напряжении количество линий определяют по формуле:
где P1Л=35 45 МВт – пропускная способность линии.
Определяем общее количество линий:
Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности примем количество линий равным двум (nЛВН=8).
Число линий на СН 35 кВ определяется по формуле:
где P1Л=10 15 МВт – пропускная способность линии.
Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности примем количество линий равным трем (nЛСН=3).
Число линий на РУ 10 кВ определяется по формуле:
где P1Л=2 3 МВт – пропускная способность линии.
Примем количество линий равным десяти (nл нн=18).
Число транзитных линий определяется по формуле
где Pmax110 – транзитная мощность Pmax110=270 МВт
Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности примем количество линий равным семи (nЛТРАНЗ=7).
Расчет количества линий для обоих вариантов одинаков.
ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
1 Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 110 кв
Распределительное устройство высокого напряжения имеет восемь линий.
Рисунок 4.1 – Схема РУВН (две рабочие и одна обходная с. ш.)
2 Выбор схемы распределительного устройства на стороне среднего напряжения.
Распределительное устройство среднего напряжения имеет три линии.
Рисунок 4.2- Схема РУСН (одна секционирующая с.с. ш.)
3 Выбор схем РУ на низком напряжении.
На РУ 10 кВ применяется схема с одной секционированной системой сборных шин со встроенными втычными контактами для I варианта.
Для варианта II применяется схема с двумя секционированными системами сборных шин.
Количество отходящих линий восемнадцать.
Рисунок 4.4- Схема РУНН
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВЫБРАННЫХ ВАРИАНТОВ
ТЭС производится по методу приведенных затрат.
З- затраты тыс.руб. которые определяется по формуле
где К- капитальные затраты на приобретенный монтаж и наладку оборудования тыс.руб;
Ен - нормативный коэффициент эффективности который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 012;
С- эксплутационные расходы тыс.руб.
Эксплутационные расходы С тыс.руб. определяется по формуле
где С1- стоимость потерь на электрическую энергию тыс.руб.;
С2+С3- амортизационные отчисления на ремонт и обслуживание оборудования стоимость расходов на заработную плату.
Стоимость потерь на электрическую энергию С1 тыс.руб. определяется
где с- стоимость 1 потерянной энергии коп;
- потери электрической энергии в трансформаторах .
Потери электрической энергии в двухобмоточных трансформаторах определяется по формуле
где - соответственно потери мощности на х.х. и к.з. берутся по паспортным данным трансформатора кВт;
tвкл- число часов работы трансформатора ч.
- максимальная мощность передаваемая через трансформатор МВА;
- продолжительность максимальных потерь ч.
Потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе определяется по формуле
где - максимальная мощность передаваемая по обмотке ВН;
- максимальная мощность передаваемая по обмотке СН;
- максимальная мощность передаваемая по обмотке НН.
Стоимость С2 тыс.руб. определяется по формуле
При расчете капитальных затрат К тыс.руб учитывается только разница в оборудовании рассматриваемых вариантов.
Таблица 5.1 - Капитальные затраты
Наименование оборудования
Стоимость единиц тыс.руб.
Суммарная стоимость тыс.руб.
1 Рассчитываем потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе.
С1=2*15*1884891=2*2826546=5653.092 тыс. руб.
З1=75600*012+12079.092=21151.092тыс.руб
2 Рассчитываем потери электрической энергии в двухобмоточном трансформаторе.
C1=1.5*2521248.46=3781872.69
C2+C3=0.09*142560=12830.4 тыс.руб.
C=3781.872+12830.4=16612.272 тыс. руб.
З2=142560*012+16612272=33719.472
Из технико-экономического сравнения видно то что 1 вариант экономичнее второго.
В дальнейшем расчеты ведутся для первого варианта.
РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Мощность потребителей собственных нужд невелика следовательно они могут присоединяются к электросети 380220 В получающую питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов собственных нужд в свою очередь выбирается исходя из значений нагрузок собственных нужд которые рассчитываются в таблице 6.1.
Т а б л и ц а 6.1 – Общие нагрузки собственных нужд подстанции
Наименование приемников
Отопление освещение вентиляция ЗРУ совмещенного с ОПУ
Отопление освещение вентиляция здания разъездного персонала
Подогрев приводов и выключателей ВН
Охлаждение трансформаторов
Подогрев приводов разъединителей ВН
Подогрев приводов и выключателей СН
Подогрев приводов разъединителей СН
Устройство автоматического управления оперативным током АУОТ -2М
Устройство сигнализаторов напряжения
Расчетная нагрузка считается по формуле:
НТП [2] предписывают устанавливать на всех подстанциях не менее двух трансформаторов собственных нужд. Мощность каждого трансформатора собственных нужд с низким напряжением 04 кВ не должна превышать 630 кВА для подстанций 110-220 кВ.
При использовании на подстанции с постоянным дежурством двух трансформаторов собственных нужд можно допустить что каждый из них способен на перегрузку на 30 % в течение двух часов после аварийного отключения.
Расчет единичной мощности трансформатора собственных нужд:
Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно на стороне низшего напряжения с АВР.
Выберем трансформатор собственных нужд типа ТСЗ-16010.
Т а б л и ц а 6.2 – Технические данные трансформатора собственных нужд
Схема питания собственных нужд представлена следующим образом:
Рисунок 6.1 – Схема питания собственных нужд
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;
- проектирования заземляющих устройств;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
1 Составление расчетной схемы
Расчетная схема электроустановки - упрощенная однолинейная схема установки с указанием всех элементов а также их параметров влияющие на токи КЗ и следовательно они должны быть учтены при выполнении операций расчета. Вид расчетной схемы будет следующим:
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров
Схема замещения - электрическая схема соответствующая по исходным данным расчетной схеме но в которой все магнитные связи заменены электрическими.
Рисунок 7.2 – Схема замещения
Расчет параметров схемы замещения а также токов КЗ произведем приближенно в относительных единицах. Базисную мощность условно примем Sб=1000МВА для упрощения выполнения вычислительных операций.
3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Рисунок 7.3 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1
(а – исходная схема б – схема приведенная к простейшему виду)
Произведем расчет периодического тока КЗ:
Произведем расчет апериодической составляющей тока КЗ:
Произведем расчет ударного тока КЗ:
где kуд=167 – ударный коэффициент
4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (при вкл)
(а – исходная схема б – приведение к простейшему виду)
5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 (при вкл)
Рисунок 7.5 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3
Рассчитаем периодический ток КЗ:
Рассчитаем апериодическую составляющую тока КЗ:
где kуд=182 – ударный коэффициент
6 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 (при выкл)
Рисунок 7.6 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3
где kуд=182 – ударный коэффициент
Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу.
Т а б л и ц а 7.1 – Сводная таблица токов КЗ
ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
1 Выберем выключатель на стороне 110 кВ
) ; 1) 110 кВ110 кВ;
) ;3) 25 кА 04629 кА
На стороне ВН 110 кВ устанавливаем выключатель элегазовый типа ВГТ-110.
ВГ - выключатель элегазовый;
Т - условное обозначение конструктивного исполнения;
0 - номинальное напряжение кВ;
II*- категория по длине пути утечки по внешней изоляции в соответствии с ГОСТ 9920-89;
- номинальный ток отключения кА;
00 - номинальный ток А;
У - эксплуатация в районах с умеренным климатом;
- на открытом воздухе.
Т а б л и ц а 8.1 – Технические данные выключателя ВГТ-110II-402500У1
Проверим выключатель по условиям КЗ.
На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
На электродинамическую стойкость:
На термическую стойкость:
Выбранный выключатель проходит по всем условиям КЗ.
2 Выберем разъединители на стороне 110 кВ.
) ;2) 25 кА0.231 кА;
) ;3) 25 кА 0.4629 кА.
Выбираем разъединитель наружной установки серии РГ-1101000 УХЛ1
Г - горизонтально - поворотный тип;
0- номинальное напряжение кВ;
00- номинальный ток А;
УХЛ - эксплуатация в районах с умеренным и холодным климатом.;
Т а б л и ц а 8.2 – Технические данные разъединителя РГ-1101000 УХЛ1
Проверим разъединитель на электродинамическую стойкость:
Проверим разъединитель на термическую стойкость:
Выбранный разъединитель проходит по всем условиям КЗ.
3 Выберем выключатель на стороне СН
В качестве выключателя на стороне СН 35 кВ выберем выключатель типа ВГБЭ-35 УХЛ1.
Б - условное обозначение конструктивного исполнения (баковый);
Э - электромагнитный;
- номинальное напряжение кВ;
УХЛ - эксплуатация в районах с умеренным и холодным климатом.
Т а б л и ц а 7.3 – Технические данные ВГБЭ-35 УХЛ1
4 Выберем разъединители на стороне 35 кВ.
В качестве разъединителя на стороне СН 35 кВ выберем РД-351000 УХЛ1.
00- номинальный ток;
Т а б л и ц а 8.4 – Технические данные разъединителя РДЗ-351000.
5 Выберем коммутационную аппаратуру на стороне 6 кВ
В нормальном режиме работы двух трансформаторов ток протекающий через вводные выключатели:
В аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов:
Выберем выключатель типа МГГ-10-5000-63 У3.
Маломаслянный выключатель
кВ- номинальное напряжение
00 А-номинальный ток
кА-номинальный ток отлючения
У - эксплуатация в районах с умеренным климатом
-в зарытых помещениях с естественной вентиляцией
Т а б л и ц а 8.6 – Технические данные выключателя МГГ-10-5000-63 У3 в цепях вводов и секционных выключателей.
В цепях отходящих линий устанавливаем выключатели типа МГГ-10-5000-63 У3.
МГГ-Маломаслянный выключатель
Т а б л и ц а 8.7 – Технические данные выключателя типа МГГ-10-5000-63 У3 в цепях отходящих линий.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ
Выбор измерительных трансформаторов тока.
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформаторы тока устанавливаются на каждом выключателе. Так как выше выбраны выключатели серии ВГТ в них не устанавливаются встроенные трансформаторы тока. Трансформаторы тока выбирают по напряжению и максимальному току цепи.
Выбираем трансформатор тока элегазовый ТВТ-110-1-6005.
Т а б л и ц а 9.1 – Технические данные трансформатора ТВТ-110-1-6005.
Ток электродинамической стойкости
Проверим выбранный трансформатор тока.
На вторичную нагрузку:
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то считают что :
Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.
Т а б л и ц а 9.2 – Приборы нагружающие ТВТ-110-6005
Наименование приборов
Сопротивление контактов примем равным rконт=005 Ом.
На подстанциях с высшим напряжением 110-220 кВ во вторичных цепях применяются провода с медными жилами (ρ=00175).
По условию прочности сечение медных жил не должно быть меньше 25 мм2.
Определяем сечение проводов:
Выбирается медный провод сечением 25 мм2. Зная сечение кабеля определяем истинное значение rпров:
Таким образом вторичная нагрузка равна:
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям
Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 и 100√3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются по условиям:
Выбираем трансформатор напряжения электромагнитный однофазный типа ЗНОГ-110-79У3.
Т а б л и ц а 9.3 – Технические данные трансформатора ЗНОГ
Sном ВА в классе точности
Проверим напряжения на вторичную нагрузку:
Нагрузку на вторичную обмотку приведем в виде таблицы.
Т а б л и ц а 9.4 – Приборы нагружающие ЗНОГ
Наименование прибора
Счетчик актив. энергии
Счетчик реактив. энергии
Выбранный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 6 кВ
Трансформаторы тока для выключателей на низкой стороне трансформаторов связи и секционных выключателей для выключателей отходящих от РУНН линий выбираем ТВТ-10-1-50005
) ;2) 5000 А 1833 А;
) ;3) 5000 А 3666 А.
Т а б л и ц а 9.5 – Технические данные трансформатора ТВТ-10-1-50005
На термическую устойчивость:
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то считаем что :
Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.
Т а б л и ц а 9.6 - Приборы нагружающие ТВТ-10-1-50005
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Сопротивление контактов принимаем равным rконт=005 Ом.
На подстанциях с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с медными жилами (ρ=00175).
По условию прочности сечение медных жил не должно быть меньше 25 мм2.
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения
На РУНН проектируемой подстанции трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции обоих систем шин.
Трансформаторы напряжения выбираются только по номинальному напряжению установки.
Выбираем трансформатор напряжения серии ЗНОЛ-06-6У3.
Т а б л и ц а 9.9 – Технические данные трансформатора ЗНОЛ-06
Проверяем выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:
Т а б л и ц а 9.10 – Приборы нагружающие ЗНОЛ-6
Вольтметр(междуфазный)
Вольтметр(трехфазный)
При классе точности 05
3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ.
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока устанавливаются с первичным током 750 А.
Проверим трансформатор тока.
Таблица 9.11- Вторичная нагрузка ТА
Ом (более 3х приборов)
Принимаем сечение -25
Выбор трансформаторов напряжения. Трансформаторы напряжения выбираются по условиям:
Выбирается ЗНОМ-35-72У1.
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приводится в таблице 9.12.
Таблица 9.12- Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ.
1 Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 110 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов.
Основное электрическое оборудование подстанции и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
На подстанции в открытой части могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами.
В качестве шин и ошиновок выбираем сталеалюминиевые провода марки АС.
Выбираем провода по условию допустимого тока:
Подставляя числовые значения получим:
Предварительно выбираем провод АС-18524.
Т а б л и ц а 10.2 – Геометрические и электрические параметры провода АС
Проверим выбранные провода на термическое действие тока КЗ:
Для сталеалюминиевых проводов СТ=76 Ас12мм2:
Так как ток КЗ меньше 20 кА то проверка проводов на электродинамическое действие тока КЗ не производится.
Проверка по условиям короны:
Выбранный провод проходит по всем условиям.
2 Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 35 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов.
Т.к. ток А то предлагается к установке провод типа АС-40022
3 Выбор сборных шин 6 кВ и ошиновок.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются следовательно принимаем сечение по допустимому току (Imax=828 А).
Предварительно выберем жесткую медную шину коробчатого сечения.
Т а б л и ц а 10.3 – Геометрические и электрические параметры шин
Проверка на термическую стойкость:
Проверка на механическую прочность.
Механический расчет производится без учета механических колебаний так как шины коробчатого сечения имеют значительный большой момент инерции. Принимается что швеллеры шин соединены жестко между собой по всей длине сварным швом тогда момент инерции сопротивления Wy0-y0=237 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника формула для расчета берется из таблицы 4.3 [6]:
Так как шины соединены жестко по всей длине то П=0.
Шины механически прочны если выполняется условие:
Выбранные шины проходят по всем условиям.
Рисунок 10.3 – Расположение шин
В качестве ошиновок выбираем медные шины прямоугольного сечения.
Т а б л и ц а 10.4 – Геометрические и электрические параметры шин
Проверка шин на механическую прочность.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента:
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Распределительное устройство – электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
Так как потребителем является черная металлургия то распределительное устройство высокого и среднего напряжения будет открытого типа. Распределительное устройство низкого напряжения в проектируемой подстанции является закрытым. К конструкциям открытых и закрытых распределительных устройств существует ряд требований.
Открытые распределительные устройства должны обеспечить надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.
Все аппараты ОРУ должны располагаться на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или жестких труб. Жесткие шины должны крепиться с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприемник укладывается слой гравия толщиной 25 см и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ.
Открытое распределительное устройство должно быть ограждено.
Закрытые распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение. Высота такого ограждения должна быть не меньше 19 м.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте до 25 м должны ограждаться сетками причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 19 м.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не меньше 12 м.
Если в коридоре ЗРУ размещены приводы разъединителей и выключателей то ширина такого коридора управления должна быть соответственно 15 и 2 м.
Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями.
В данном курсовом проекте была спроектирована тупиковая подстанция 1103510 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ потребителем является автомобильный завод.
В данном проекте были составлены два варианта структурной схемы производен выбор трансформаторов связи расчет количества линий выбор схем распределительных устройств. Также была разработана схема питания собственных нужд подстанции. Для единственного варианта структурной схемы был произведен расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания был выполнен выбор выключателей разъединителей токоведущих частей подстанции.
В курсовом проекте выполнен чертеж полной принципиальной схемы подстанции а также конструктивный чертеж открытого распределительного устройства с соответствующими спецификациями.
Спроектированная подстанция предназначена для работы в умеренном климате.
Правила устройства электроустановок (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.-648 с.
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.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика». – Уфа: УГАТУ 2004.
Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кв. типовые решения взамен документа «Схемы принципиальные электрические ОРУ напряжением 6-750 кВ подстанций» инв. № 14198-т1 Энергосетьпроект 1993г. 2007-132с.