Районная электрическая сеть

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ, ВЫСШЕЙ ШКОЛЫ И ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

РАЙОННАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ

Выполнил: Харин М. В.

Шифр : 195399

МОСКВА 1999

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Исходные данные для проектирования

Характеристика электрифицируемого района

Составление вариантов сети и предварительный их анализ

Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Баланс по активной и реактивной мощностям

Электрический расчет основных режимов выбранного варианта сети

Регулирование напряжения в сети

Расчет технико-экономических показателей сети

Расчет токов КЗ

Выбор оборудования

Компоновка распределительного устройства высшего напряжения

Схема собственных нужд подстанции

Изоляция и защита от перенапряжений

Устройства защиты, автоматики и сигнализации

Связь и телемеханика

Водоснабжение и канализация

ВВЕДЕНИЕ

Создание объединённых энергосистем и ЕЭС России повысило надежность и экономическую эффективность энергетического производства за счет использования различия в расположении электростанций по широте и долготе. Оперативное управление ЕЭС осуществляется из единого центра - Центрального диспетчерского управления с использованием электронно-вычислительной техники и автоматизированной системы управления.

Единая энергетическая система непрерывно развивающийся энергетический комплекс электростанций и сетей, обьединенных общих в масштабе страны технологическим режимом, имеющий единое оперативное управление и обеспечивающий надежное, экономическое и качественное энергоснабжение народного хозяйства и населения при наиболее эффективном использовании энергетических ресурсов страны. Развитие ЕЭС осуществляется как за счет присоединения новых районов и энергосистем.

В настоящее время ЕЭС включает в себя восемь параллельно работающих объединенных энергосистем.

Объединенные энергосистемы, входящие в ЕЭС связаны между собой сетями напряжением 220-330-500 кВ.

Основные задачи развития энергетики:

-повышение надежности электроснабжения и улучшение основных показателей качества отпускаемой электроэнергии, частоты и напряжения в основной сети;

- повышение экономичности работающих в ЕЭС электростанций

-взаимопомощи энергосистем при ремонтах на электростанциях и освоении нового оборудования.

Нагрузка электрической системы слагается из ;

-нагрузок потребителей, присоединенных к сетям системы;

-мощности собственных производственных нужд электростанций;

-потерь мощности в сетях.

Потери электроэнергии в электрических сетях колеблются в значительных пределах в зависимости от плотности нагрузки и для современных энергосистем могут составлять 10-15% общего потребления электроэнергии в системе.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Выполнить проект сети для энергоснабжения потребителей электроэнергией, расположенных в пяти пунктах заданного района. Источником питания является подстанция А.

Данные о потребителях :

п/с 1 Рмах=22 МВт cos =0.74

п/с 2 Рмах=56 МВт cos =0.78

п/с 3 Рмах=39 МВт cos =0.75

п/с 4 Рмах=41 МВт cos =0.77

п/с 5 Рмах=32 МВт cos =0.77

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИФИЦИРУЕМОГО РАЙОНА

Электрифицируемый промышленный район включен в крупную энергетическую систему. Рельеф местности сравнительно ровный, без существенных перепадов высот. На предполагаемых трассах прохождения линий электропередач встречаются смешанные леса, район заболоченные участки, а также водные, железнодорожные и другие инженерные коммуникации. Электрифицируемый расположен в средней полосе Европейской части России и относится ко второму климатическому району по ветру и гололеду. Высшая температура воздуха в этом районе составляет +30С , а низшая -30С .Среднегодовая температура и +5С .В качестве расчетных величин для второго климатического района по ветру и гололеду по данным ПУЭ принимаем нормативную скорость ветра 25м/с при повторяемости один в десять лет, нормативную толщину стенки гололеда 10мм с повторяемостью один раз в десять лет.

Система электроснабжения охватывает всех потребителей района, включая промышленные предприятия, бытовые потребители, мелкомоторную нагрузку и др. При этом основной расход электроэнергии приходится на промышленных потребителей. Все потребители на территории района размещаются произвольным образом, и от каждого центра питания получают электроэнергию потребители первой, второй и третий категории по обеспечению надежности электроснабжения.

3. СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ИХ АНАЛИЗ

В каждом узле нагрузки с помощью компенсирующих устройств (конденсаторных батарей) повышаем cos до значения 0.95.

tg = 0.33 (при cos = 0.95 )

Определяем потребляемую мощность в районе с желаемым cos .

Q = P* tg

S₁=

P1=22 МВт Q1 = 7.3 МВАр S1 = 23.17 МВА

P2=56 МВт Q2 = 18.5 МВАр S2 = 59 МВА

P3=39 МВт Q3 = 12.9 МВАр S3 = 41.1 МВА

P4=41 МВт Q4 = 13.5 МВАр S4 = 43.14 МВА

P5=32 МВт Q5 = 10.5 МВАр S5 = 33.7 МВА

При составлении вариантов эл. сети учитываем, что каждая сеть должна обеспечить достаточную надежность эл. снабжения. Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии и эл. сеть должна быть экономичной.

Так как на всех подстанциях есть потребители первой категории, для которых невозможен длительный перерыв в электроснабжении, то эти потребители должны обеспечиваться резервом от сети.

УЧАСТОК А - 4.

SА-4 = S1 + S5 + S4 = 95 + j31.3

где : Uн -номинальное напряжение сети , кВ.

n - число цепей ЛЭП.

Выбираем сечение проводника по экономической плотности тока.

мм

где : j эк - экономическая плотность тока ,А/мм .

В соответствии со стандартом выбираем провод марки

АС - 240 и проверяем его по нагреву.

Допустимый ток для таких проводов, прокладываемых при температуре +20 С вне помещения равен 610 А.

В послеаварийном режиме (при отключении одной линии) рабочий ток возрастает :

Iпав = 2* 262 = 524 А 610 А

По условию короны выбранное сечение удовлетворяет, так как оно больше 70 мм .

Проверяем по допустимой потере напряжения в режиме наибольшей нагрузки:

кВ

где : R0 - удельное активное сопротивление ЛЭП сечением 240 мм, Ом/км ( R0 = 0.13 Ом/км ).

Х0 - удельное реактивное сопротивление ЛЭП сечением 240 мм, Ом/км ( Х0 = 0.369 Ом/км ).

l - длина линии, км.

UА-4 = 0.74 + 1.5 + 3.12 = 5.36 кВ, что составляет 4.8 10 .

Проверяем по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме (отключение одной цепи линии ) :

UA-1 = 2*3.12 = 6.24 кВ

U5-4 = 2*0.74 = 1.48 кВ

U1-5 = 2*1.5 = 3 кВ

UА-4 = 3 + 1.48 + 6.24 = 10.72 кВ , что составляет 9.7 и меньше допустимого 20 .

УЧАСТОК А -3.

SА-3 = S2 + S3 = 95 + j31.3

мм

В соответствии со стандартом выбираем провод марки

АС - 240 и проверяем его по нагреву.

Допустимый ток для таких проводов, прокладываемых при температуре +20 С вне помещения равен 610 А.

В послеаварийном режиме (при отключении одной линии) рабочий ток возрастает :

Iпав = 2* 262 = 524 А 610 А

По условию короны выбранное сечение удовлетворяет, так как оно больше 70 мм .

Проверяем по допустимой потере напряжения в режиме наибольшей нагрузки:

кВ

UА-3 = 0.6 + 3.33 = 3.93 кВ, что составляет 3.5 10 .

Проверяем по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме (отключение одной цепи линии ) :

UA-2 = 2*3.33 = 6.66 кВ

U2-3 = 2*0.6 = 1.2 кВ

UА-4 = 1.2 + 6.66 = 7.86 кВ , что составляет 7.1 и меньше допустимого 20 .

При расчете замкнутой сети вместо сопротивлений проводов используем их длины, предполагая, что сеть однородная, то есть выполнена проводом одного сечения. Принимаем , что напряжения во всех точках цепи одинаково и равно UН .

Находим потокораспределение:

Точка 4 является точкой потокораспределения по активной и реактивной мощности.

На основании графиков равноэкономичности сетей предварительно принимаем Uн =220 кВ.

мм

В соответствии со стандартом выбираем провод марки

АС - 300 и проверяем его по нагреву.

Допустимый ток для таких проводов, прокладываемых при температуре +20 С вне помещения равен 690 А

В послеаварийном режиме (отключение линии l5 ):

А

Проверку на корону не производим, так как минимальное сечение проводника на 220 кВ, согласно ПУЭ должно быть не менее 240 мм.

Для линий 220 кВ сечением 300 мм R0 = 0.11 и Х0 = 0.379 Ом/км

Определяем падение напряжения в сети в режиме максимальных нагрузок :

Находим падение напряжения в точке потокораздела :

UA-4 =3.69 + 0.75 + 0.15 = 4.59 кВ что составляет 2 .

Находим падение напряжения в послеаварийном режиме (отключение линии l1-В):

кВ

UA-2-3-4-5-1= 6.23 + 1.93 +1.37 + 0.92 + 0.42 = 10.87 кВ,что составляет 4.9 .

В этом варианте схемы предполагается передача всей необходимой энергии на узловую подстанцию 1 и дальнейшее ее распределение по узлам нагрузки. Передача мощности с подстанции А на подстанцию 1 осуществляется на напряжении 220 кВ ( так как передается S=200.13 МВА ). Принимаем АС-240 (с Iдоп = 610 А)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Принимаем провод марки АС-240 (с Iдоп = 610 А).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Fэк = 238 мм ,принимаем АС -240.

Принимаем провод марки АС -185 (с Iдоп = 510 А).

Проверяем по допустимому току:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

участок А-1: 2*262 = 524 А 610 А

участок 1-3 : 2*262 = 524 А 610 А

участок 1-4 : 2*201 = 402 А 510 А

Проверку на корону не производим , так как выбранные сечения больше требуемых минимальных сечений.

Проверяем падение напряжения в сети в режиме максимальных нагрузок :

В послеаварийном режиме(отключение одной цепи линии 220 кВ).

UA-1 = 2*2.92 = 5.84 кВ = 2.6

U1-2 = 2*1.47 = 2.94 кВ = 2.6

U2-3 = 2*0.6 = 1.2 кВ = 1

U1-5 = 2*1.5 = 3 кВ = 2.6

U5-4 = 2*0.74 = 1.48 кВ = 1.4

ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛ. СОЕДИНЕНИЙ.

Для подстанций радиальной сети напряжением 110 кВ применяем блочные схемы (два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии) без выключателей на стороне высшего напряжения. Для отключения головного выключателя питающей линии при повреждении трансформатора используют короткозамыкатель (для создания устойчивого замыкания, на чувствительность которого способны реагировать защиты головного выключателя) или выполняется передача отключающего импульса по специальным каналам на головную подстанцию. Отделитель служит для автоматического отключения поврежденного трансформатора в бестоковую паузу после отключения головного выключателя.

Для подстанций кольцевой сети с одним источником питания напряжением 220 кВ применяем мостик с выключателем в перемычке и отделителеми в цепях трансформатора. Для сохранения транзита мощности по кольцевой сети при ремонте или ревизии выключателя предусмотрена ремонтная перемычка из двух разъединителей.

Распределительные устройства низшего напряжения выполняется по схеме одиночной секционированной системе шин. При установке трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения применяется одиночная система шин из четырех секций.

Выбор числа и мощности трансформаторов

На всех районных подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов. Мощность трансформаторов на подстанциях выбирают из такого расчета, чтобы при отключении одного из них оставшейся в работе обеспечил питание потребителей на время ремонта или замены поврежденного с учетом допустимой перегрузки и возможности резервирования по сетям низшего напряжения.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

где : SMAX - суммарная максимальная нагрузка подстанции, МВА

k1 - коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категории , принимается равным 0.85

kав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, принимаемый равным 1.4 .

Мощность автотрансформатора на подстанции 1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Мощность линейного регулировочного трансформатора на подстанции 1:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сделаем предварительное сравнение вариантов по затратам цветного металла :

1 вариант : 673*107*2 = 144 т.

2 вариант : 830*120.7 = 100 т.

3 вариант : 673*55.3 *2 + 515*34*2 = 110 т.

Находим потери мощности и энергии в линиях:

- время максимальных потерь

ч.

по варианту 1:

по варианту 2:

по варианту 3 :

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Все варианты сети подлежат технико-экономическому сравнению. Критерием, по которому определяются наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат:

где : ЕП - нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат, равный 0.12,

- единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть.

- ежегодные суммарные эксплуатационные расходы по сети.

Капиталовложения по сети определяются по укрупненным показателям стоимости линий и понизительных подстанций.

Затраты на возмещение потерь мощности:

где ЗЭ - значение удельных затрат на возмещение переменных потерь, принимаем 0.019 руб/кВтч.

Таким образом расчетные затраты по вариантам :

З1 = 0.12*3934 + 412 = 884.1 тыс. руб.

З2 = 0.12*5442 + 471 = 1124.1 тыс. руб.

З3 = 0.12*5142 + 487 =1104.1 тыс. руб.

Приведенные затраты по варианту 1 оказались меньше чем по вариантам 2,3. Следовательно, целесообразно принять схему по варианту 1.

5. БАЛАНС ПО АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЯМ

Для решения вопроса о возможности питания потребителей от заданного источника необходимо подсчитать потребность района в активной и реактивной мощности. Такой расчет выполняется для режима максимальных нагрузок.

Требуемая активная мощность района складывается из мощности потребителей и потерь в линиях и трансформаторах:

где : К0 - коэффициент одновременности нагрузок района, принимаемый равным 1.

- коэффициент, учитывающий увеличение мощности за счет потерь в линиях и трансформаторах, принимаемый равным 0.06.

Рр = (1+0.06)(22+56+39+41+32) = 201.4 МВт

Реактивная мощность района складывается из реактивной мощности потребителей, потерь мощности в линиях и трансформаторах и мощности генерируемой линиями :

MBAp

MBAp

MBAp

Qc = 30lnц = 301072 = 6.42 МВАр

Qp = 66.8 + 6.68 + 5.3 - 6.42 = 72.36 MBAp

MBA

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ

Сопротивления трансформаторов:

где : РКЗ - мощность короткого замыкания трансформатора, кВт.

UКЗ - напряжение короткого замыкания, .

RT2 = RT4 =1.4 Ом

RT3 = RT5 =2.5 Ом

XT1 = 86.8 Ом

XT2 = XT4 =34.7 Ом

XT2 = XT4 =55.5 Ом

УЧАСТОК А - 3.

Мощность индуктируемая линиями:

где : b0 -реактивная проводимость воздушных линий.

Потери холостого хода трансформаторов:

где : РХХ 2 - потери холостого трансформатора, МВт.

nт - число трансформаторов на подстанции.

где : IXX - ток холостого хода трансформатора, .

УЧАСТОК А - 4.

ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ.

На шинах подстанции А держим напряжение на 10 выше Uн .

U A= 1.1*110 = 121 кB

U2 = 121 - 3.64 = 117.36 кВ

U3 = 117.36 - 0.65 = 116.71 кВ

U1 = 121 - 3.39 = 117.61 кВ

U5 = 117.61 - 1.59 = 116.02 кВ

U4 = 116.02 - 0.78 = 115.24 кВ

ПОТЕРИ МОЩНОСТИ

ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ .

7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

где : UXX - напряжение холостого хода вторичной обмотки трансформатора.

UЖЕЛ - желаемое напряжение на шинах низшего напряжения подстанции.

UЖЕЛ = 1.1*UНОМ = 1.1*10 = 11 кВ.

где : U - напряжение сети , кВ.

UT - продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе, кВ.

U - поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе, кВ.

(0 отпайка U=115 кВ)

(-3 отпайка U=108.85 кВ)

(-3 отпайка U=108.85 кВ)

(-3 отпайка U=108.85 кВ)

(-3 отпайка U=108.85 кВ)

8. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СЕТИ

Находим себестоимость передачи энергии:

коп/кВтч

Потери мощности в сети, в процентах от передаваемой :

Потери энергии в сети, в процентах от полной энергии :

Величина капитальных затрат, приходящихся на 1 МВт передаваемой мощности:

тыс.руб/МВт

Количество цветного металл, затраченного на передачу 1 МВт мощности :

т.

9. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ

Расчет токов КЗ производим для второго узла нагрузки. Сщитаем что на подстанции А для связи с энергосистемой установленны два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 с Uк в-с =11 , Uк в-н =32 ,

Uк с-н =20 .

Принимаем SБ =1000 МВА и UБ1 =115 кВ, UБ2 =10.5 кВ.

Тогда базовые токи равны:

Сопротивление энергосистемы :

;

где : SК -мощность КЗ энергосистемы ,МВА.

Сопротивления автотрансформаторов на подстанции А:

Сопротивление линии l2 :

Находим начальное значение периодической составляющей тока КЗ :

Ударное значение тока КЗ :

;

где : kУД -ударный коэффициент .

Данные по расчету токов КЗ сводим в таблицу.

Точка КЗ	Источник	,кА	,кА
К1(шины110 кВ).	Энерго-система	3.98	9.57
К2(шины 10.5 кВ)	Энерго-система	9.58	25.76

10. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

ВЫБОР ОТДЕЛИТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ ВН.

Расчетный ток продолжительного режима:

Тепловой импульс тока КЗ :

где :

t З -время работы релейной защиты, равное 0.1 с.

t СВ -полное время отключение выключателя, принимаем 0.1 с.

Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ОД-110/1000	РНДЗ.2-110/1000
=110 кВ
=293 А
=9.57 кА
=8.7

ВЫБОР КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛЕЙ

Расчетные данные	Каталожные данные
	КЗ-110
=110 кВ
=9.57 кА
=20

ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА ВВОДЕ НН.

Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВМПЭ-10-1600-31.5УЗ
=10 кВ
=1600 А
9.58 кА	31.5 кА
9.58 кА	=31.5 кА
=25.76 кА
=17.5

ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ ВН.

На стороне 110 кВ применяются встроенные в ввод ВН силового трансформатора измерительные трансформаторы тока типа ТВТ110-1-300/5

Выбор измерительных трансформаторов тока на вводе НН.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТШЛ-10
=10 кВ
=1600 А
=25.76 кА	Не проверяется
=17.5

Проверяем по условию вторичной нагрузки :

где : Z НОМ -номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

R ПРОВ -сопротивление соединительных проводов, Ом.

R ПРИБ -сопротивление измерительных приборов, Ом.

R К -сопротивление контактов, Ом.

На данный трансформатор тока подключаются следующие приборы:

Прибор	Тип	Нагрузка в фазах ,ВА
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии	Э-335 Д-335 СА3-И670 СР4-И676	0.5 2.5 2.5	0.5	0.5 2.5 2.5
Итого :	5.5	0.5	5.5

где : SПРИБ -наибольшая мощность потребляемая приборами, ВА.

I 2 -вторичный ток приборов, А.

Принимаем R К =0.1 Ом.

где : l РАСЧ -расчетная длина проводников, принимается для КРУН-10 кВ равная 60 м.

-удельное сопротивление алюминия ( =0.0283 ), т. к. для п/с 110 кВ во вторичных цепях применяются контрольные кабели с алюминиевами жилами.

F -сечение жилы, ммІ.По условию прочности применяется сечение 4 ммІ.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения на стороне НН.

К данному ТН подключаются следующие приборы:

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	sin	cos	Число прибор	Потребляемая мощность.
							P,ВТ	Q,ВА
Вольтметр (на шинах) Ваттметр (на вводе) Счетчик активной эн. (на вводе на секцию) Счетчик реактивн. эн. (на вводе на секцию) Счетчик активной эн. (на отход. линиях) Счетчик реактивн. эн. (на отход. линиях)	Э-335 Д-335 И670 И676 И670 И676	2 1.5 2 Вт 2 Вт 2 Вт 2 Вт	1 2 2 2 2 2	0 0 0.925 0.925 0.925 0.925	1 1 0.38 0.38 0.38 0.38	1 1 1 1 10 10	2 3 4 4 40 40	-- -- 10 10 97 97
Итого	93	214

Устанавливаем два трансформатора НТМИ-10-66 с U НОМ =10кВ и

S НОМ =150 ВА (в классе точности 0.5).

Для контроля изоляции сети 10 кВ устанавливаем НТМИ-10-66 с

UНОМ =10кВ и S НОМ =120 ВА (в классе точности 0.5). Дополнительно устанавливаем два однофазных трансформатора НОЛ.08-10УХЛ3 соединенных по схеме открытого треугольника.

11. КОМПОНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

Все аппараты ОРУ обычно располагаются на не высоких железобетонных основаниях.

По территории ОРУ предусматривается проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Согласно ПУЭ 4.2.69 п.7 вдоль всех трансформаторов следует предусматривать проезд шириной не менее 3 м или пожарный подъезд к каждому из них.

Для монтажа применяются гибкие шины из многопроволочного провода. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах. напряжение трансформатор электрический

Под силовым трансформатором предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенным к конструкциям ОРУ.

Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов.

12. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ

Приемниками энергии системы собственных нужд подстанции являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройств обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами ; электрическое отопление и освещение ; система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы собственных нужд являются приемники системы управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии -аккумуляторной батареи. В последнем случае должны быть предусмотрены преобразователи для заряда батарей.

Для электроснабжения потребителей системы собственных нужд подстанции предусматривают трансформаторы собственных нужд с вторичным напряжением 380/220 В. Они присоединяются к сборным шинам 6-10 кВ.

На подстанции предусматривается переменный оперативный ток. Устанавливаются два трансформатора собственных нужд и шины 0.4 кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин собственных нужд через стабилизаторы напряжения.

Выбор трансформатора собственных нужд на П/С.

Потребителями собственных нужд на подстанции являются:

Вид потребителя	Установл. мощн.	cosц	tgц	Нагрузка
	кВт* кол-во	Всего, кВт			Руст, кВт	Qуст, квар
Охолождение ТРДН-40000/110 Подогрев релейного щита Освещение, вентиляция КРУН-10 Подогрев приводов отделителей, короткозамыкателей, разединит. Освещение ОРУ Оперативные цепи	42 12 -- 0.610 --	10 2 10 6 2 1.8	0.85 1 1 1 1 1	0.62 0 0 0 0 0	8 2 7 6 2 1.8	6.2 -- -- -- -- --
Всего	26.8	6.2

13. ИЗОЛЯЦИЯ ИЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНЙ

Линии электропередачи могут поражаться молнией десятки раз в год. В результате этих поражений в линии возникают волны перенапряжений, распространяющиеся в обе стороны от места удара и доходящие до подстанций, так называемые атмосферные перенапряжения. Разрядное напряжение изоляции линий должно быть выше амплитуды этих волн. При распространении по линиям волны перенапряжений испытывают искажение и затухание и тем не менее они представляют реальную опасность для подстанции.

Если перекрытие изоляции на опоре ЛЭП ведет, как правило, только перекрытию гирлянды изоляторов, устраняемому действием РЗ и АПВ, то перекрытие изоляции на подстанции может вызвать серьезное повреждение аппаратов, отключение подстанции и длительный простой дорогостоящего оборудования

Поэтому наряду с защитой от прямых ударов молнии на подстанции необходимо иметь специальную защиту от волн перенапряжений, набегающих с линии. Такая защита может быть осуществлена с помощью вентильных и трубчатых разрядников. Благодаря хорошим защитным характеристикам современных разрядников удается скоординировать внутреннюю и внешнюю изоляции трансформаторов и других аппаратов при несколько сниженном, чем прежде, запасе прочности изоляции.

При заданных характеристиках изоляции оборудования и разрядников проектирование схем молниезащиты подстанций сводится к обоснованному выбору длины защищаемых подходов на линиях к подстанциям и определению числа и места установки вентильных разрядников в схеме подстанции, что может быть сделано только в результате детального анализа волнового процесса, возникающего на подстанции при набегании с линии волны атмосферного перенапряжения.

К молниезащите подстанций предъявляются значительно более жесткие требования, чем к молниезащите линий электропередачи и других объектов, и, хотя подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки, необходима весьма гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии.

Защита подстанций от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами.

14. УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И СИГНАЛИЗАЦИИ

Для отключения головного выключателя питающей линии при повреждении трансформатора используют короткозамыкатель (для создания устойчивого замыкания, на чувствительность которого способны реагировать защиты головного выключателя ) или выполняется передача отключающего импульса по специальным каналам на головную подстанцию. Отделитель служит для автоматического отключения поврежденного трансформатора в бестоковую паузу после отключения головного выключателя.

Для защиты трансформаторов от междуфазных КЗ в обмотках трансформатора и на их выводах предусматривается продольная дифференциальная защита. Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла, предусматривается газовая защита с действием на сигнал при слабых газообразованиях и с действием на отключение при интенсивном газообразовании. Для защиты трансформаторов с заземленной нейтралью, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю, предусматривается максимальная токовая защита нулевой последовательности. Для защиты от токов, обусловленных внешними КЗ применяется максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения. Для защиты от перегрузки предусматривается однофазная максимальная токовая защита действующая на сигнал.

На секционных выключателях устанавливаем АВР.

15. СИГНАЛИЗАЦИЯ, СВЯЗЬ И ТЕЛЕМЕХАНИКА

Для всех автоматизированных и телемеханизированных объектов осуществляется местное управление, используемое при ремонтах, наладке и в других случаях. Перевод объекта на местное управление осуществляется ключом, расположенным непосредственно у данного объекта. При переводе ключа в положение местного управления должна исключаться возможность дистанционного или телемеханического управления.

Местная сигнализация на подстанциях должна выполняться с помощью блинкеров. Это обеспечивает сохранение сигнала о причине общего сигнала аварии или неисправности, поданного на дежурную подстанцию до прихода соответствующего персонала на подстанцию.

Общий сигнал аварийного отключения данной подстанции подается при аварийном отключении любого масляного выключателя. Сигнал выполняется импульсным, самоблокирующимся либо на подстанции, либо на пункте управления и деблокирующимся с пункта управления.

В качестве каналов связи используются проводные линии (стандартные телефонные каналы), пропускающие спектр частот от 300 до 3400 Гц.

16. ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ

Согласно ПУЭ 4.2.71 на подстанциях с трансформаторами 110-154 кВ единичной мощностью 63 мВА и более и трансформаторами 220 кВ и выше единичной мощностью 40 мВА и более, а также на подстанциях с синхронными компенсаторами для тушения пожара следует предусматривать водопровод с питанием от существующей внешней сети или от самостоятельного источника водоснабжения.

На подстанциях с трансформаторами 220 кВ единичной мощностью менее 40 мВА следует предусматривать водопровод с питанием от существующей внешней сети. Допускается вместо пожарного водопровода иметь пожарный водоем, пополняемый водой из водопроводной сети другого назначения. На подстанциях с трансформаторами 35-154 кВ единичной мощностью менее 63 мВА противопожарный водопровод и водоем не предусматривается.

Размещено на Allbest.ru

...