Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Электрическая подстанция -- часть системы передачи и распределения электрической энергии, в которой происходит повышение или понижение значения электрического напряжения с использованием трансформаторов. Различают два вида электрической подстанции: распределительная и трансформаторная. Распределительная подстанция работает на одном напряжении и служит узлом для потребителей и других подстанций. На трансформаторной подстанции используются трансформаторы для повышения или понижения напряжения. Чаще всего встречаются совмещенные подстанции. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике, при проектировании подстанции приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.

В данной курсовой работе производиться расчет электрической части подстанции. Для этого производится выбор типа подстанции, определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

Определение токов нормального и аварийного режимов, выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов.

Многообразие условий, которые необходимо учитывать при проектировании подстанций промышленных предприятий разных отраслей промышленности, не позволяет в ряде случаев дать однозначные решения по некоторым вопросам, поэтому приведенные в указаниях рекомендации не следует рассматривать как единственно возможные. В отдельных случаях возможны и неизбежны отступления от них, вытекающие из местных условий и из опыта проектирования в данной отрасли. Кроме этого имеются ссылки на литературу, где тот или иной вопрос рассмотрен более подробно.

1. Исходные данные для расчёта

1. Подстанция напряжением 110/35/10 кВ.

2. Рmax=25 МВт, cos ц=08.

3. Сопротивление системы Хс=0,04 о.е.

4. Количество питающих ВЛ-110 кВ -- 2 шт.

Длина ВЛ-110 кВ l=40 км.

Марка провода ВЛ-110 кВ -- АС-95.

5. Количество отходящих ВЛ-10 кВ -- 12 шт.

6. Количество отходящих ВЛ-35 кВ -- 8 шт.

7. Удельное сопротивление грунта с=200 Ом•м.

Категории потребители электрической энергии:

1 категории--20%.

2 категории--30%.

3 категории--50%.

2. Выбор главной схемы электрических соединений ПС 110/35/10 кВ

Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т.д.

Выбор главной схемы - сложная задача. Многообразие исходных данных исключает возможность типовых универсальных решений, справедливых для любых условий. В большинстве случаев выбор схемы базируется на технико-экономических расчетах.

Проектирование главной схемы.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

- схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

- схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

- схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

- схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

- число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

Рис. 1. Исходная схема электроснабжения

3. Расчет и построение графика годовой нагрузки

Табл. 1. Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Время суток, часы	Активная нагрузка, %
	Потребители, подключ. к РУ НН	Потребители, подключ. к РУ СН
	зимой	летом	зимой	летом
0-6	40	30	70	60
6-12	100	70	100	80
12-18	90	80	80	70
18-24	70	40	90	50

Рис. 2. Суточный график НН зимой

;

;

;

;

.

Определяется суточный расход электроэнергии:

= 450 МВт•час

Годовое потребление электрической энергии:

МВт•час

Рис. 3. Летом

;

;

;

;

.

Определяется суточный расход электроэнергии.

= 330 МВт•час.

Годовое потребление электрической энергии.

МВт•час.

а) Зимой ВН.

Определяется суточный расход электроэнергии.

= 960 МВт•час.

Годовое потребление электрической энергии

МВт•час.

б) Летом ВН.

Определяется суточный расход электроэнергии.

= 720 МВт•час.

Годовое потребление электрической энергии.

МВт•час.

Определим продолжительность использования максимальной нагрузки:

часов

4. Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

В задании на курсовое проектирование указывается три напряжения подстанции 110 кВ, 35 кВ, 6 кВ, поэтому по количеству обмоток выбираем трехобмоточные трансформаторы. Мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех потребителей. При выборе мощности трансформаторов надо добиваться экономически целесообразного режима их работы, а также обеспечения резервирования питания потребителей при аварийном отключении и выводе из работы на продолжительное время одного из трансформаторов.

Мощность трансформатора на двух трансформаторной подстанции выбираем по заданной мощности с учетом графика нагрузки.

,

где -- номинальная мощность трансформатора -- максимальная нагрузка подстанции с учетом компенсирующих устройств.

,

-- максимальная реактивная мощность

МВАр.

где определяется по заданному .

Реактивная мощность компенсирующих устройств определяется:

МВАр.

при U=110 кВ.

МВА.

По шкале ГОСТ 1265-85.

МВА

По шкале выбираем трансформатор типа ТДТН-16000/110 с кВА.

5. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление).

Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ).

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения:

- все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

- расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;

- короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

- сопротивление места КЗ считается равным нулю;

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

- не учитываются ёмкости, а, следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

- напряжение источников питания остаются неизменным.

В сетях менее 110 кВ, расчёт токов КЗ производится для трёхфазного вида КЗ.

В связи с необходимостью проверки выбираемого силового и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий, а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.

В зависимости от назначения расчёта выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.

Например, выбор и проверка коммутационной аппаратуры на термическую стойкость требует, чтобы в ветви с КЗ протекал максимально возможный ток. Этот режим требует включения в расчетной схеме всех источников питания и ветвей связи. Такой режим называется максимальным.

Наоборот, проверка чувствительности устройств релейной защиты должна производиться с учётом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.

Однако, хотя расчётные режимы и виды повреждения для проверки чувствительности устройств РЗиА должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных условий работы системы, выбранный режим работы должен быть реально возможным.

Находим токи короткого замыкания в точках К1 , К2, К3. Для нахождения токов в системе относительных единиц, примем базовыми следующие величины:

· Базовая мощность МВА;

· Базовое высшее напряжение Uб1 = 115 кВ,

Uб2 = 35 кВ,

Uб3 = 10,5 кВ.



Рис. 4. Исходная схема замещения

Находим базовый ток:

Находим относительное сопротивление системы:

 о.е.

Находим относительные сопротивления линий электропередач:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Находим относительные сопротивления нагрузки:

о.е.;

о.е.

Находим относительные сопротивления генераторов:

о.е.;

о.е.

Находим относительные сопротивления силовых трансформаторов:

Т22, Т23 SH =16 МВА ТДТН 16000/110 кВ :

UKB = 0,5(UKB-C +UKB-H -UKC-H) = 0,5(10,5+17,5-6,5) =10,75

UKC = 0,5(UKB-C +UKC-H -UKB-H) = 0,5(10,5+6,5-17,5) = -0,25

UKH = 0,5(UKB-H +UKC-H -UKB-C) = 0,5(17,5+6,5 - 10,5) = 13,5

о.е.

о.е.

о.е.

Т9, Т10 SH =40 МВА ТДТН 40000/110 кВ:

UKB = 0,5(UKB-C +UKB-H -UKC-H) = 0,5(10,5+17,5-6,5) =10,75

UKC = 0,5(UKB-C +UKC-H -UKB-H) = 0,5(10,5+6,5-17,5) = -0,25

UKH = 0,5(UKB-H +UKC-H -UKB-C) = 0,5(17,5+6,5 - 10,5) = 13,5

о.е.

о.е.

о.е.

Т3, Т4 SH =63 МВА ТДТН 63000/110 кВ х 4:

UKB = 0,5(UKB-C +UKB-H -UKC-H) = 0,5(10,5+18-7) =10,75

UKC = 0,5(UKB-C +UKC-H -UKB-H) = 0,5(10,5+7-18) = -0,25

UKH = 0,5(UKB-H +UKC-H -UKB-C) = 0,5(18+7 - 10,5) = 7,25

о.е.

о.е.

о.е.

Находим токи короткого замыкания в точке К3.

Рис. 5. Первое преобразование схемы замещения

Объединяем последовательные и параллельные ветви схемы 2:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

Е1 = о.е.;

о.е.;

Рис. 6. Второе преобразование схемы замещения

 о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Рис. 7. Третье преобразование схемы замещения

о.е.;

Е2 = о.е.;

о.е.;

Е3 = о.е.;

о.е.;

Х69= о.е.;

Е4 = о.е.;

о.е.;

Х71= о.е.;

Х72= о.е.

Рис. 8. Последнее преобразование схемы замещения

Находим токи короткого замыкания в точке К3:

о.е.;

кА;

кА.

Находим токи короткого замыкания в точке К2.

Составляем схему, используя данные предыдущего расчета:



Рис. 9. Схема для расчета токов короткого замыкания в точке К2

о.е.;

о.е.

Рис. 10. Последнее преобразование схемы замещения

Находим токи короткого замыкания в точке К2:

о.е.;

кА;

кА.

Находим токи короткого замыкания в точке К1.

Составляем схему, используя данные предыдущего расчета.



Рис. 11. Схема для расчета токов короткого замыкания в точке К1

о.е.

Рис. 12. Последнее преобразование схемы замещения

Находим токи короткого замыкания в точке К1:

о.е.;

кА;

кА.

6. Определение ударного тока

Для проверки аппаратов на динамическую устойчивость определяют ударный ток короткого замыкания iуд, который обычно имеет место через 0,01 секунды после начала короткого замыкания.

Формулы нахождения ударного тока:

Я уд = · · (1 + ?-)

Та =

Табл. 2. Средние значения отношения X/R

Наименование элемента	Отношение X/R
Турбогенераторы мощностью до 100 МВт	15-85
Турбогенераторы мощностью 100-500 МВт	100-1400
Гидрогенераторы с демпферными обмотками	40-60
Гидрогенераторы без демпфер. обмоток	60-90
Трансформаторы, мощность 5-30 МВА	7-17
Трансформаторы, мощность 60-500 МВА	20-50
Воздушные линии	2-8
Кабели 6-10 кВ с мед. и ал. жилами	0,2-0,8
Обобщенная нагрузка	2,5



Рис. 13. Схема замещения активных сопротивлений

Расчет активных сопротивлений схемы замещения.

R1 = Х39 / 40 = 0,115 / 40 = 0,0029 Ом

R2 = Х40 / 40 = 0,0029 Ом

R3 =R6 =Х32 / 25 = 0,0048 Ом

R4 = R7 = Х31 / 25 = -0,00016 Ом

R5 = R8 = Х30 / 25 = 0,0068 Ом

R9= Х7 / 2,5 = 0,054 Ом

R10 = Х7 / 2,5 = 0,054 Ом

R11 = 0,27/ 4 = 0,0675Ом

R12= 0,27/ 4= 0,0675 Ом

R13= Х2/ 8 = 0,084Ом

R14= Х3 / 8 = 0,084 Ом

R15 = Х48 / 18= 0,015 Ом

R16 = -0,003/ 18 = -0,00017Ом

R17= 0,084/ 18= 0,0047 Ом

R18= Х51/ 2= 0,045Ом

R19 = 0,06/ 2 = 0,03Ом

R20= 0,335/ 10= 0,0335 Ом

R21= Х54/ 10 =-0,0008Ом

R22= Х55 / 10 = 0,042 Ом

R23 = Х13 / 2,5= 0,3112 Ом

R24 = 0,778/ 2,5 = 0,28Ом

Преобразование схемы замещения активных сопротивлений:

R13 // R14 = R25 = = 0,042 Ом

R26 = R12 // R11 = = 0,03375 Ом

R27 = R 32 =R1 + R3 = 0,0077 Ом

R28 = R25 + R26 = 0,07575 Ом

R29 = R28 + R5= 0,08255 Ом

R30 = R29 // R27 = = 0,007Ом

R31 = R30 + R4 = 0,00684 Ом

R33 = R10 // R9 = = 0,027Ом

R34 = R33 + R8= 0,0338 Ом

R35 = R32// R34 = = 0,0063Ом

R36 = R35 + R7 = 0,00614 Ом

R37 = R18 + R19 = 0,075 Ом

R38 = R37 + R16= 0,0748 Ом

R39 = R17 + R23 = 0,3159 Ом

R40 = R36 + R15= 0,02114 Ом

R41= R31// R24 = = 0,00668Ом

R42= R41 + R40 = 0,0278 Ом

R43 = R42// R39 = = 0,0255Ом

R44= R43 + R38 = 0,1003 Ом

Для К1:

R44= 0,1003 Ом

Та = = = 0,015

Я уд1 = · · (1 + ?-) = 1,5 · (1 + ?) = 1,42 кА

Для К2:

R46= R44 + R20 +R21= 0,133 Ом

Та = = = 0,02

Я уд2 = · · (1 + ?-) = 3,58· (1 + ?) = 8 кА

Для К3:

R45= R44 + R20 +R22= 0,1758 Ом

Та = = = 0,022

Я уд3 = · · (1 + ?-) = 4,5 · (1 + ?) = 10,4 кА

Табл. 3. Результаты вычислений

№	Номер расчетной точки К.З.	,кА	, кА	, кА
1	К-1	0,67	0,58	1,42
2	К-2	3,58	3,12	8
3	К-3	4,5	3,915	10,4

7. Выбор оборудования подстанции на ВН

Выбор шин для ОРУ-110 кВ.

В ОРУ-110 кВ используют гибкие шины. В качестве гибких шин применяют сталеалюминевые провода АС-95, АС-120, АС-150, АС-185, АС-240, АС-300, АС-500.

Сечение шин определяют по экономической плотности тока:

,

при Тмах=7008 час.

А

Полученное сечение проводов округляется до стандартного сечения. Поэтому выбираем провод АС-95.

Проверка шин на коронирование

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля -- .

 кВ/см,

где m -- шероховатость проводов (m=0,82), -- радиус проводов (для АС-95 =0,675 см).

Фактическая максимальная напряженность -- :

,

где U -- линейное напряжение, -- среднее геометрическое расстояние между проводами при горизонтальном расположении шин.

При U=110 кВ.

Провода не будут коронировать, если будет выполнено условие:

Провод марки АС-95 проходит по проверке на коронирование.

Выбор опорных изоляторов 110 кВ

Для ОРУ-110 кВ применяют опорные изоляторы типа ИОС-110 кВ.

Усилие на опорный изолятор:

Выбор подвесных изоляторов.

Для ОРУ-110 кВ применяют изоляторы стеклянные ПС-70Е по 9 шт. в подвесной и натяжной гирлянде изоляторов. В качестве креплений гирлянд изоляторов используем комплекты линейной арматуры, включающие в себя:

1. Узел крепления типа КГП-7-1.

2. Скоба СК-7-1.

3. Ушко У-7-1.

4. Серьга СР-7-1.

5. Промзвено ПТР-12.

Выбор высоковольтных выключателей.

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

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 КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

В РУ-110 кВ выбираем элегазовые выключатели типа ЯЭ-110Л23(13)У4.

Uн=110 кВ.

Iн=1250 А.

Ток отключения -- 40 кА.

Ток электродинамической устойчивости -- 125 кА.

Ток термической устойчивости -- 50 кА.

Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне ВН.

Табл. 4

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
	кВ	кВ
	А	А
	А	кА
	А	кА
	кА2с	кА2с

Выбор разъединителей.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Разъединители типа РНД-110 кВ с ручным приводом ПР-Т1. Iн=630 А.

Ток электродинамической устойчивости -- 31,5 кА.

Ток термической устойчивости -- 31,5 кА.

Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки.

Табл. 5

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
	кВ	кВ
	А	А
	А	кА
	кА2с	кА2с

Выбор разрядников.

Для защиты от перенапряжений применяем разрядники.

РВМГ-110(вентильный с магнитным гашением дуги) для стороны 110 кВ.

Выбор отделителей.

Отделители типа ОД -110 кВ с ручным приводом ПР-Т1. Iн=800 А.

Ток электродинамической устойчивости -- 31,5 кА.

Ток термической устойчивости -- 31,5 кА.

Выбор короткозамыкателей.

Короткозамыкатели типа КЗ-110-УХЛ1.

Ток электродинамической устойчивости -- 20 кА.

Ток термической устойчивости -- 20 кА.

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный:

ТФЗМ-110Б-I У1,ХЛ1.

кВ,

А,

А,

кА,

кА, ,

Ом,

ВА.

Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне ВН.

Табл. 6

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
	кВ	кВ
	А	А
	кА	кА
	кА2с	кА2с

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбираем трансформатор напряжения однофазный с естественным масляным охлаждением НКФ-110-83 У1:

кВ,

В,

ВА при классе точности 0,5.

8. Выбор оборудования подстанции на СН

Выбор шин для ОРУ-35 кВ.

Сечение шин определяют по экономической плотности тока:

.

при Тмах=7008 час.

А.

.

Полученное сечение проводов округляется до стандартного сечения. Поэтому выбираем провод АС-240/32.

Проверка шин на коронирование

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля -- .

кВ/см

где m -- шероховатость проводов (m=0,82), -- радиус проводов (для АС-240/32 =0,87см).

Фактическая максимальная напряженность --:

где U -- линейное напряжение, -- среднее геометрическое расстояние между проводами при горизонтальном расположении шин.

При U=35 кВ.

.

Провода не будут коронировать, если будет выполнено условие:

.

.

Провод марки АС-240/32 проходит по проверке на коронирование.

Выбор опорных изоляторов 35 кВ.

Для ОРУ-110 кВ применяют опорные изоляторы типа.

ИОС-110-500-01УХЛ, Т1.

Усилие на опорный изолятор:

Выбор подвесных изоляторов.

Для ОРУ-110 кВ применяют изоляторы стеклянные ПС-70Е по 4 шт. в подвесной и натяжной гирлянде по 5 изоляторов. В качестве креплений гирлянд изоляторов используем комплекты линейной арматуры, включающие в себя:

1. Узел крепления типа КГП-7-1.

2. Скоба СК-7-1.

3. Ушко У-7-1.

4. Серьга СР-7-1.

5. Промзвено ПТР-12.

Выбор высоковольтных выключателей.

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

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 КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

В РУ-35 кВ выбираем элегазовые выключатели типа ВМКЭ-35А-16/1000У1.

Uн=35 кВ.

Iн=1000 А.

Ток отключения -- 16 кА.

Ток электродинамической устойчивости -- 45 кА.

Ток термической устойчивости -- 26 кА.

Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН.

Табл. 7

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
	кВ	кВ
	А	А
	А	кА
	А	кА
	кА2с	кА2с

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Разъединители типа РНД-35 кВ с ручным приводом ПРН-110У1.

Iн=1000 А.

Ток электродинамической устойчивости -- 63кА.

Ток термической устойчивости -- 25 кА.

Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки.

Табл. 8

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
	кВ	кВ
	А	А
	А	кА
	кА2с	-

Выбор разрядников.

Для защиты от перенапряжений применяем разрядники РВМ-35(магнитно-вентильное гашение дуги) для стороны 35 кВ.

Выбор отделителей.

Отделители типа ОД -35 кВ с ручным приводом ПРК-У1.

Iн=630 А.

Ток электродинамической устойчивости -- 12,5 кА.

Ток термической устойчивости -- 12,5 кА.

Выбор короткозамыкателей.

Короткозамыкатели типа КРН-35-У1.

Ток электродинамической устойчивости -- 42 кА.

Ток термической устойчивости -- 12,5 кА.

Выбор предохранителей.

Предохранитель - это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.

Выбираем плавкий предохранитель выхлопной, для защиты трансформаторов напряжения ПВТ104-35-100-3,2У1, кВ.

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-35Б-I У1.

кВ,

А,

А,

кА,

кА, ,

ВА.

Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне СН

Табл. 9

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
	кВ	кВ
	А	А
	А	кА
	кА2с	кА2с

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбираем трансформатор напряжения однофазный с естественным масляным охлаждением ЗНОМ-35-63 У1.

кВ,

В, ВА при классе точности 0,5.

Табл. 10. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр (сборные шины)	Э-350	2	1	1	0	1	2
Ваттметр (ввод от тр-ра)	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Счетчик активной энергии (ввод от тр-ра)	И-672	3	2	0,38	0,93	1	6	14,6
Счетчик реактивной энергии (ввод от тр-ра)	И-676	3	2	0,38	0,93	1	6	14,6
Счетчик активной энергии (фидеры)	И-672	3	2	0,38	0,93	5	30	73
Счетчик реактивной энергии (фидеры)	И-676	3	2	0,38	0,93	5	30	73
Итого							77	175,2

Вторичная нагрузка , вычисляется по формуле:

ВА.

Два трансформатора напряжения имеют мощность 2150=300 ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 10 мм2 по условию механической прочности:

 мм2

9. Выбор оборудования подстанции на НН

Выбор шин для ОРУ-10 кВ.

В закрытых РУ 6-10 кВ и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. Так как расчетный ток А, то применяются одно- и двухполосные шины.

мм2,

где А/мм2 для Тmax=7008 ч.

Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 806 мм расположенные на ребро, окрашенные.

Проверка жестких шин.

1) По допустимому току на шины выбранного сечения.

АА.

2) Проверка сборных шин на термическую стойкость.

кА2с,

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле:

мм2,

где С - постоянная для алюминиевых шин, принимаем по , Ас1/2/мм2. что меньше выбранного сечения 806 мм.

3) Проверка шин на механическую прочность

Н,

где - расстояние между соседними фазами; можно принять м.

Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия , м3, вычисляют по формуле:

м3,

где h - высота однополосной шины прямоугольного сечения; см; b - ширина однополосной шины прямоугольного сечения; см.

Напряжение в материале однополосной шины прямоугольного сечения, возникающее при воздействии изгибающего момента , вычисляют по формуле:

МПа,

где - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.

МПаМПа, следовательно, шины механически прочны.

Выбор кабелей на отходящих фидерах.

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6-10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

Выбор кабелей на отходящих фидерах НН.

Наибольший ток нормального режима А.

Выбираем кабель ААШв, кВ.

Рассчитаем экономическое сечение, по экономической лотности тока А/мм2:

мм2

Принимаем трехжильный кабель 395 мм2, сечением мм2, допустимой токовой нагрузкой А,

Проверка кабелей на отходящих фидерах НН

1) Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле:

А

2) Для проверки кабеля по термической стойкости определяем тепловой импульс

кА2с,

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле:

мм2,

Где С - постоянная для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, принимаем , Ас1/2/мм2.

Что меньше выбранного сечения 95 мм2;

Выбор проводов на отходящих фидерах СН

Наибольший ток нормального режимаА.

Выбираем воздушные линии, кВ.

Рассчитаем экономическое сечение , по экономической плотности тока А/мм2:

мм2

Принимаем АС 35/6,2 , сечением мм2, допустимой токовой нагрузкой А.

Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле:

А

Выбор ячеек КРУ - 10 кВ.

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями, благодаря своим достоинствам:

- высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;

- широкий диапазон температур, в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;

- полная взрыво и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

- резкое снижение эксплутационных затрат;

- повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

- произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);

- бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла;

- отсутствие загрязнений окружающей среды;

- высокая надёжность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

К недостаткам относится повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что требует применения специальных технических средств и высокая цена.

В качестве распределительного устройства 10 кВ будем использовать закрытое КРУ заводского изготовления, состоящее из отдельных ячеек различного назначения.

Для комплектования КРУН-10 кВ выбираем малогабаритные ячейки.

КРУ СЭЩ-70, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ СЭЩ-70.

В составе КРУ сери СЭЩ-70 входят вакуумные выключатели, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножи, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы.

Выбор опорных изоляторов 10 кВ.

Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов воздушных линий на опорах.

Выбираем опорные изоляторы внутренней установки на напряжение кВ ИОС-10-3,75 УЗ, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.

Проверка опорных изоляторов

1) Проверим изоляторы по допустимой нагрузке

Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле:

Н,

Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро , вычисляют по формуле:

Разрушающую нагрузка на изгиб , вычисляют по формуле:

Н

что меньше допустимого Н.

Выбор проходных изоляторов.

Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий.

По наибольшему току А выбираем проходные изоляторы на напряжение кВ ИП-10/1600-3000,У,ХЛ,Т2 с допустимым номинальным током А, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, длина изолятора мм.

Проверка проходных изоляторов.

Проверим изоляторы по допустимой нагрузке.

Максимальную силу, действующую на изгиб , вычисляют по формуле:

Н

что меньше допустимого Н.

Выбор высоковольтных выключателей.

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

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 КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

Расчетные токи продолжительного режима принимаем:

А.

Расчетные токи КЗ принимаем:

А; кА;

кА2с.

Выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-25/1600 У2, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.

10. Собственные нужды подстанции

Для определения мощности трансформатора собственных нужд составим ведомость ожидаемых нагрузок с учетом обеспечения всех потребителе собственных нужд при выходе из строя одного из трансформаторов собственных нужд.

Расход на собственные нужды для подстанции 110/35/10

Табл. 11

№ п/п	Электроприемники собственных нужд	Установленная мощность (Pуст) приемника, кВт	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт
1	Электродвигатели обдува силового трансформатора	8	2	16
4	Подогрев шкафов КРУН К-59 У1	0,6	20	12
5	Подогрев приводов выключателей ВБЭ-110	1,75	3	5,25
5	Подогрев приводов выключателей ВБЭС-35III-20/630	1,15	3	3,45
5	Подогрев приводов разъединителей	0,6	22	13,2
6	Подогрев шкафов релейной аппаратуры	0,5	4	2
7	Наружное освещение	4,5	1	4,5
8	Оперативные цепи	1,8	1	1,8
Итого:	58,2

Полученную суммарную нагрузку необходимо умножить на коэффициент спроса .

кВА.

Согласно ГОСТ 9680-77 выберем мощность трансформатора собственных нужд равной 63 кВА.

По рекомендациям «Норм технологического проектирования» на подстанции с двумя трансформаторами устанавливаются два трансформатора собственных нужд ТМ -63/10.

Трансформатор собственных нужд присоединяют к выводам 10 кВ силового трансформатора.

11. Расчет заземления

Площадь подстанции, отведенная под заземляющие устройства

Выбираем материал из угловой стали с размерами мм,

сухо глинок средней влажности,

Рассчитаем удельное сопротивление грунта:



- повышающий коэффициент, зависящий от климатических условий местности

Эквивалентный диаметр уголка:

м,

где м.

Расстояние от поверхности земли до середины заземлителя составляет:

м.,

где - глубина заложения вершины заземлителя, - длина уголка

Определим сопротивление вертикального заземлителя:

, Ом

Определяем необходимое количество заземлителей с учетом коэффициента экранирования:

 Ом - нормируемое сопротивление заземления согласно ПУЭ для подстанции 110/35/10 кВ., - коэффициент экранирования.

Выбираем заземляющий контур, состоящий из 26 заземлителей

Сопротивление соединительной полосы контура

мм - поперечное сечение полосы

Общая длина полос:

м

- климатический коэффициент для полосы

м - глубина прокладки полос в грунте

Определяем сопротивление полосы:

, Ом

Ом

Сопротивление полосы с учетом коэффициента экранирования:

Ом

Общее сопротивление заземляющего контура:

Ом

По норме не более 4 Ом.

12. Расчет молниезащиты

Защиту от прямых ударов молний производится стержневыми молниеотводами. Высота защитного сооружения hx=15м.

Размеры подстанции м. Для данной подстанции будем использовать железобетонные стойки типа СК-26, на вершине закреплена металлическая стойка высотой 3 метра. Высота молниеотводов h=26м. Молниеотвод состоит следующих элементов:

- молниеприемника, непосредственно принимающего удар молнии;

- несущей конструкции, предназначенной для установки молниеприемников;

- токоотвода, обеспечивающего вывод тока молнии в землю.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода (), м определяем по следующей формуле:

,

м

где h - полная высота молниеотвода, - высота защищаемых объектов, - активная часть молниеотвода (превышение молниеотвода над защищаемым уровнем), Р - постоянная (для молниеотвода при высоте менее 30 м значение Р=1).

Зона защиты охватывает все оборудования подстанций.

Радиус зоны защиты на уровне земли:

,

электрический трансформатор трехфазный

Определим полную высоту зоны защиты:

,

Необходимым условием защищенности всей площади подстанции на высоте является:

м

м

Из данного расчета можно увидеть, что для устройства молниезащиты необходимо установить четыре молниеотвода высотой 26 м.

Заключение

В результате курсового проектирования была спроектирована районная понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергии напряжением 110/35/10 кВ.

Спроектированная подстанция позволяет:

- бесперебойно снабжать электроэнергией потребителей I,II,III категории. Для этого были рассмотрены и выбраны различные устройства релейной защиты и автоматики;

- измерять и учитывать протекающую через нее электрическую энергию;

- устройства автоматического регулирования напряжения (РПН), установленные в силовых трансформаторах, позволяют без выключения трансформаторов изменять напряжение в заданных пределах;

- установки комплектных распределительных устройств наружной установки (КРУН) позволяют не только «легко» управлять подстанцией, но и затраты на сооружение такой подстанции существенно меньше, нежели при сооружении открытых устройств.

Литература

1) Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М. Энергоатомиздат, 1989 г

2) Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М. Энергоатомиздат, 1987 г.

3) Крючков И.П., Кувшинский Н.Н, Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций //Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М: Энергия, 1978.

4) Правила устройства электроустановок /Минэнерго. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Главгосэнергонадзор,1998. - 608с.

5) Электрическая часть станций и подстанций. /Под ред. А.А. Васильева. - М. Энергоатомиздат, 1990 г.

6) Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. /Под. Ред. В.М. Блок. - М. Высш. школа, 1981 г.

7) ГОСТ 2.105-95. Общие требования к текстовым документам.

Размещено на Allbest.ru

...