Расчеты по выбору силовых трансформаторов, электрооборудования, токоведущих частей и основных элементов электрической части электростанций и подстанций
Структурные схемы и электрические соединения подстанции. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Расчетные условия на первичном и вторичном напряжении. Выбор типов релейной защиты и измерительных трансформаторов. Анализ энергосбережения.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 14.10.2015 |
| Размер файла | 553,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1 Краткая технология производства
1.2 Характеристика потребителей электроэнергии
1.3 Разработка структурных схем подстанции
1.4 Разработка главной схемы электрических соединений подстанций
1.5 Контрольно-измерительные приборы на подстанции
1.6 Собственные нужды электрических подстанций
2. Расчетная часть
2.1 Выбор типа и расчет мощностей трансформаторов
2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов
2.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
2.4 Расчетные условия и выбор аппаратов на первичном напряжении аппаратов на первичном напряжении
2.5 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении
2.6 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции
2.7 Выбор типов релейной защиты
2.8 Выбор измерительных трансформаторов
2.9 Выбор конструкций и описание распределительных устройств
3. Энергосбережние
Литература
Введение
Вопросы развития электроэнергетики, как отрасли имеют особое значение и определяют развитие всех остальных отраслей народного хозяйства.
В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции -- электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии. В Беларуси, как и в других западных странах, для производства и распределения электрической энергии используют трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока частотой 50 Гц обусловлено большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с сетями однофазного переменного тока, а также возможностью применения в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.
Целью курсового проекта по дисциплине «Электрооборудование подстанций ПП» является получение учащимися практических навыков выполнения типовых электротехнических расчетов по выбору силовых трансформаторов, электрооборудования, токоведущих частей и основных элементов электрической части электростанций и подстанций с учетом их технико-экономических характеристик, выбору главных схем электрических соединений и схем питания собственных нужд, расчетов токов короткого замыкания (далее КЗ) для выбора токоведущих частей и электрических аппаратов для распределительных устройств, а также приобретение практических навыков и умения пользоваться нормативной и специальной технической литературой.
1. Общая часть
1.1 Краткая технология производства
Генерация электроэнергии -- это процесс преобразования различных видов энергии в электрическую на индустриальных объектах, называемых электрическими станциями. В настоящее время существуют следующие виды генерации:
Тепловая электроэнергетика. В данном случае в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия сгорания органических топлив. К тепловой электроэнергетике относятся тепловые электростанции, которые бывают двух основных видов: конденсационные, теплофикационные.
Ядерная энергетика. К ней относятся атомные электростанции. На практике ядерную энергетику часто считают подвидом тепловой электроэнергетики, так как, в целом, принцип выработки электроэнергии на атомных электростанциях тот же, что и на тепловых электростанциях. Только в данном случае тепловая энергия выделяется не при сжигании топлива, а при делении атомных ядер в ядерном реакторе.
Гидроэнергетика. К ней относятся гидроэлектростанции. В гидроэнергетике в электрическую энергию преобразуется кинетическая энергия течения воды.
Альтернативная энергетика. К ней относятся способы генерации электроэнергии, имеющие ряд достоинств по сравнению с «традиционными», но по разным причинам не получившие достаточного распространения. Основными видами альтернативной энергетики являются: ветроэнергетика, гелиоэнергетика, геотермальная энергетика, водородная энергетика, приливная энергетика, волновая энергетика.
На территории Республики Беларусь основным видом электростанций являются теплоэлектроцентрали. Это наиболее простой и дешёвый способ получения электроэнергии.
Передача электрической энергии от электрических станций до потребителей осуществляется по электрическим сетям.
Электрическая сеть -- совокупность электроустановок предназначенных для передачи и распределения электроэнергии от электростанции к потребителям.
1.2 Характеристика потребителей электроэнергии
Все электроприемники с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.
Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Они должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания.
Электроприемники II категории - это электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания. Допускается питание электроприемников II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более суток.
Электроприемники III категории - все остальные электроприемники, не подходящие под определение I и II категорий. Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают сутки. Исходя из данных курсового проекта потребители трех категорий составляют I-5%, II-60%, III-35%, следовательно, для питания данной схемы необходимо принять два независимых источника питания.
1.3 Разработка структурных схем подстанций
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки: распределительные устройства (далее РУ), трансформаторы, генераторы.
Структурная схема подстанции зависит от состава оборудования (числа трансформаторов и так далее) и распределения нагрузки между РУ разного напряжения.
Функционирование данной структурной схемы выдачи электроэнергии подстанции такова: электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ высокого напряжения подстанции, далее в РУ низкого напряжения и распределяется между потребителями.
В данной схеме, представленной на рисунке 1, применено два силовых трансформатора, что позволяет обеспечить питание потребителей первой и второй категорий
При выходе из строя одного трансформатора, потребители первой и второй и категорий будут питаться от второго трансформатора.
Рисунок 1. Структурная схема выдачи энергии на двухтрансформаторной подстанции
1.4 Разработка главной схемы электрических соединений подстанций
Главная схема электрических соединений подстанции разрабатывается после разработки структурной схемы. Она представляет собой совокупность основного электрического оборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями. От выбора главной схемы зависит состав элементов и связей между ними. При ее проектировании определяется категория подстанции, ее назначение, тип присоединения, способ защиты трансформаторов подстанции. Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т.д. На рисунке 2 изображена главная схема проектируемой подстанции.
Рис. 2. Главная схема электрических соединений подстанции
Подстанция является проходной, потребительской, двух трансформаторной. Трансформаторы приняты двух обмоточными, защита трансформаторов выполняется с помощью выключателей. «Мостик» расположен со стороны трансформатора.
Схема с выключателем в перемычке обеспечивает при повреждении на линии и отключении одного трансформатора возможность подключить его ко второй линии. Выключатель в перемычке в нормальном режиме работы подстанции должен быть включен, чтобы при коротком замыкании (далее КЗ), была возможность быстрого отключения поврежденного участка схемы и восстановления с помощью АВР питания потребителей подстанции.
1.5 Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Контроль над режимом работы электрооборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут, устанавливаются в разных местах: на центральном пульте управления, на блочных щитах управления и на местных щитах.
Даже на аналогичных присоединениях в зависимости от особенностей их режима работы количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.
Перечень используемых контрольно-измерительных приборов представлен в таблице 1
Таблица 1. Контрольно-измерительные приборы на подстанции
|
№ п/п |
Цепь |
Перечень приборов |
Тип |
Класс точности |
Потребляемая мощность, ВА |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1 |
Понижающего двух обмоточного трансформатора |
Амперметр |
ЩП 120 |
1 |
3 |
|
|
счетчики активной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
В цепи тока-0,1 в цепи напряжения-1 |
|||
|
счетчик реактивной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
В цепи тока-0,1 в цепи напряжения-1 |
|||
|
2 |
Сборные шины 6 кВ |
Вольтметр для измерения междуфазового напряжения |
PZ 194U-2S1T |
0,5 |
4 |
|
|
Вольтметр с переключением для измерения трехфазных напряжений |
PZ 191U-2S4T |
0,5 |
4 |
|||
|
3 |
Секционного выключателя 6 кВ |
Амперметр |
ЩП 120 |
0,5 |
3 |
|
|
4 |
Линии 6 кВ |
Амперметр |
ЩП 120 |
0,5 |
3 |
|
|
Счетчики активной энергии |
Меркурий 230 ART |
0,5 |
В цепи тока-0,1; в цепи напряжения-1 |
|||
|
Счетчик реактивной энергии |
Меркурий 230 ART |
0,5 |
В цепи тока-0,1; в цепи напряжения-1 |
|||
|
5 |
Дугогасительного реактора |
Амперметр |
Н-344 |
0,5 |
10 |
1.6 Собственные нужды электрических подстанций
Состав потребителей собственных нужд ( далее с.н.) подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях, выполненных по упрощённый схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства.
На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки, а при оперативном постоянном токе - зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки, их подшипников, насосы системы охлаждения.
Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприёмники компрессоров.
Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов с. н. выбирается по нагрузкам с.н. с учётом коэффициентов загрузки и одноврепенности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
На подстанциях с оперативным преременным током трансформаторы с.н. присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 6-10кВ при полной потере напряжения на шинах 6-10кВ.
Шины 0,4кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин с.н. через стабилизаторы с напряжением на выходе 220В.
На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы с.н. присоединяются к шинам 6-35кВ. Если отсутствует РУ 6-35кВ, то трансформаторы с.н. присоединяются к обмотке НН основных трансформаторов.
2. Расчетная часть
2.1 Выбор типа и расчет мощности трансформаторов
По данным принимаем трансформатор силовой масляный трехфазный двухобмоточный типа ТДН напряжения 35кВ
Производим расчет мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции по формуле:
Sтр.= (1)
где: Sтр. - мощность трансформатора, кВА
Sp - расчетная мощность трансформатора, кВА
в - коэффициент загрузки трансформатора, 0,7 [1]
N - число трансформаторов
Sн.тр. = = 8571,4кВА
Принимаем [2] трансформатор ТДН-10000/35 для первого варианта.
Рассчитываем действительный коэффициент загрузки по формуле:
в= (2)
где: Sн. - номинальная мощность трансформатора, кВА
в == 0,6
Проверяем его при аварийном режиме по формуле:
(3)
где: I и II - категории электроприемников = 0,65
1,4 - коэффициент перегрузки
Sн.тр. = = 5714,23кВА
Принимаем [2] трансформатор ТМ-6300/35 для второго варианта.
в == 0,63 (2)
(3)
Аналогично производим расчет мощности трансформатора собственных нужд по формуле (1):
Sт кВА
Выбираем два трансформатора ТМГ-250/6
Таблица 2. Технические характеристики трансформаторов
|
Вид трансформатора |
Мощность трансформатора, кВА |
Потери |
Iхх, % |
Uкз, % |
||
|
?Pхх , кВт |
?Pкз , кВт |
|||||
|
ТМ 6300/35 |
6300 |
9,4 |
46,5 |
1,17 |
7,5 |
|
|
ТДН 10000/35 |
10000 |
24 |
90 |
4 |
14,4 |
|
|
ТМГ-250/6 |
250 |
0,55 |
3,7 |
1,9 |
4,5 |
2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов
|
Выбор одного из вариантов определяется сравнением показателей надежности, безопасности, экономичности, маневренности. Для окончательного выбора рассмотрим два-три варианта с выявлением капитальных затрат, включающих в себя стоимость оборудования трансформаторной подстанции. Эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерь и амортизационных отчислений. Суммарные затраты состоят из капитальных затрат и эксплуатационных расходов. |
Для определения капитальных затрат принимаем основное оборудование, объединенное в таблицу 3.
Таблица 3. Капитальные затраты
|
Наименование продукции |
цена, тыс.руб |
Вариант |
||||
|
Первый |
второй |
|||||
|
Кол-во |
цена, тыс.руб |
кол-во |
цена, тыс.руб |
|||
|
ТМ-6300/35 |
8,55 |
3 |
25,65 |
|||
|
ТДН-10000/35 |
11 |
2 |
22 |
|||
|
Итого |
25,65 |
22 |
Производим расчет экономических показателей:
Время максимальных потерь определяем по формуле
8760 (4)
где: - число часов использования максимума нагрузки, ч.
Годовые потери электроэнергии в одном трансформаторе рассчитаем по формуле:
(5)
где: T- годовое время работы трансформатора (8760ч) [1]
- мощность потерь холостого хода, кВт.
- Мощность потерь короткого замыкания, кВт.
-коэффициент загрузки трансформатора.
- время максимальных потерь, ч.
Годовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле:
(6)
где: - годовые потери в одном трансформаторе, кВт*ч.
Экономически целесообразные схемы определяются минимальными приведенными затратами:
(8)
где: рн - нормативный коэффициент экономической эффективности; 0,12
К - капиталовложения, тыс.руб.
И - годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб/год.
У - ущерб от недоотпуска электрической энергии .
Ущерб определяется только в том случае, если сравниваемые варианты имеют существенное различие по надежности питания.
В учебном проектировании ущерб обычно не учитывается.
Издержки определяем по формуле:
(9)
где: (ра+ро) - коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание, 0,093
с - стоимость 1кВт/ч потерь, тыс. руб.
Производим расчет экономических показателей для первого варианта.
Время максимальных потерь определим по формуле (4):
По формуле (5) рассчитаем годовые потери в одном трансформаторе:
Для расчета потерь в двух трансформаторах воспользуемся формулой (6):
По формуле (9) рассчитаем годовые эксплуатационные издержки:
Приведенные затраты определяем по формуле (8):
Производим расчет экономических показателей для второго варианта.
Годовые потери в одном трансформаторе по формуле (5):
По формуле (7) годовые потери в трех трансформаторах:
По формуле (9) рассчитаем годовые эксплуатационные издержки:
Приведенные затраты определяем по формуле (8):
Вывод: Принимаем для расчета двухтрансформаторную подстанцию ТДН-10000/35, так как она является наиболее экономичной.
2.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
По расчетной схеме, где представлены элементы коротко замкнутой цепи, составляем схему замещения в виде активных и индуктивных сопротивлений. С учетом того, что активное сопротивление мало относительно индуктивного, то в установках напряжением выше 1000В его не учитывают.
Схема замещения, путем постепенного преобразования приводится к одному эквивалентному сопротивлению, а затем ток короткого замыкания определяется по закону Ома.
Токи короткого замыкания в установках выше 1000В рассчитывается методом относительных единиц. Этот метод дает более простую структуру расчетных выражений. Относительные величины при расчете короткого замыкания приводятся к базисному напряжению и их базисной мощности.
При мощности источника равной бесконечности его сопротивление принимаем равным нулю.
Сопротивление трансформатора в относительных единицах определяется по формуле:
(10)
где-- напряжение короткого замыкания трансформатора, кВ.
-- базисная мощность, принимается произвольно, МВА
Индуктивное сопротивление воздушной и кабельной линии определяется:
(11)
где l -- длина линии, км.
- среднее напряжение, принимается вместо действительного, кВ.
Хо - удельное сопротивление линии, Ом/км.
Начальный периодический ток определяется:
(12)
где -- базисный ток, кА
-- результирующее сопротивление.
Базисный ток определяется по формуле:
(13)
Ударный ток короткого замыкания:
(14)
где -- коэффициент ударный, принимается по справочным данным в зависимости от места короткого замыкания [3].
Сопротивление трех обмоточного трансформатора:
(15)
(16)
(17)
- сопротивление на средней обмотке.
- сопротивление на низкой обмотке.
Если задана мощность, то относительное сопротивление источника определяется через сверхпереходное сопротивление генератора, базисную мощность и номинальную мощность.
(18)
(19)
где Р - мощность источника, МВт.
- коэффициент мощности.
Эквивалентное ЭДС для 2-х источников:
Eэкв= (20)
Произведем расчет токов короткого замыкания.
Рисунок 3. Расчетная схема.
Рисунок 4. Схема замещения
Принимаем Sб=1500МВА.
Производим расчет тока короткого замыкания для первой точки.
Сопротивление источника вычисляем по формуле (18):
Сопротивление линии вычисляем по формуле (11):
Х2=
Х8=X9=
Определяем номинальную мощность по формуле (19):
Sном= МВА
Сопротивление источника определяем по формуле (18):
Х3=Х4=
Х12=
Определяем сопротивление трехобмоточного трансформатора по формулам (15,16,17):
Х5=
Х7=
Х6=
Рисунок 5. Схема замещения
Определяем сумму сопротивлений:
Х13=Х6+Х12=0,06+2,88=2,94
Х14=Х1+Х2+Х5=0,4 +3,18+2,38=5,96
Находим эквивалентное ЭДС для двух источников по формуле (20):
Еэкв=
Производим дополнительное преобразование схемы:
Рисунок 6. Схема замещения
Х15=
Х16=
Определяем сумму сопротивлений:
Х17= Х7+Х15+X16= 1,6+11,92+61,36 = 74,88
Рассчитываем токи короткого замыкания от первой ветви:
токи определяем по формулам (12,13):
Iб= = 23,4кА
Iп.о =
Находим ударный ток короткого замыкания по формуле (14):
Iуд=кА
Расчет для второй точки короткого замыкания аналогичен:
Находим сопротивление трансформатора по формуле (10):
Х10=Х11= =21,6
Находим общее сопротивление:
Х18 = X17+X11=28,86+21,6=50,46
Находим токи по формулам (12, 13,14):
Iб=
Iп.о =
Iуд = = 7,2 кА
Значения токов короткого замыкания для двух точек приведины в таблице 4.
|
Точка К.З. |
Iп.о, кА |
Iуд , кА |
|
|
К1 |
1,68 |
3,82 |
|
|
К2 |
3 |
7,2 |
2.4 Расчетные условия и выбор аппаратов на первичном напряжении
Цель выбора -- обеспечить электрическую установку надежным в работе, безопасным в обслуживании и экономическим в монтаже и эксплуатации оборудованием.
Для этого выбранные аппараты, шины и кабели должны:
а) соответствовать условиям окружающей их среды или роду установки.
б) иметь такие номинальные параметры, чтобы удовлетворять условиям работы в нормальном режиме и при коротком замыкании.
в) отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.
Выключатели выбираются по следующим параметрам:
1. По напряжению:
2.По длительному току:
Выключатели выбираются по следующим параметрам:
3. По напряжению:
4. По длительному току:
Проверку выключателей следует производить по следующим параметрам:
5. По отключающей способности:
a. На симметричный ток отключения:
b. Отключение апериодической составляющей тока короткого замыкания:
(21)
где: номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключенном токе для времени
номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % .
апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов .
1.3 если условие соблюдается, а , то допускается производить проверку по полному току короткого замыкания
6. По включающей способности:
где: номинальный ток включения
наибольший пик тока включения, рассчитываемый по формуле:
(22)
где: ударный коэффициент, нормированный для выключателя 1,8
7 .На электродинамическую стойкость:
где: действующее значение периодической составляющей предельно сквозного тока короткого замыкания.
наибольший пик тока электродинамической стойкости.
8. На термическую стойкость:
(23)
где: ток термической стойкости.
длительность протекания тока термической стойкости, с.
тепловой импульс тока короткого замыкания, рассчитывается по формуле:
подстанция электрический аппарат напряжение
Если
,
То
Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя в учебном проектировании обычно не производится, так как в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя.
При выборе типа разъединителя нужно обращать внимание на необходимое количество заземляющих ножей и место их установки. В схеме должно быть предусмотрено такое количество заземляющих ножей, чтобы исключить необходимость использования переносных заземляющих ножей. Разъединитель выбирают по тем же параметрам, что и выключатель.
Ограничитель перенапряжения выбирается по типу и напряжению:
Принимаем [1] выключатель BГБЭ-35.
Iнорм = (24)
Iнорм = = 115,47A
Iутяж = (25)
Iутяж = = 230,95А
По формуле (23) определяем расчетное время отключения:
(26)
iаф= (27)
Iпф=Iп.о=1,68кА (28)
Принимаем по [1] Ta = 0,02c.
iа0,05 = = 0,195кА
iа.ном. = (29)
iа. ном. = =5,65кА
iвкл. ном. = (30)
iвкл. ном. = =28,43кА
tоткл=0,05с < tтерм = 3с
0,198кА2с
кА2с
Данные выбора и проверки выключателя сводим в таблицу 5.
Принимаем по [1] разъединители РГ.1-35.II/1000 УХЛ1 с приводом ПРГ-5 УХЛ1 и РГ.2-35.II/1000УХЛ1 с приводом ПРГ-5 УХЛ1, технические характеристики представлены в таблице 5.
Данные о выборе и проверке разъединителя сводим в таблицу 5.
Принимаем по [1] ОПН ОПН-п-35/37/10/550, технические характеристики представлены в таблице 4.
Таблица 5. Технические характеристики ОПН ОПН-п-35.
|
Тип |
, кВ |
|
|
ОПН-п-35/37/10/550 |
35 |
Таблица 6. Данные о выборе и проверке аппаратов.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
||
|
Выключатель |
Разъединитель |
||
|
Uуст =35кВ |
35 кВ |
35 кВ |
|
|
Iутяж = 230,94А |
Iном =630А |
Iном =1000А |
|
|
Iп0,05 =1,396кА iа0,05 =0,162кА |
12,5 кА iа.ном =5,65к А iд.=35 кА |
||
|
iу=3,56кА |
iд.=40 кА |
||
|
=0,136с |
7,81с |
12,8с |
Выбираем предохранитель для защиты измерительного трансформатора напряжения. Предохранители характеризуется номинальным напряжением, номинальным током и номинальным током отключения. Кварцевые предохранители для защиты измерительных трансформаторов напряжения типа ПКН имеют неограниченную отключающую способность и их выбор осуществляется по конструкции и роду установки и по напряжению установки.
По формуле:
35кВ = 35кВ
По [1] принимаем предохранитель ПКН 001-35 У1.
Выбранные аппараты удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.
2.5 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении
Комплектное распределительное устройство (далее КРУ) состоит из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, совместно с их несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.
КРУ состоит из: вводного шкафа, шкафа с трансформатором собственных нужд, линейного шкафа, шкафа с секционными выключателями, шкафа с измерительными трансформаторами и с заземлением сборных шин, с аппаратами защиты от перенапряжений.
КРУ выбирается по максимальному току, по формуле (24) и (25):
Iутяж =А
Iнорм = = 577,35А
Принимаем КРУ серии ЕС-01-6-20/1600-У3. Его номинальные данные сводим в таблицу 7.
Таблица 7. Номинальные данные КРУ
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iд, кА |
|
|
КРУ Р/БЕЛ-6-20/1600-У3 |
6 |
1600 |
51 |
Выбор вводного выключателя:
Выбираем выключатель BB/TEL/1600 [4] и его номинальные данные сводим в таблицу 8.
Таблица 8. Номинальные данные вводного выключателя
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iоткл, кА |
, с |
iд, кА |
It, кА |
tt, с |
|
|
BB/TEL/1600 |
6 |
1600 |
20 |
0,025 |
51 |
20 |
3 |
По формулам (21) - (30) выбираем выключатель:
Iп0,03=3кА
Принимаем по [1] Ta = 0,03c.
iа0,03 = =1,32 кА
iа. ном. = =11,3 кА
iвкл. ном. = =50,91кА
tоткл=0,25с <tтерм = 3с
кА2с
кА2с
Выбор выключателя на отходящих линиях:
Выбираем количество отходящих линий, оно производится по условию:
nлэп =(31)
Подставляем значения в формулу (31):
nлэп =шт.
Принимаем 6шт.
Выбираем по [4] выключатель BB/TEL/630. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу 9.
Таблица 9. Номинальные данные выключателя на отходящих линиях:
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iоткл, кА |
,с |
iд, кА |
It, кА |
tt, с |
|
|
BB/TEL/630 |
6 |
630 |
20 |
0,025 |
51 |
20 |
3 |
Проверка выключателя на отходящую линию аналогична вводному выключателю, только вместо Iутяж и Iнорм берётся Iр:
Iр= (32)
Подставляем значения в формулу (32):
Iр=
Выбор секционного выключателя:
Секционный выключатель выбираем по току:
0,7Imax =0,7·1347,15=943А
Выбираем по [4] выключатель BB/TEL/1000. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу10:
Таблица 10. Номинальные данные секционного выключателя
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iоткл, кА |
, с |
iд, кА |
It, кА |
tt, с |
|
|
BB/TEL/1000 |
6 |
1000 |
20 |
0,025 |
51 |
20 |
3 |
Проверка секционного выключателя аналогична вводному выключателю.
Расчетные и номинальные данные выключателей сводим в таблицу11:
Таблица 11. Данные выключателей:
|
Расчетные данные |
Каталожные данные. Вводной BB/TEL/1600 |
Каталожные данные. Секционный BB/TEL/1000 |
Каталожные данные. Линейный BB/TEL/630 |
|
|
Uуст =6кВ |
Uном =6кВ |
Uном =6кВ |
Uном =6кВ |
|
|
Iнорм =577,35А Iутяж=1347,15А Imax=943A Iр=192,5А |
Iном = 1600А |
Iном =1000А |
Iном = 630А |
|
|
Iп0,035 =53кА iа0,035 =1,32кА |
Iоткл..ном =20 кА iа. ном. = 11,3 кА |
Iоткл..ном =20 кА iа. ном. = 11,3 кА |
Iоткл..ном =20 кА iа. ном. = 11,3 кА |
|
|
Iп.о. =53кА iу=7,2кА |
Iоткл..ном =40 кА iвкл..ном =82,16кА |
Iоткл..ном =40 кА iвкл..ном =82,16кА |
Iоткл..ном =40 кА iвкл..ном =82,16кА |
|
|
iу=7,2кА |
iд = 51кА |
iд = 51кА |
iд = 51кА |
|
|
Bк=0,59кА2с |
I2терм*tоткл =14кА2с |
I2терм*tоткл =14кА2с |
I2терм*tоткл =14кА2с |
Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
Выбираем ОПН: выбирается по напряжению - ОПН-п-6/6/10/550.
Выбор предохранителя для измерительного трансформатора напряжения
Выбираем по [1] предохранитель ПКН 001-10УЗ с номинальными данными:
Uном =10кВ
Проверяем по условию: Uном ? Uуст
10кВ > 6кВ
Выбранные предохранители удовлетворяют всем требования, значит принимаем их к установке.
2.6 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции
Гибкие токопроводы применяются для соединения электрических аппаратов в РУ. В РУ 35кВ и выше она выполняется неизолированными проводами марки АС. Для соединения генератора и трансформатора с РУ 6кВ гибкий токопровод выполняется пучком проводов. Два провода из пучка сталеалюминевые, они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода алюминиевые и являются только токоведущими, их сечение рекомендуется выбирать большими, так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.
Выбор гибкого токопровода на напряжение 35кВ
Выбираем сечение по экономической плотности тока:
(33)
где Jэк - экономическая плотность тока [5], в зависимости от характеристики и часов использования максимума нагрузки, принимаем равным 1 А/мм2. Сечение должно быть не меньше:
мм2
Принимаем [6] сталеалюминевый провод АС-95/16 с диаметром, Iдоп=330А;
Проверяем по допустимому току:
Iдоп Iутяж
330>230,94
Проверяем на термическую устойчивость:
Fmin = (33)
где C - коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [5] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равный 91.
По формуле (30) определяем минимальное сечение:
мм2
Провод термически устойчив:
95мм2>4,1мм2
Принимаем к установке гибкий токопровод АС-95/16.
Проверяем провода на коронирование:
1,07Е < 0,9Ео (34)
где Е - напряженность электрического поля у проводника;
Ео - максимальное значение начальной критической напряженности.
Е = (35)
где U - линейное напряжение, кВ
ro - радиус провода, см
ro = (36)
Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см
Dср =1,26D (37)
где D - расстояние между соседними проводами фаз, должно быть не менее 50cм, так как U =35кВ.
Еo = (38)
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для однопроволочных проводов m=1).
По формуле (37) находим радиус провода:
ro = мм=0,68 см
По формуле (38) находим среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:
Dср =1,26*50=63см
По формуле (33) находим Е:
Е =
По формуле (36) находим Еo:
Еo =
Проверяем провода на коронирование:
Выбираем подвесные изоляторы на напряжение 35кВ:
ПС-6А (количество - 3).
Выбор гибкого токопровода на напряжение 6 кВ:
По формуле (29) рассчитываем сечение токопровода. j =1А/ мм2, так как Tmax=6300ч:
Fэ =мм2
Принимаем два сталеалюминевых провода АС-300/66 с Iдоп =680А.
По формуле (34) определяем минимальное сечение:
мм2
Проверяем гибкий токопровод по допустимому рабочему току:
1347,15<680*2
1347,15А< 1360А
Выбор сечения жестких сборных шин в комплектном распределительном устройстве напряжением 6 кВ производится по нагреву:
Iутяж? Iдоп
1347,15А<1480А
Принимаем по [1] однополосную алюминиевую шину 80х10 с Iдоп=1480А, типа АД31Т с допустимым механическим напряжением удоп=89МПа и поперечным сечением шины .
Проверяем шину на термическую стойкость по условию:
Fmin F ст
14,2< 800
Шина термически устойчива.
Проверяем шину на динамическую устойчивость. Для этого определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании по формуле, Н/м:
(39)
где Кф -- коэффициент формы шин, принимается в зависимости от соотношения размеров шины, Кф =1
а -- расстояние между шинами, а=200 мм=0,2м, [1]
Момент сопротивления при расположении шины плашмя, м3:
(40)
где b -- ширина шины, м
h -- высота шины, м
Момент инерции поперечного сечения шины, см4
(41)
J =см4,
Изгибающий момент определяется по формуле:
(42)
где L - принятая к расчету длина пролета, определяемая по формуле:
L = (43)
L =м
Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:
(44)
Шины механически прочны, если:
урасч? удоп
0,86МПа<89МПа
Выбранная шина удовлетворяет всем условиям.
Выбор изоляторов
В РУ шины устанавливаются на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины устанавливаются на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:
1. по номинальному напряжению:
2. по допустимой нагрузке:
где Fрасч - сила действующая на изолятор;
Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора, Н
(45)
где Fразр - разрушающая нагрузка на изгиб, кг*с
Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:
Fрасч= (46)
где Кn - поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена плашмя, Кn=1.
Выбираем по [6] опорный изолятор ИОР-6-3,75. Данные сводим в таблицу 12.
Таблица 12. Номинальные данные
|
Тип изолятора |
Uн, кВ |
Fизг, кН |
Высота, мм |
Масса, кг |
|
|
ИОР-6-3,75 |
6 |
3,75 |
100 |
1,1 |
Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (45):
Н
Находим силу, действующую на изолятор по формуле (46):
Fрасч =Н
64Н < 2250Н
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимаем к установке опорный изолятор ИОР-6-3,75.
Проходной изолятор выбирается по тем же условиям, что и опорный, а также по максимальному рабочему току:
Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:
Fрасч= (47)
Выбираем по [6] проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5. Данные сводим в таблицу 13.
Таблица 13. Номинальные данные
|
Тип изолятора |
Uн, кВ |
Pизг, кН |
|
|
ИПУ-10/1600-12,5 |
10 |
12,5 |
Находим силу, действующую на изолятор по формуле (47):
Fрасч =Н
Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора:
Н
Сводим в таблицу 14 расчетные и номинальные данные изолятора.
Таблица 14. Данные проходного изолятора
|
Расчётные данные |
Uуст, кВ 6 |
Fрасч, Н 102 |
Iутяж, А 1347,15 |
|
|
Каталожные данные |
Uн, кВ 10 |
Fдоп, Н 12500 |
Iн, А 1600 |
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5.
Выбор кабелей:
Кабели выбирают:
1.по напряжению установки
2. по конструкции
3. по экономической плотности тока Fэк
где Jэк = 1,6А\мм2 [1]
4. по допустимому току
Iутяж? Iдоп
где Iдоп - длительно допустимый ток (А), с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей К1 (принимается равным 1) и на температуру окружающей среды К2 (принимается равным 1), с учетом коэффициента перегрузки в послеаварийном режиме Кав (принимается равным 1,23)
(48)
5. по термической стойкости
Fmin F cт
Производим выбор кабеля:
Выбираем для всех отходящих линий кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Проверяем по напряжению:
6кВ=6кВ
Производим расчет сечения кабеля :
мм2
Выбираем по [6] кабель трехжильный алюминиевый с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение U=10кВ, сечением F=120мм2, Iдоп.ном=271А для прокладки в земле типа АПвП-6-3*120
Проверяем по допустимому току (48):
Iдоп=271111,23=333,3А
192,5А<333,3А
По формуле (34) определяем минимальное сечение:
Fmin =
По термической стойкости:
11,8мм2<120мм2
Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.
2.7 Выбор типов релейной защиты
Выбор типов релейной защиты осуществляется в соответствие с техническим кодексом установившейся практики (далее ТКП).
Должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:
Для трансформаторов собственных нужд:
1. От многофазных замыканий в обмотках и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита трансформатора без выдержки времени.
2. От токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.
3. От токов в обмотках, обусловленных перегрузкой - максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
4. От замыканий внутри бака и понижения уровня масла - газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Для трансформаторов:
1. Многофазных замыканий в обмотках и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени.
2. Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью.
3. Витковых замыканий в обмотках - газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
4. Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.
5. Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой - максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
Для сборных шин 6 кВ:
Для секционированных шин 6-10 кВ подстанций предусмотрено двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению, а вторая - в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.
2.8 Выбор измерительных трансформаторов
Трансформаторы тока выбирают по напряжению, по току, по электродинамической стойкости, по термической стойкости, классу точности и вторичной нагрузке.
Вторичная нагрузка определяется по формуле:
(49)
где rпр - сопротивление приборов, принимаем по справочным материалам, или по формуле:
(50)
rк - сопротивление переходных процессов равное: 0,05 Ом - если ко второй обмотке подключено 2-3 прибора и 0,1 Ом - если более 3 приборов;
rпров - сопротивление проводов, определяемое по формуле
(51)
Сечение провода рассчитывается по формуле
где Lрасч - расчётная длинна, принимаемая в зависимости от действительной длинны и от схемы соединения измерительных трансформаторов тока.
При соединении в неполную звезду
Lрасч = v3 · L (53)
При соединении в полную звезду:
Lрасч = L (54)
Действительное сопротивление провода рассчитываем по формуле:
(55)
Выбираем трансформатор тока на первичном напряжении подстанции.
Трансформаторы тока выбираются по типу и номинальному току.
По [5] принимаем встроенный трансформатор тока ТВ-35. Его номинальные данные представлены в таблице 15.
Таблица 15. Данные трансформатора тока
|
Тип |
Uн, кВ |
I1ном, А |
I2ном, А |
Iтерм, кА |
|
|
ТВ-35 |
35 |
300 |
5 |
10 |
Так как трансформатор тока встроен в выключатель, то проверять его на динамическую стойкость не нужно. В таблицу 16 сведены расчетные и номинальные данные трансформатора тока.
Таблица 16. Данные трансформатора тока
|
Расчётные данные |
Трансформатор тока |
|
|
Uуст = 35кВ |
Uном = 35кВ |
|
|
Iутяж = 230,94А |
I1ном = 300 А |
|
|
Bк = 0,136кА2с |
Iтерм2 · tоткл = 5кА2с |
Выбор трансформаторов напряжения на напряжение 35кВ осуществляется по роду установки, по конструкции, по напряжению и по классу точности.
Принимаем для наружной установки измерительный трансформатор напряжения типа НОМ 35-66У1,U1=35кВ, U2=100В, класс точности -3.
Выбираем трансформаторы тока на вторичном напряжении подстанции. Согласно требуемым значениям для вводного, секционного и линейного шкафа принимаем трансформатор тока ТОЛ-10-IM2.
Технические характеристики трансформатора тока сводим в таблицу 17.
Таблица 17. Номинальные данные трансформатора тока
|
Тип |
Uн1, кВ |
Iн1, А |
It, кА |
tt, с |
|
|
ТОЛ-10IM2 |
10 |
2000 |
40 |
1 |
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице 1. Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные сводим в таблицу 18
Таблица 18. Вторичная нагрузка трансформатора тока во вводном шкафу
|
Прибор |
Фаза |
|||
|
L1 |
L2 |
L3 |
||
|
Амперметр ЩП 120 |
3 |
3 |
3 |
|
|
Счетчик активной энергии Меркурий 230 ART. |
1 |
1 |
||
|
Счетчик реактивной энергии Меркурий 230 ART. |
1 |
1 |
||
|
Регистрирующий амперметр H-344 |
10 |
10 |
10 |
|
|
Итого |
15 |
13 |
15 |
Проверяем по вторичной нагрузке:
Определяем номинальную мощность всех приборов
Sном = 15ВА
Определяем общее сопротивление приборов по формуле (50):
rк = 0,1 Ом,
так как количество приборов больше 3 шт.
r2н = 1,2 Ом
Определяем сопротивление проводов по формуле (51):
Выбираем сечение провода. Для линий 6кВ L=5м. Определяем расчетную длину по формуле (53):
Lрасч = v3 · 5 = 9м
Определяем сечение провода по формуле (52):
F =мм2
По справочным материалам выбираем ближайшее, стандартное сечение
Fст =2,5мм2
Производим проверку по формуле (55):
rпров =Ом
Производим проверку:
Ом
Полученные значения подставляем в формулу (49):
1,2 >0,8
Данные о выборе и проверке трансформаторов тока сведены в таблицу 19.
Таблица 19. Данные о выборе и проверке трансформаторов тока
|
Расчётные данные |
Данные трансформаторов тока |
|||
|
В вводном шкафу ТОЛ-10-IМ 2 |
В линейном шкафу ТОЛ-10-IМ 2 |
В секционном шкафу ТОЛ-10-IМ 2 |
||
|
Uуст=6кВ |
Uном = 10 кВ |
Uном = 10 кВ |
Uном = 10 кВ |
|
|
В вводном шкафу Iном.расч=577,35 А Iутяж=1347,15А |
Iном = 2000А |
|||
|
В линейном шкафу Iутяж=192,5А |
Iном = 200 А |
|||
|
В секционном шкафу Iутяж=943А |
Iном = 2000 А |
|||
|
iу = кА |
iд = 102 кА |
iд = 102 кА |
iд = 102 кА |
|
|
=1,67кА2с |
96 кА2с |
96 кА2с |
96 кА2с |
|
|
В вводном шкафу r2=1,19Ом |
rном =1,2 Ом |
|||
|
В линейном шкафу r2=1,09Ом |
rном =1,2 Ом |
|||
|
В секционном шкафу r2=0,9Ом |
rном =1,2 Ом |
Данный тип трансформатора полностью удовлетворяет условиям выбора
Измерительный трансформатор напряжения выбираем по условиям (17), (58) и классу точности.
Uуст=Uном
6кВ=6кВ
Принимаем по [8] трансформатор напряжения НАМИТ-6-2 УХЛ1. Технические характеристики сводим в таблицу 20.
Таблица 20. Номинальные данные измерительного трансформатора напряжения.
|
Тип |
Uн1, кВ |
Uн2, В |
Sном2, ВА |
|
|
НАМИТ-6-2 УХЛ1 |
6 |
100 |
200 |
Для проверки измерительного трансформатора напряжения по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице 18. Определяем суммарную нагрузку. Данные сводим в таблицу 21.
Таблица 21. Вторичная нагрузка измерительного трансформатора напряжения
