Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Пояснительная записка курсового проекта 49 с., 8 рисунков, 11 таблиц, 12 источников.

Иллюстративная часть курсового проекта - 2 листа формата А1.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР, ГРАФИК НАГРУЗКИ, ГРОЗОЗАЩИТА, ЗАЗЕМЛЕНИЕ, ТОКИ КЗ, ВЫСОКОВОЛЬТНЫЙ КЛЮЧАТЕЛЬ.

Объектом работы является понизительная подстанция 110/6 кВ.

Цель работы - выполнение проекта понизительной подстанции по заданному графику нагрузки и характеристике потребителей.

В результате работы выбраны силовые трансформаторы, рассчитаны токи короткого замыкания, составлена схема распределительного устройства на стороне 110 кВ и 6 кВ, выбрано оборудование подстанции, произведен расчет молниезащиты и заземления.

Все проектные решения соответствуют требованиям основных нормативных документов.

Содержание

Введение

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2. Расчет токов КЗ

3. Составление схемы понизительной подстанции 110/6 кВ

4. Компоновка подстанции

5. Выбор и проверка электрооборудования подстанции

6. Расчет заземляющего устройства подстанции

7. Расчет молниезащиты подстанции

8. Измерение и учет электроэнергии на подстанции

Заключение

Список использованных источников

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. Развитие промышленности и сельского хозяйства неразрывно связанно с ростом энергопотребления.

Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. 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.

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Описание расчетной схемы сети.

Расчетная схема сети, принятая при проектировании подстанции в соответствии с заданием, приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 Расчетная схема сети при раздельной работе трансформаторов Т1, Т2

Трансформатор Т1 напряжением 110/6 кВ и, соответственно, секция 1 напряжением 6 кВ получают питание от энергоблоков тепловой электростанции. Связь с подстанцией осуществляется от шин 110 кВ ТЭС по воздушной линии W1.

Понизительная подстанция содержит на стороне высшего напряжения силовые двухобмоточные трансформаторы Т1 и Т напряжением 110/6 кВ.

На стороне НН подстанция содержит высоковольтные выключатели Q3, Q4 ввода секций 1 и 2 напряжением 6 кВ, секционный выключатель QK и выключатель присоединений Q5Q10. К присоединениям 6 кВ подстанции относятся асинхронные двигатели М1, М2, синхронные двигатели MS1, MS2 и отходящие кабельные линии W3, W4. Нумерация присоединений соответствует нумерации секций шин 6 кВ.

Выбор и расчет параметров питающих элементов исходной схемы

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для проектируемой подстанции.

В соответствии с упрощенной методикой принимаем число трансформаторов .

Наметим предварительное значение номинальной мощности трансформатора из условия:

где наибольшая нагрузка подстанции, МВА.

По ближайшему значению выбираем тип трансформаторов с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН): ТДН-10000/110 мощностью 6,3 МВ·А и системой охлаждения вида Д.

Результирующая пропускная способность трансформаторов превышает наибольшую продолжительную нагрузку потребителей в период зимнего и летнего графиков нагрузки (рисунок 1.2). Таким образом, в рассматриваемом режиме трансформаторы обеспечивают полное электроснабжение потребителей без перегрузки.

Рассмотрим ремонтный режим, связанный с плановым отключением одного из трансформаторов во время зимнего графика нагрузки. Оставшийся в работе трансформатор будет подвергаться в данном продолжительном режиме систематической перегрузке, так как . Проведем оценку допустимости систематической перегрузки. Выделим участок перегрузки на пересечении линии с линией нагрузки (рисунок 1.2):

Рисунок 1.2 Нагрузка одного трансформатора во время планового простоя другого в зимний и летний период

Рассчитаем начальную нагрузку эквивалентного графика, выделив участки нагрузки ниже линии и определив для каждого участка время :

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки, выделив участки нагрузки выше линии и определив для каждого участка время :

Определим коэффициент максимальной перегрузки подстанции:

Так как то следует принять , а продолжительность графика нагрузки рассчитать по формуле:

Значение допустимой систематической перегрузки при системе охлаждения вида Д, эквивалентной зимней температуре воздуха , предварительной нагрузке и продолжительности перегрузки h=4 часов:

Поскольку плановые ремонты трансформаторов допустимо проводить в любое время.

Рассмотрим ремонтный режим, связанный с плановым отключением одного из трансформаторов

Значение допустимой аварийной перегрузки при системе охлаждения вида Д, эквивалентной зимней температуре воздуха , предварительной нагрузке и продолжительности аварийной перегрузки

значит величина перегрузки допустима.

В рассматриваемых расчетных режимах обеспечивается полное электроснабжение потребителей. Выбираем на подстанции два трансформатора ТДН-10000/110.

Выбор числа и мощности блочных трансформаторов ТЭС

Мощность блочного трансформатора , определяется из условия

где полная мощность блочного генератора, МВА

Руководствуясь техническими данными силовых трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ, приведенных в [9, с. 146-153], выбираем трансформатор:

ТДЦ-125000/110.

Выбор сечений проводов питающих линий

В соответствии с ПУЭ экономически целесообразное сечение F, мм², определяется из соотношения:

где I расчетный ток силового трансформатора в часы максимума нагрузки подстанции, А;

J_ЭК нормированное значение экономической плотности тока, А/мм² , для алюминия принимает 1,3 по [1, таблица 1.3.36].

.

Выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм².

Проверим выбранное сечение по допустимому длительному току I_ДОП = 265 А, [1, таблица 1.3.29] с учетом увеличения тока в послеаварийных и ремонтных (утяжеленных) режимах сети в соответствии с условием

где I_{РАБ,УТЖ} ток в цепи в рабочем утяжеленном режиме, А.

Выбранное сечение удовлетворяет условию допустимого длительного тока.

2. Расчет токов КЗ

трансформатор провод сечение замыкание

Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) выполняем в относительных единицах при базисных условиях.

Зададимся базисными условиями:

Составление схемы замещения и определение её параметров



Рисунок 2.1 - Схема замещения

Расчёт параметров схемы замещения

Для системы:

,

где мощность КЗ на шинах энергосистемы, МВА.

Для синхронного генератора ТВФ-120-2У3:

где для турбогенераторов мощностью 100-500 МВт.

Из [12, с. 137, 235], возьмем характерные соотношения x/r:

для турбогенератора мощностью 100-500 x/r=20, отсюда:

Для асинхронного двигателя:

где для АД.

.

Для синхронного двигателя:

где

Для блочного трансформатора ТДЦ-125000/110:

Для силового трансформатора ТДН-10000/110:

Сопротивления воздушных линий:

где для АС-70.

где для АС-70.

Определим базисные токи:

Расчет токов КЗ в точке К1

Преобразования схемы замещения сверху от точки КЗ

Преобразования схемы замещения снизу от точки КЗ

По методу коэффициентов распределения:

Ток от генераторов

Расчет произведем по методу расчетных кривых. Из найденного результирующего сопротивления генерирующей ветви от ТЭЦ получаем расчетное сопротивление при номинальных условиях генератора.

.

Так как Храсч > 3, то периодической составляющей тока можно пренебречь и ее величина составит:

;

.

Так как активное сопротивление для данной ветви , то

;

;

.

Ток от асинхронного двигателя

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Определяем ударный ток и ударный коэффициент:

;

;

;

.

Ток от синхронного двигателя

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Определяем ударный ток и ударный коэффициент:

;

;

;

.

Определим токи короткого замыкания К1 для различных моментов времени:

;

Суммарный ударный ток короткого замыкания К1

.

Расчет токов КЗ в точке К3

Преобразования схемы замещения сверху от точки КЗ

По методу коэффициентов распределения:

Ток от системы

Ударный ток:

где

Ток от синхронного двигателя

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Определяем ударный ток и ударный коэффициент:

;

;

;

.

Ток от асинхронного двигателя

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Определяем ударный ток и ударный коэффициент:

;

;

;

.

Определим токи короткого замыкания К3 для различных моментов времени:

;

Суммарный ударный ток короткого замыкания К3:

.

Так как токи КЗ от ТЭС больше чем токи КЗ от системы, то расчет будем производить для более тяжелого случая. Рассчитаем токи КЗ в точке К2.

Расчет токов КЗ в точке К2

Преобразования схемы замещения относительно точки КЗ:

Ток от генераторов

Расчет произведем по методу расчетных кривых. Из найденного результирующего сопротивления генерирующей ветви от ТЭЦ получаем расчетное сопротивление при номинальных условиях генератора.

.

Так как Храсч > 3, то периодической составляющей тока можно пренебречь и ее величина составит:

;

.

Так как активное сопротивление для данной ветви , то

;

;

.

Ток от синхронного двигателя

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Определяем ударный ток и ударный коэффициент:

;

;

;

.

Ток от асинхронного двигателя

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ



Определяем ударный ток и ударный коэффициент:

;

;

;

.

Определим токи короткого замыкания К2 для различных моментов времени:

;

Суммарный ударный ток короткого замыкания К2:

.

3. Составление схемы понизительной подстанции 110/6 кВ

Составление схемы понизительной подстанции на стороне 110 кВ

Схемы распределительных устройств на стороне 110 кВ составляют на основе типовых схем, приведенных в перечне “Схем принципиальных электрических РУ подстанций напряжением 35-750 кВ”.

Схема распределительного устройства должна:

а) обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий, трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития подстанции;

б) учитывать требование секционирования сети и обеспечить работу РУ при расчетных значениях токов короткого замыкания;

в) обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы;

г) обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования;

С учетом перечисленных требований применяется схема РУ 110 кВ типа 4Н - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (рисунок 4.1), так как аварийное отключение трансформатора происходит сравнительно редко и нет необходимости в АВР на стороне 110 кВ.



Рисунок 3.1 - Типовая схема РУ 110 кВ типа 4Н

Данная схема наиболее простая и экономичная, но при повреждении в линии или трансформаторе автоматически отключается и линия и трансформатор.

Рассмотрим её более подробно:

AK - аппаратура ВЧ-связи, защиты и телемеханики;

C1 (C2) - конденсатор связи.

FU1, FU2 - плавкие предохранители, защищающие трансформаторы напряжения TV1, TV2;

FV1, FV2 - ограничители перенапряжения на стороне ВН силовых трансформаторов T1, T2;

L1 (L2) - высокочастотный заградитель канала ВЧ-связи;

Q1, Q2 - выключатель на стороне ВН силовых трансформаторов T1, T2;

QS1, QS2 - линейные разъединители;

QS3, QS4 - разъединители ремонтной перемычки;

QS5, QS6 - разъединители на стороне ВН силовых трансформаторов T1, T2;

T1, T2 - силовые трансформаторы подстанции (в данном курсовом проекте приняты трансформаторы с расщепленной обмоткой).

TA1, TA2 - ТТ на стороне ВН силовых трансформаторов T1, T2;

TV1, TV2 - трансформаторы напряжения, для подключения приборов учета и контроля электроэнергии;

Составление схемы понизительной подстанции на стороне 6 кВ

Распределительное устройство 10 кВ понизительной подстанции состоит из ячеек комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУ). В данном курсовом проекте применяются ячейки КРУ К-63 производства ЗАО "Группа Компаний "ЭлектрощитТМ Самара" (СЭЩ).

В КРУН предусмотрены следующие присоединения:

· ввод - ячейки № 1 на ток 2000А;

· отходящие линии и ячейки высоковольтных двигателей - ячейка № 08 на 630А;

· секционирование - ячейка № 27 (СР) и ячейка № 31 (СВ) на 1000А;

· трансформатор напряжения (по одному на секцию шин) - ячейка № 22;

· трансформатор собственных нужд - ячейка № 19;

Габаритные размеры ячейки КРУ - К-63, выбранной модели КРУ:

высота 2280 мм;

ширина 750 мм.

4. Компоновка подстанции

В состав комплектной трансформаторной подстанции 110кВ входят следующие основные элементы:

· силовые трансформаторы;

· ОРУ на 110 кВ;

· КРУ на 6 кВ;

· жесткая и гибкая ошиновки;

· кабельные конструкции;

· общеподстанционное устройство (ОПУ);

· осветительные устройства;

· фундамент;

· молниезащита и заземление;

· ограда.

Компоновку КРУ 6 кВ выполним по данным каталогов ЗАО "Группа Компаний "ЭлектрощитТМ Самара" (СЭЩ).

Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей до заземленных конструкций и ограждений, пола и земли, а также между не огражденными токоведущими частями разных цепей должны быть не менее значений, приведенных в ПУЭ[1, таблица 4.2.7].

5. Выбор и проверка электрооборудования подстанции

Выбор и проверка выключателей

Произведен расчет наибольших рабочих токов для выключателей исходной расчетной схемы представленной на рисунке 1.1. Результаты вычислений занесены в таблицу 5.1

Т а б л и ц а 5.1 Наибольшие рабочие токи для выключателей

Позиция выключателя	Q1, Q2	Q3, Q4	QК	Q5, Q6	Q7
Ток IРАБ,НАИБ, А	29,19	535,15	267,57	70,39	127

Q5 - выключатель ячейки асинхронного двигателя;

Q6 - выключатель ячейки синхронного двигателя;

Q7 - выключатель ячейки кабельной линии.

I_{РАБ,НАИБ} - наибольший рабочий ток в режиме максимальной нагрузки, А:

Условия выбора выключателя [4], [15, c. 27], [17, c. 111]:

U_HOM ? U_{СЕТИ,НОМ};

I_HOM ? I_{ПРОД,РАСЧ} = I_{РАБ,НАИБ};

На основании найденных значений I_{РАБ,НАИБ} выберем выключатели:

Q1, Q2 - элегазовый баковый выключатель 110 кВ серии ВЭБ - 110 - 2500 УХЛ1.

Для выключателей Q3, Q4 - вакууный выключатель BB/TEL-10/1000.

Для выключателей электродвигателей (Q5, Q6), кабельных линий (Q7) и межсекционного выключателя (QK) выбираем - вакуумный выключатель BB/TEL-10/630.

Приведем условия проверки выключателей:

I_{ВКЛ,НОРМ} ? I_П0;

i_{ВКЛ,НОРМ} ? i_УД;

I_ПР,СКВ ? I_П0;

i_ПР,СКВ = i_ДИН ? i_УД;

при t_К = t_ОТКЛ ? t_{ТЕР,НОРМ};

при t_K < t_{ТЕР,НОРМ};

I_ОТКЛ,HOM ? I_П;

Для установки, у которой допускается выполнение условия

u_В,НОРМ ? u_B,

где U_HOM номинальное напряжение аппарата, кВ;

U_{СЕТИ,НОМ} номинальное напряжение сети, кВ;

I_HOM номинальный ток аппарата, А;

I_{ПРОД,РАСЧ} расчетный ток продолжительного режима, равный большему из расчетных токов, нормального, послеаварийного или ремонтного режимов;

I_{РАБ,НАИБ} наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току продолжительного режима, А;

I_ПГ,ДОП допустимый ток перегрузки аппарата, А;

I_{ПГ,РАСЧ} расчетный ток перегрузки аппарата, А;

I_{ВКЛ,НОРМ} нормированное действующее значение периодической составляющей тока включения выключателя, кА;

I_П0 начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

i_{ВКЛ,НОРМ} нормированное мгновенное значение полного тока включения выключателя, кА;

i_УД ударный ток КЗ, кА;

I_ПР,СКВ действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока аппарата, допустимого при КЗ, кА;

i_ПР,СКВ предельный сквозной ток аппарата, допустимый при КЗ, кА;

i_ДИН нормированный ток электродинамической стойкости аппарата, кА;

I_{ТЕР,НОРМ} нормированный ток термической стойкости аппарата, А;

t_{ТЕР,НОРМ} нормированное допустимое время протекания I_{ТЕР,НОРМ}, с;

B_K интеграл Джоуля для условий КЗ (тепловой импульс тока КЗ), А²с;

t_К время КЗ, с;

t_ОТКЛ время отключения КЗ в цепи, с;

B_TEP нормированное значение теплового импульса, А²с;

I_ОТКЛ,HOM номинальный ток отключения выключателя (действующее значение периодической составляющей тока), кА;

I_П действующее значение периодической составляющей тока КЗ в цепи в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя, кА;

i _a,норм нормированное значение апериодической составляющей тока отключения, кА;

_НОРМ нормированное содержание апериодической составляющей в токе отключения (определяется по рисунку 5.1), %;

i _a, расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ в цепи в момент , кА;

i _к, расчетное мгновенное значение тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя , кА;

u_В,НОРМ нормированное значение собственного восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя при отключении КЗ в цепи, кВ;

u_B собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя при отключении расчетного КЗ в цепи, кВ.

t_ОТКЛ = t_РЗ,ОСН + t_В,ОТКЛ;

= t_РЗ,ОСН + t_{СВ,ОТКЛ},

где t_РЗ,ОСН время действия основной защиты, с;

t_В,ОТКЛ полное время отключения выключателя, с;

t_{СВ,ОТКЛ} собственное время включения выключателя, с.

Проверим выполнение приведенных выше условий для выключателей Q1, Q2 (ВЭБ - 110 - 2500-УХЛ1). Параметры сравнения занесем в таблицу 5.1.2.

Т а б л и ц а 5.2 - Проверка выключателя ВЭБ - 110 - 2500-УХЛ1

Условие выбора	Параметры выключателя	Расчетные параметры
IВКЛ,НОРМ ? IП0	40 кА	7,25 кА
iВКЛ,НОРМ ? iУД	102 кА	12,295 кА
IПР,СКВ ? IП0	40 кА	7,25 кА
iПР,СКВ = iДИН ? iУД	102 кА	12,295 кА
при
IОТКЛ,HOM ? IП	40 кА	7,25 кА
	22,627 кА	1,08 кА

В учебных расчетах тепловой импульс тока КЗ рекомендуется определить упрощенно по формуле удаленного КЗ:



,

где

Все условия проверки выключателя выполняются.

Проверим выполнение приведенных выше условий для выключателей Q3, Q4 (BB/TEL-10-20/1000). Параметры сравнения занесем в таблицу 5.3.

Т а б л и ц а 5.3 - Проверка выключателя BB/TEL-10/1000

Условие выбора	Параметры выключателя	Расчетные параметры
IВКЛ,НОРМ ? IП0	20 кА	2,978 кА
iВКЛ,НОРМ ? iУД	51 кА	7,659кА
IПР,СКВ ? IП0	20 кА	2,978 кА
iПР,СКВ = iДИН ? iУД	51 кА	7,659 кА
При
IОТКЛ,HOM ? IП	20 кА	2,978 кА
	7,9 кА	0,013 кА

В учебных расчетах тепловой импульс тока КЗ рекомендуется определить упрощенно по формуле удаленного КЗ.

где

Все условия проверки выключателя выполняются.

Проверим выполнение приведенных выше условий для выключателей Q5, Q6, Q7, QK (BB/TEL-10-20/630). Параметры сравнения занесем в таблицу 5.4.

Т а б л и ц а 5. 4 - Проверка выключателя BB/TEL-10-20/630

Условие выбора	Параметры выключателя	Расчетные параметры
IВКЛ,НОРМ ? IП0	20 кА	2,978 кА
iВКЛ,НОРМ ? iУД	51 кА	7,659кА
IПР,СКВ ? IП0	20 кА	2,978 кА
iПР,СКВ = iДИН ? iУД	51 кА	7,659 кА
при
IОТКЛ,HOM ? IП	20 кА	2,978 кА
	7,9 кА	0,013 кА

В учебных расчетах тепловой импульс тока КЗ рекомендуется определить упрощенно по формуле удаленного КЗ.

где

Все условия проверки выключателя выполняются.

Выбор и проверка разъединителей 6-110 кВ

Условия выбора разъединителей [4], [15, c. 27], [17, c. 111-112]:

U_HOM ? U_{СЕТИ,НОМ};

I_HOM ? I_{ПРОД,РАСЧ} = I_{РАБ,НАИБ}.

Исходя из приведенных условий, выберем разъединители 110 кВ наружной установки РГ - 110/1000 УХЛ1 производства ЗАО "Завод электротехнического оборудования" г. Великие Луки с техническими данными, приведенными в таблице 5.5.

Т а б л и ц а 5.5 - Технические данные разъединителей РГ - 110/1000-

УХЛ1

Наименование	Значение
Номинальное рабочее напряжение, кВ	110
Номинальный ток, А	1000
Номинальный кратковременно выдерживаемый ток (термической стойкости), кА	31,5
Наибольший пик кратковременного выдерживаемого тока (динамической стойкости), кА	80

Условия проверки:

i_ПР,СКВ = i_ДИН=80кА ? i_УД=12,295 кА;

;

Также выбираем разъединители 10 кВ РВР-III-10/2000 МУЗ с техническими данными, приведенными в таблице 5.6.

Т а б л и ц а 5. 6 - Технические данные разъединителей РВР-III-10/2000 МУЗ

Наименование	Значение
Номинальное рабочее напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	2000
Номинальный кратковременно выдерживаемый ток (термической стойкости), кА	31,5
Наибольший пик кратковременного выдерживаемого тока (динамической стойкости), кА	80

Условия проверки:

i_ПР,СКВ = i_ДИН=80кА ? i_УД=7,659 кА; (5.19)

Выбор и проверка трансформаторов тока 6-110 кВ

Условия выбора трансформаторов тока [15, c. 28], [17, c. 113]:

а) по напряжению установки иU_HOM ? U_{СЕТИ,НОМ};

б) по току установки I_1HOM ? I_{ПРОД,РАСЧ},

где I_1HOM номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

На основании приведенных условий , выберем трансформаторы тока производства ОАО “Свердловский завод трансформаторов тока”, г. Екатерин-бург..

Для уровня напряжения 110 кВ - трансформаторы тока ТВ-110 2000/5 со следующими каталожными данными:

Т а б л и ц а 5.7 - Технические данные ТТ ТВ-110 2000/5

Наименование	Значение
Номинальное рабочее напряжение, кВ	110
Номинальный первичный ток, А	2000
Номинальный вторичный ток, А	5
Кратность трехсекундного тока термической стойкости	52
Ток динамической стойкости, кА	100
Класс точности	0,5 S

Для уровня напряжения 6 кВ выбираем трансформаторы тока:

· на ввод ТОЛ-10-2000/5 производства ОАО “Свердловский завод трансформаторов тока”;

· на межсекционную перемычку ТОЛ-10-1000/5 производства ОАО “Свердловский завод трансформаторов тока;

· на присоединения (Электродвигатели и кабельные линии) ТОЛ-10-500/5 производства ОАО “Свердловский завод трансформаторов тока;

· трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-1-25/1

Т а б л и ц а 5.8 - Технические данные ТТ

Наименование	ТОЛ-10-2000/5	ТОЛ-10-1000/5	ТОЛ-10-500/5	ТЗЛМ-1-25/1
Номинальное рабочее напряжение, кВ	10	10	10	0,66
Номинальный первичный ток, А	2000	1000	500	25
Номинальный вторичный ток, А	5	5	5	1
Односекундный ток термической стойкости, кА	40	40	40	0,14
Ток динамической стойкости, кА	100	100	100	-
Класс точности	0,5 S	0,5 S	0,5 S	10Р

Условия проверки трансформаторов тока:

а) по электродинамической стойкости :

Для трансформаторов тока 110 кВ:

Для трансформаторов тока 6 кВ:

Условие выполняется для всех трансформаторов тока.

б) по термической стойкости

где k_ТЕР кратность термической стойкости по каталогу;

Для трансформаторов тока 110 кВ:

Для трансформаторов тока 6 кВ:

Условие выполняется для всех трансформаторов тока.

в) по вторичной нагрузке

Z₂ Z_2HOM,

где Z₂ вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

Z_2H0M номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

В данном курсовом проекте проверка трансформаторов тока по расчетной нагрузке не выполняется.

Выбор и проверка трансформаторов напряжения 6-110 кВ

Условия выбора трансформаторов напряжения:

а) по напряжению установки U_НОM U_CЕТИ,HОM;

б) по конструкции и схеме соединения обмоток;

в) по классу точности;

г) по вторичной нагрузке (в заданном классе точности): S_НОМ S_2РАСЧ,

где S_HОM номинальная мощность в выбранном классе точности;

S_2РАСЧ нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

В данном курсовом проекте проверка трансформаторов напряжения по расчетной нагрузке не выполняется.

Выберем трансформаторы напряжения:

Для уровня напряжения 110 кВ - трансформаторы напряжения НАМИ-110-УХЛ1 производства ОАО “Раменский электротехнический завод “ЭНЕРГИЯ”

Т а б л и ц а 5.9 - Технические данные НАМИ-110-УХЛ1

Наименование	Значение
Номинальное напряжение первичной обмотки, В
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В
Класс точности	0,5

Для уровня напряжения 10 кВ - трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10 производства ОАО “Свердловский завод трансформаторов тока”.

Т а б л и ц а 5.10 - Технические данные ЗНОЛ.06-6

Наименование	Значение
Номинальное напряжение первичной обмотки, В
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В
Класс точности	0,5

Выбор и проверка ограничителей перенапряжения 6-110 кВ

К выбираемым параметрам ОПН в электрических сетях 6-110 кВ относятся:

1) наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение U_НР:

Выбирается равным наибольшему рабочему напряжению электрооборудования для данного класса напряжения по ГОСТ 1516.3. Их значения приведены в таблице 5.11.

Т а б л и ц а 5.11- Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования

Класс напряжения электрооборудования, кВ	10	110
Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования, кВ	12	78

2) номинальный разрядный ток:

Для уровня напряжение 6 кВ номинальный разрядный ток принимают 5 кА.

Для уровня напряжение 110 кВ выбор номинального разрядного тока в данном курсовом проекте не производится.

3) энергоемкость:

Выбор энергоемкости ОПН в курсовом проекте не производится.

4) уровни остающегося напряжения при коммутационном и грозовом импульсе тока;

Уровни остающегося напряжения на стороне 6 кВ:

при грозовом импульсе - 27 кВ;

при коммутационном импульсе - не рассматривается в данном курсовом проекте.

Уровни остающегося напряжения на стороне 110 кВ:

При грозовом и коммутационном импульсах не рассматриваются в данном курсовом проекте.

5) величина тока срабатывания противовзрывного устройства;

Для уровня напряжение 6 кВ

Для уровня напряжение 110 кВ

6) длина пути тока утечки внешней изоляции.

В курсовом проекте не выполняется.

Выбираем ОПН производства ЗАО “Завод электротехнического оборудования (ЗЭТО)” - Великие Луки:

Для 6 кВ - ОПН -П1-6/7,2/10/2УХЛ1

Для 110 кВ - ОПН -П1-110/78/10/2УХЛ1

Выбор и проверка шин 110 кВ

В ОРУ 110 кВ портального типа для соединения электрических аппаратов в цепях силовых трансформаторов применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС.

Для ОРУ 110 кВ экономически целесообразное сечение шин F, мм², определяется из соотношения:

.

где расчетный ток силового трансформатора в часы максимума нагрузки подстанции без учета увеличения тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети, А;

нормированное значение экономической плотности тока для неизолированных алюминиевых проводов.

Выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм².

Выбранное сечение проверяют по допустимому длительному току I_ДОП, с учетом увеличения тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети:

Условие выполняется.

Проверку гибких шин на электродинамическое действие тока КЗ производить только при .В нашем случае её проводить не требуется.

Сечение шин проверяется на термическую стойкость в соответствии с условием: _{К К,ДОП}, где _К температура нагрева проводника к моменту отключения КЗ, ⁰С; _К,ДОП предельно допустимая температура нагрева проводника при КЗ, ⁰С.

а) по данным кривой 3 [4, с. 133, рисунок 8.9] для начальной температуры проводника найдем значение величины

б) найдем значение величины А, соответствующее конечной температуре нагрева проводника:

в) по найденному значению определяют

Сравниваем полученное значение конечной температуры нагрева проводников с допустимой температурой: .

Для жестких шин

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполняется алюминиевыми жесткими шинами прямоугольного сечения.

Для ОРУ 110 кВ, экономически целесообразное сечение шин F, мм², определяется из соотношения:

где расчетный ток силового трансформатора в часы максимума нагрузки подстанции без учета увеличения тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети, А;

нормированное значение экономической плотности тока для меди.

Выбираем на полюс однополосные шины, состоящие из 1 полосы прямоугольного сечения F = 119 мм², H=20 мм, В= 3 мм.

Выбранное сечение проверяют по допустимому длительному току I_ДОП, с учетом увеличения тока в послеаварийных и ремонтных (утяжеленных) режимах сети):

Условие выполняется.

Сечение жестких шин проверяется на электродинамическую стойкость:

где максимальное механическое напряжение в материале шин, МПа;

предельно допустимое напряжение в материале шин, МПа.

Максимальное механическое напряжение в материале шин:



где l =10 - длина пролета шин, м;

л = 8 - коэффициент зависящий от условия закрепления шин и числа пролетов;

- момент сопротивления поперечного сечения шины, м³;

a = 1- расстояние между осями проводников, м;

=12295- ударный ток трехфазного КЗ, А;

К_ф =1 - коэффициент формы, для проводников прямоугольного сечения по кривым [4, с. 104, рисунок 7.3];

К_РАСП = 1 - коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников по [4, с. 105, таблица 7.3];

Сечение шин проверяется на термическую стойкость в соответствии с условием: _{К К,ДОП},

где _К температура нагрева проводника к моменту отключения КЗ, ⁰С;

_К,ДОП предельно допустимая температура нагрева проводника при КЗ, ⁰С.

а) по данным кривой 1 [4, с. 133, рисунок 8.8] для начальной температуры проводника найдем значение величины

б) найдем значение величины А, соответствующее конечной температуре нагрева проводника:

в) по найденному значению определяют

Сравниваем полученное значение конечной температуры нагрева проводников с допустимой температурой:

.

Изоляторы выбираются по условию :

Изоляторы проверяются на электродинамическую стойкость по условию:

где - максимальная нагрузка на изоляторы, Н;

где l =7,5 - длина пролета шин, м;

л = 8 - коэффициент зависящий от условия закрепления шин и числа пролетов;

a = 1- расстояние между осями проводников, м;

=12295- ударный ток трехфазного КЗ, А;

К_ф =1 - коэффициент формы, для проводников круглого сечения;

К_РАСП = 1 - коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников по [4, с. 105, таблица 7.3];

Выбираем С4-450 I УХЛ1

- допустимая механическая на нагрузка на изоляторы, Н;

Выбор и проверка шин 6 кВ

Ошиновка РУ 6 кВ выполняется медными жесткими шинами прямоугольного сечения.

Для РУ 6 кВ, экономически целесообразное сечение шин F, мм², определяется из соотношения:

где расчетный ток силового трансформатора в часы максимума нагрузки подстанции без учета увеличения тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети, А;

нормированное значение экономической плотности тока для меди.

Выбираем на полюс трех полосные шины, состоящие из 3 полос прямоугольного сечения F = 797 мм², H=60 мм, В= 6 мм.

Выбранное сечение проверяют по допустимому длительному току I_ДОП, с учетом увеличения тока в послеаварийных и ремонтных (утяжеленных) режимах сети) :

Условие выполняется.

Сечение жестких шин проверяется на электродинамическую стойкость:

где максимальное механическое напряжение в материале шин, МПа;

предельно допустимое напряжение в материале шин, МПа.

Рисунок 5. 1 - Шина РУ 6 кВ

Максимальное механическое напряжение в материале шин:

где l =7,5 - длина пролета шин, м;

л = 8 - коэффициент зависящий от условия закрепления шин и числа пролетов;

- момент сопротивления поперечного сечения шины, м³;

a = 0,13- расстояние между осями проводников, м;

=12295- ударный ток трехфазного КЗ, А;

К_ф =0,9 - коэффициент формы, для проводников прямоугольного сечения по кривым [4, с. 104, рисунок 7.3];

К_РАСП = 1 - коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников по [4, с. 105, таблица 7.3];

Сечение шин проверяется на термическую стойкость в соответствии с условием: _{К К,ДОП},

где _К температура нагрева проводника к моменту отключения КЗ, ⁰С;

_К,ДОП предельно допустимая температура нагрева проводника при КЗ, ⁰С.

а) по данным кривой 1 [4, с. 133, рисунок 8.8] для начальной температуры проводника найдем значение величины

б) найдем значение величины А, соответствующее конечной температуре нагрева проводника:

в) по найденному значению определяют

Сравниваем полученное значение конечной температуры нагрева проводников с допустимой температурой:

.

Изоляторы выбираются по условию:

Изоляторы проверяются на электродинамическую стойкость по условию:

где - максимальная нагрузка на изоляторы, Н;

Выбираем И8-80 УХЛ3

- допустимая механическая на нагрузка на изоляторы, Н;

Выбор трансформаторов собственных нужд 6 кВ

Нагрузка собственных нужд в задании на курсовое проектирование не предусмотрена.

Выбираем трансформатор собственных нужд, встраиваемый в ячейку КРУ К-63:

ТЛС-СЭЩ-40/6/0,4 УХЛ2.

6. Расчет заземляющего устройства подстанции

В соответствии с ПУЭ [1, гл. 1.7] заземляющее устройство электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью должно иметь в любое время года сопротивление R_З не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

Сопротивление заземляющего устройства R_З электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью, используемого для защитного заземления открытых проводящих частей, должно соответствовать условию

R_З U_ПР/I,

где U_ПР напряжение прикосновения; принимается равным 50 В;

I полный ток замыкания на землю, А.

Как правило, не требуется принимать значение сопротивления заземляющего устройства менее 4 Ом.

Необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, определяется из выражения:

где R_И сопротивление искусственного заземлителя, Ом;

R_e сопротивление естественного заземлителя, Ом.

Так как естественный заземлитель отсутствует, примем R_И = R_З = 0,5 Ом. пределим расчетные удельные сопротивления грунта для вертикальных _Р,В и горизонтальных _Р,Г заземлителей, Омм

_Р,В = К_{П,В Р,УД} = 1,4520 = 29 Омм;

_Р,Г = К_{П,Г Р,УД}. = 3,520 = 70 Омм,

где _Р,УД - средние удельные сопротивления грунтов, рекомендуемые для предварительных расчетов, Омм; К_П,В, К_П,Г - значение повышающего коэффициента КП для различных климатических зон; Определим сопротивление растеканию (сопротивление, которое оказывает току грунт) одного вертикального электрода R_В,О, Ом



где _Р,В расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных заземлителей, Омм;

t - расстояние между электродами, м;

l; d длина и диаметр электрода, м.

Примем l = 2 м, d = 0,016 м, t = 1,7 м согласно наименьшим размерам заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле [1, таблица 1.7.4].

Выражение соответствует электроду из круглой стали; верхний конец ниже уровня земли, l > d (см. рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 Вертикальный заземлитель

Ориентировочное число вертикальных электродов N при предварительно принятом коэффициенте использования К_И,В определяется:

где К_ИВ коэффициент использования вертикальных заземлителей;

Определим расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов R_Р,Г,Э по формуле

где R_Г,Э сопротивление растеканию горизонтальных электродов, Ом;

К_И,Г,Э коэффициент использования горизонтальных электродов;]

где b ширина полосы, м; если заземлитель круглый диаметром d, то b = 2d.

;

Выражение соответствует протяженному электроду из полосовой стали, расположенному ниже уровня земли; l/2t 2,5 (см. рисунок 6.2).



Рисунок 6.2 Горизонтальный заземлитель

Уточним необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов

Определим число вертикальных электродов с учетом уточненного коэффициента использования К_И,В,У по формуле

Принимаем окончательное число вертикальных электродов N = 71.

7. Расчет молниезащиты подстанции

Защита ОРУ 110 кВ и выше от прямых ударов молнии выполняется отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами.

Зона защиты А четырех стержневых молниеотводов одинаковой высоты h 150 м представлена на рисунке 7.1

Рисунок 7.1 Зона защиты четырех стержневых молниеотводов

Зона защиты четырех стержневых молниеотводов определяется объединением зон защиты попарно взятых соседних молниеотводов. Торцевые и внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода при h = 20 м и L₁ = 33 м имеют следующие габаритные размеры:

h₀ = 0,85·h=0,85·20=17 м;

r₀ = (1,1 0,002h) · h=(1,1 - 0,002·20) · 20=21,2 м;

r_X = (1,1 0,002h) · (h h_X/0,85)=(1,1-0,002·20) · (20-8/0,85)=11,224 м;

h_C = h₀ (0,17 + 310⁴·h) · (L h)=17-(0,17+3·10^-4·20) · (33-20)=14,712 м;

r_C = r₀·(1-0,2·(L-2·h)/h)=21,2 · (1-0,2·(33-2·20)/ 20)=22,68 м;

r_CX = r₀· (h_C h_X)/h_C=21,2 · (14,712-8)/14,712=9,67 м;

Общая зона защиты объекта высотой h_X существует , если для r_CX>0. Для L₁=33 м это условие выполняется.

Торцевые и внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода при h = 20 м и L₁ = 51 м имеют следующие габаритные размеры:

h₀ = 0,85·h=0,85·20=17 м;

r₀ = (1,1 0,002h) ·h=(1,1 - 0,002·20) ·20=21,2 м;

r_X = (1,1 0,002h) · (h h_X/0,85)=(1,1-0,002·20) ·(20-8/0,85)=11,224 м;

h_C = h₀ (0,17 + 310⁴·h) · (L h)=17-(0,17+3·10^-4·20) ·(51-20)=11,544 м;

r_C = r₀·(1-0,2·(L-2·h)/h)=21,2·(1-0,2·(51-2·20)/ 20)=18,868 м;

r_CX = r₀· (h_C h_X)/h_C=21,2·(14,712-8)/14,712=6,508м;

Общая зона защиты объекта высотой h_X существует , если r_CX>0. Для L₁=51 м это условие выполняется.

8. Измерение и учет электроэнергии на подстанции

Устройства дистанционного управления, автоматизации, измерительные приборы, аппараты РЗ размещаются на щитах управления.

Для обеспечения постоянного контроля над работой подстанции используем следующие контрольно-измерительные приборы:

- на понижающем трансформаторе

- на стороне 110 кВ: амперметр, счетчики активной и реактивной мощность;

- на стороне 6 кВ: амперметр, вольтметр, счетчики активной и реактивной мощность;

- на сборных шинах: вольтметр на каждой секции шин для контроля изоляции;

- на отходящих линиях: амперметр, счетчики активной и реактивной мощность.

Для контроля температуры масла трансформаторов применяют термометры манометрического типа.

Заключение

В ходе выполнения данного курсового проекта был разработан проект двухтрансформаторной понижающей подстанции 110/6 кВ. По заданным графикам нагрузок зимнего и летнего периодов были выбраны два силовых трансформатора с расщепленной обмоткой ТД-10000/110.

Для схемы электрических соединений подстанции были рассчитаны токи короткого замыкания.

На основании проведенных расчетов токов КЗ выбрано коммутационное оборудование 6-110 кВ:

- выключатели;

- разъединители;

- трансформаторы тока;

-трансформаторы напряжения;

- ОПН;

- ошиновка;

- ТСН.

Рассчитано заземление и грозозащита. Составлена принципиальная схема электрических соединений, а также план-разрез подстанции.

В данном курсовом проекте были учтены основные положения по автоматизации, измерениям и учету, выполнен расчет молниезащиты и заземления подстанции.

Все проектные решения соответствуют требованиям основных нормативных документов.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. 7-е и 6-е издания (в редак- ции от 20.12.2017). - СПб.: ДЕАН, 2018. - 1172 с.

2. Нормы технологического проектирования подстанций переменно- го тока с высшим напряжением 35-750 кВ: СТО 56947007-29.240.10.248- 2017 /АО “НТЦ ФСК ЕЭС”, Департамент подстанций. ? М.: ПАО “ФСК ЕЭС”, 2017. - 136 с.

3. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: учеб. пособие для вузов. ? 2-е изд., стереот. ? М.: Издательский дом МЭИ, 2006. ? 288 с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростан- ций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. ? 4-е изд., перераб. и доп. ? М.: Энергоатомиздат, 1989. ? 608 с.

5. Сборник задач и упражнений по электрической части электро- станций и подстанций. Часть 1 /под ред. Б.Н. Неклепаева и В.А. Старши- нова. - Издательство МЭИ, 1996. - 256 с.

6. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34.0-20.527-98 /под ред. Б.Н. Некле- паева. ? М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. ? 152 с.

7. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электри- ческих системах: учебник для электротехнических и энергетических вузов и факультетов. ? М.: Энергия, 1970. ? 520 с.

8. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3: Производство и рас- пределение электрической энергии. /под общ. ред. В.Г. Герасимова. ? 9-е изд., стер. ? М.: Изд-во МЭИ, 2004. ? 964 с.

9. Методические указания по применению ограничителей перенапря- жений нелинейных в электрических сетях 6-35 кВ /ОАО “Институт Энерго- сетьпроект”, ОАО ВНИИЭ, НТК “Эл-проект” при участии ОАО “Инсти- тут Теплоэнергопроект”. ? М.: РАО “ЕЭС России”, 2001. - 74 с.

10. Методические указания по применению ограничителей в элек- трических сетях 110-750 кВ / ОАО “Институт Энергосетьпроект”, ОАО ВНИИЭ, НТК “Эл-проект”. ? М.: РАО “ЕЭС России”, 2000. - 68 с.

11. Ограничители перенапряжений нелинейные 0,38-500 кВ: Техни- ческий каталог / ЗАО “Завод электротехнического оборудования”. ? URL: http://www.zeto.ru/download/8911/ЗЭТО_ОПН_2016.pdf (дата обращения 10.08.2018).

12. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения: СТО 56947007-29.240.30.010-2008 / ОАО “Институт Энергосетьпроект”. ? М.: ОАО ФСК ЕЭС, 2007. - 132 с.

Размещено на Allbest.ru

...