Проектування електричної частини підстанції

Размещено на http://www.allbest.ru/

Північно-Казахстанський державний університет ім. М. Козибаева

Факультет енергетики і машинобудування

Кафедра енергетики та приладобудування

Курсова робота

Проектування електричної частини підстанції

Електрична енергія є найбільш зручним і дешевим видом енергії. Широке поширення електричної енергії обумовлено відносною легкістю її отримання, перетворення і можливістю її передачі на великі відстані. Величезну роль у системах електропостачання грають електричні підстанції - електроустановки, призначені для перетворення і розподілу електроенергії. Електрична підстанція - частина системи передачі і розподілу електричної енергії, в якій відбувається підвищення або зниження значення електричної напруги з використанням трансформаторів. Розрізняють два види електричної підстанції: розподільна і трансформаторна.

Розподільна підстанція працює на одному напрузі і служить вузлом для споживачів та інших підстанцій. На трансформаторній використовуються трансформатори для підвищення або зниження напруги. Найчастіше зустрічаються суміщені підстанції. Вони є важливою ланкою в системі електропостачання. При проектуванні підстанції намагаються використовувати типові рішення, схеми та елементи, що призводить до уніфікації устаткування підстанції і як наслідок до здешевлення обслуговування та проектувальної вартості. Але на практиці, при проектуванні підстанції доводиться враховувати особливості розташування й інші вихідні умови.

У цій роботі проводитися розрахунок електричної частини підстанції. Для цього проводиться вибір типу підстанції, визначення сумарних потужностей, вибір числа і силових трансформаторів.

Визначення струмів нормального і утяжеленного режимів, вибір засобів обмеження струмів короткого замикання, збірних шин і електричних апаратів.

Зменшення вартості РУ досягається також спорудою їх за типовими проектами, які розробляються провідними проектами організаціями.

Визначення сумарних потужностей.

Вибір типу підстанції.

На підставі вихідних даних і розрахункових показань, доцільним є вибір типу підстанції:

Визначення струмів нормального і утяжеленного режимів.

Специфічна область застосування (С - для систем власних потреб електростанцій, Ж - для електрифікації залізниць);

Номінальна потужність, кВА;

Клас напруги обмотки ВН, кВ;

Кліматичне виконання;

Категорія розміщення.

Розрахунок номінальної потужності дозволяє вибрати трансформатор:

Тип: ТРДЦН-125000/110.

Втрати.

I = 0.5%.

Маса повна 87,5 тонн.

Маса масла 22 тонни.

Проектування електричної частини підстанції.

Визначення сумарних потужностей підстанції.

Сумарна активна потужність на стороні низької напруги (НН):

де параметри споживачів на стороні НН підстанції,

відповідно число і потужність ліній, коефіцієнт неспівпадання.

максимумів навантаження споживачів.

Повна потужність на стороні (НН):

де cos? - коефіцієнт потужності споживача (НН).

Реактивна потужність на стороні (НН):

Вибір типу підстанції.

Після визначення сумарної потужності підстанції вибирається тип підстанції, згідно зі схемою мережі живлення, керуючись головними ознаками, що визначають тип підстанції. Потім намічаються два варіанти електричних схем з'єднань підстанцій, проводиться вибір числа і потужності трансформаторів і на підставі техніко-економічного порівняння вибирається оптимальний варіант.

Вибір числа і силових трансформаторів.

На понижуючих підстанціях можлива установка одного, двох і більше трансформаторів. Найбільш часто на підстанціях встановлюють два трансформатора або автотрансформатора. У цьому випадку при правильному виборі потужності трансформаторів забезпечується надійне електропостачання споживачів навіть при аварійному відключенні одного з них. На двотрансформаторних підстанціях в перші роки експлуатації, коли навантаження не досягла розрахункової, можлива установка одного трансформатора. Протягом цього періоду необхідно забезпечити резервування електропостачання споживачів по мережах середнього або нижчого напруги. Надалі при збільшенні навантаження до розрахункової встановлюється другий трансформатор.

Якщо при установці одного трансформатора забезпечити резервування по мережах СН і НН не можна або повна розрахункове навантаження підстанції очікується раніше ніж через 3 роки після введення її в експлуатацію, то підстанція споруджується за кінцевою схемою, т. Е. З двома трансформаторами. Однотрансформаторні підстанції можуть споруджуватися для харчування невідповідальних споживачів III категорії, якщо заміна пошкодженого трансформатора або ремонт його виробляється протягом не більше однієї доби.

Спорудження однотрансформаторних підстанцій для споживачів II категорії допускається при наявності централізованого пересувного трансформаторного резерву або за наявності іншого резервного джерела живлення від мережі СН або НН, що включається вручну або автоматично.

Централізований трансформаторний резерв широко використовується в схемах електропостачання промислових підприємств. У цьому випадку в цехах споруджуються однотрансформаторні підстанції, і передбачається один резервний трансформатор, який при необхідності може бути встановлений на будь цехової підстанції. Те ж саме може бути передбачено для мережевого району, що об'єднує кілька підстанцій, пов'язаних під'їзними дорогами, стан яких дозволяє в будь-який час року перевезти резервний трансформатор на будь-яку підстанцію. Спорудження однотрансформаторних підстанцій забезпечує значну економію капітальних витрат, але не виключає можливості перерви електропостачання, тому рекомендована гранична потужність таких підстанцій при наявності пересувного трансформаторного резерву 16-25 MB-А при ПО кВ, до 6,3 MB А при 35 кВ; 2,5-6,3 MB A при ПО кВ, до 2,5-4,0 MB-А при 35 кВ - при відсутності пересувного резерву. Установка чотирьох трансформаторів можлива на підстанціях з двома середніми напруженнями (220/110/35/10 кВ, 500/220/35/10 кВ та ін.).

Потужність трансформаторів вибирається за умовами:

при установці одного трансформатора:

при встановленні двох трансформаторів.

при установці п трансформаторів.

Smax- найбільше навантаження підстанції на розрахунковий період 5 років. Трансформатори, забезпечують харчування всіх споживачів в нормальному режимі при оптимальному завантаженні трансформаторів 0,6-0,7 Sном, а в аварійному режимі залишився в роботі один трансформатор забезпечує живлення споживачів з урахуванням допустимої аварійної або систематичної перевантаження трансформаторів. При виборі потужності автотрансформаторів, до обмотки НН яких приєднані синхронні компенсатори, необхідно перевірити завантаження загальної обмотки автотрансформатора. Трансформатори і автотрансформатори з ВН до 500 кВ включно по можливості вибираються трифазними.

Групи з однофазних трансформаторів встановлюються за відсутності трифазних трансформаторів відповідної потужності. При встановленні однієї групи однофазних трансформаторів передбачається одна резервна фаза. У ряді випадків може виявитися економічніше застосувати спарені трифазні трансформатори (автотрансформатори).

Визначення струмів нормального і утяжеленного режимів.

Тривалими режимами роботи підстанції є:

1) нормальний режим, коли ланцюга силових трансформаторів (автотрансформаторів) підстанції характеризуються струмом.

2) обважений режим, коли один з силових трансформаторів відключений, а по ланцюгах іншого (інших) протікає робочий максимальний струм. Визначення струмів нормального і утяжеленного режимів в ланцюгах НН (6-10 кВ) силових трансформаторів підстанції дає можливість намітити тип розподільного пристрою (РУ) на стороні НН підстанції. Якщо ном I <3200 А, то РУ може бути виконано комплектним для внутрішньої або зовнішньої установки КРУ (Н) з установкою вакуумних або елегазових вимикачів з номінальним струмом відключення 20 кА або 31,5 кА.

Якщо 3200 <ном I <5000 А, то в ланцюгах НН силових трансформаторів і секційного вимикача встановлюють шафи КР10-Д10 з вимикачем МГГ-10 з ном I = 5000 А, а в ланцюгах ліній, що відходять шафи з вакуумними або елегазові вимикачі на відповідні номінальні струми . У цьому випадку намічається РУ - комплектне внутрішньої установки (КРУ).

Якщо I> 5000 А, то в ланцюгах силових трансформаторів і секційного вимикача встановлюють вимикачі серії МГУ-20 або іншого типу. У цьому випадку РУ намічається закритого типу (ЗРУ) з установкою в ланцюгах ліній, що відходять шаф КРУ.

Вибір засобів обмеження струмів короткого замикання.

Коротке замикання (КЗ) називають замикання між фазами (фазними провідниками електроустановки), замикання фаз на землю (нульовий провід) в мережах з глухо- і ефективно-заземленими нейтралями, а також виткові замикання в електричних машинах. Короткі замикання виникають при порушенні ізоляції електричних ланцюгів. Причини таких порушень різні: старіння і внаслідок цього пробій ізоляції, накиди на проводи ліній електропередачі, обриви проводів з падінням на землю, механічні пошкодження ізоляції кабельних ліній при земляних роботах, удари блискавки в лінії електропередачі та ін. Найчастіше КЗ відбуваються через перехідний опір, наприклад через опір електричної дуги, що виникає в місці пошкодження ізоляції. Іноді виникають металеві КЗ без перехідного опору. Для спрощення аналізу в більшості випадків при розрахунку струмів КЗ розглядають металеве КЗ без урахування перехідних опорів.

У трифазних електроустановках виникають трьох- і двофазні КЗ. Крім того, в трифазних мережах з глухо - і ефективно-заземленими нейтралями додатково можуть виникати також одно- і двофазні КЗ на землю (замикання двох фаз між собою з одночасним з'єднанням їх із землею). При трифазному КЗ всі фази електричної мережі виявляються в однакових умовах, тому його називають симетричним. При інших видах КЗ фази мережі знаходяться в різних умовах, у зв'язку, з чим векторні діаграми струмів і напруг спотворені. Такі КЗ називають несиметричними. Короткі замикання, як правило, супроводжуються збільшенням струмів в пошкоджених фазах до значень, що перевершують у кілька разів номінальні значення.

Протікання струмів КЗ призводить до збільшення втрат електроенергії в провідниках і контактах, що викликає їх підвищений нагрів. Нагрівання може прискорити старіння і руйнування ізоляції, викликати зварювання та вигоряння контактів, втрату механічної міцності шин і проводів і т. П. Провідники і апарати повинні без пошкоджень переносити протягом Зазвичай це має місце, коли опір хкпревишает опір генератора в 4-6 разів. У цьому випадку форсування збудження не тільки компенсує зниження напруги на генераторах, але і повідомляє додаткове прирощення потоку Ф і ЕРС. При подальшому збільшенні електричної віддаленості місця пошкодження струм КЗ зменшується і коротке замикання все в меншій мірі впливає на роботу генератора. Віддаленою точкою КЗ умовно називають таке місце в електричній мережі, при короткому замиканні в якому струм в генераторах змінюється настільки незначний, що можна знехтувати зміною ЕРС і напруг генераторів і вважати напругу на їх затискачах незмінним і рівним номінальному. Тому при короткому замиканні в віддаленій точці періодична складова струму не змінюється і з першого ж моменту часу струм КЗ приймає своє стале значення. У ланцюгах ліній, що відходять від шин НН підстанції номінальні струми, в більшості випадків, не перевищують 630 А і в шафах КРУ (Н) встановлюються вимикачі з номінальним струмом відключення не більше 20 кА або 31,5 кА. Тому необхідно розрахувати значення струмів КЗ на стороні НН (6-10 кВ) підстанції в обох варіантах і вирішити питання про їхнє обмеження.

При обмеженні струмів КЗ виходять з двох умов:

- За умовою відключає здібності вимикачів, встановлених в ланцюгах ліній, що відходять 6-10 кВ,

- За умовою забезпечення термічної стійкості кабелів ліній, що відходять 6-10 кВ.

За другим умові необхідно вибрати перетину кабелю в ланцюзі лінії, що відходить меншої потужності і перевірити його на термічну стійкість. При розрахунку мінімального перетину кабелю за умовою термічної стійкості потрібно визначення часу проходження (відключення) струму КЗ.

Вказується, що час проходження струму КЗ () визначається установкою захисту, що має найбільшу витримку часу. Для кабельних ліній 6 - 10 кВ час відключення буде визначатися витримкою часу максимального струмового захисту, при цьому час відключення струму КЗ складе 1,2-2,2 с. Якщо при розрахункових значеннях струмів КЗ в обох варіантах забезпечується відключає здатність вимикачів і термічна стійкість кабелів, то в обмеженні струмів КЗ немає необхідності. При невиконанні цих умов слід з'ясувати, яке з них є визначальним, і вибрати засоби обмеження струмів КЗ.

Розрахунок струмів короткого замикання.

Розрахунки струмів КЗ виробляються для вибору або перевірки параметрів електрообладнання, а також для вибору або перевірки установок релейного захисту та автоматики.

Розрахунок струму КЗ з урахуванням дійсних характеристик і дійсного режиму роботи всіх елементів енергосистеми, що складається з багатьох електричних станцій і підстанцій, вельми складний. Разом з тим для вирішення більшості завдань, що зустрічаються на практиці, можна ввести допущення, що спрощують розрахунки і не вносять істотних похибок. До таких припущень належать такі:

Приймається, що фази ЕРС всіх генераторів не змінюються (відсутність гойдання генераторів) протягом всього процесу КЗ;

Не враховується насичення магнітних систем, що дозволяє вважати постійними і не залежать від струму індуктивні опори всіх елементів короткозамкненою ланцюга;

Нехтують намагнічувати струмами силових трансформаторів;

Не враховують, крім спеціальних випадків, ємнісні провідності елементів короткозамкненою ланцюга на землю;

Вважають, що трифазна система є симетричною;

Вплив навантаження на струм КЗ враховують наближено;

При обчисленні струму КЗ зазвичай нехтують активним опором ланцюга, якщо відношення х/г більше трьох. Однак активний опір необхідно враховувати при визначенні постійної часу загасання аперіодичної складової струму КЗ Та.

Зазначені допущення поряд зі спрощенням розрахунків приводять до деякого перебільшення струмів КЗ (похибка практичних методів розрахунку не перевищує 10%, що прийнято вважати допустимим). На схемі заміщення намічаються точки КЗ, в яких визначають значення струмів КЗ для вибору та перевірки електричних апаратів і струмопровідних частин. Необхідна кількість точок КЗ і їх місце розташування визначається згідно з розрахунковими умовами. Необхідно визначити початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний струм, значення аперіодичної і періодичної складових струму КЗ. Розрахункові точки КЗ в ланцюгах підстанції знаходяться на значній електричної віддаленості від джерела (системи). При виборі електричних апаратів в розподільчих пристроях (РУ) 110 кВ і вище необхідно розраховувати струм однофазного КЗ. Якщо, то необхідно вжити заходів щодо його обмеження, щоб виконувалася умова.

Вибір електричних апаратів.

При проектуванні підстанції необхідно вибрати:

- Вимикачі в РУ ВН, (СН), ПН;

- Роз'єднувачі.

Вимикачі в залежності від застосовуваних у них дугогасительной і ізолюючої середовищ підрозділяються на масляні, повітряні, елегазові, вакуумні вимикачі з магнітним гасінням дуги. У мережах 6 ... 20 кВ застосовуються малооб'ємні масляні вимикачі, вимикачі з магнітним гасінням дуги, вакуумні і елегазові. В якості генераторних вимикачів потужних блоків і синхронних компенсаторів застосовуються так само повітряні вимикачі. На напрузі 35 ... 220 кВ застосовуються малооб'ємні масляні вимикачі при граничних токах відключення 25 ... 40 кА, а так само елегазові та вакуумні вимикачі. У мережах 110 і 220 кВ знаходять застосування також повітряні вимикачі зі струмом відключення від 50 до 63 кА. У мережах 330 кВ і вище застосовуються повітряні та елегазові вимикачі. При виборі вимикачів, як і іншого устаткування, слід прагнути до однотипності, що спрощує експлуатацію.

Вимикачі вибирають.

По номінальній напрузі Uуст ? Uном.

по номінальному струму Iнорм ? Iном; Imax ? Iном,

по відключає здібності.

За ГОСТ 687-78Е відключає здатність вимикача характеризується наступними параметрами:

а) номінальним струмом відключення Iотк.ном у вигляді діючого значення періодичної складової відключається струму;

б) допустимим відносним вмістом аперіодичної складової в струмі відключення ?н,%;

в) нормованими параметрами перехідного восстанавлювача напруги (ПВН).

Номінальний струм відключення Iотк.ном і ?н віднесені до моменту припинення зіткнення дугогасильних контактів вимикача ?. Час ? від початку короткого замикання до припинення зіткнення дугогасильних контактів визначають за виразом:

? = tз.min + tс.в

де tз.min = 0,01 c - мінімальний час дії релейного захисту; tс.в - власний час відключення вимикача.

Допустиме відносне зміст аперіодичної складової.

(Нормована асиметрія номінального струму відключення) в який відключається у струмі:

де iа. ном - номінальне допустиме значення аперіодичної складової в який відключається струмі в момент розмикання дугогасильних контактів, для часу ?. ?н задано ГОСТом у вигляді кривої ?н = f (?), наведеною на рис. 3.1, або визначається по каталогах.

Нормоване зміст аперіодичної складової.

Якщо ?> 0,09с, то приймають ?н = 0.

У першу чергу проводиться, перевірка на симетричний струм відключення за умовою.

Iп.? ? Iотк.ном.

де Iп.? - діюче значення періодичної складової струму короткого замикання для часу ?, визначається розрахунком.

Потім перевіряється можливість відключення аперіодичної складової струму короткого замикання iа.? в момент розбіжності контактів ? за умовою якщо умова Iп.? ? Iотк.ном - дотримується, а iа.?> iа.ном, то допускається перевірку за відключає здібності виробляти по повному струму короткого замикання:

Відключає здатність вимикача визначається струмом відключення Iотк.ном, який записується в число його паспортних показників. В якості Iотк.ном вказується найбільша величина діючого значення періодичної складової струму, яку успішно відключає дугогасітетельное пристрій первогасящей фази трифазного вимикача за умови, що відновлюється на міжконтактного проміжку напруга відповідає нормированному його значенню. Нормовані значення перехідного відновлювався напруги (НПВН) в даний час визначені ГОСТ 657-78 і наводяться, у вигляді координат точок, що огинають НПВН і допустимих значень швидкостей відновлення напруги в залежності від номінальних напруг вимикачів і співвідношення між фактичним і номінальним струмами відключення. Для правильного вибору вимикача, отже, потрібно знати і зіставляти з паспортним значенням не тільки розрахунковий струм короткого замикання в місці його встановлення, а й відповідне цьому току відновлюється напруга. Процес відновлення напруги в мережах у разі відсутності шунтуючих дугогасительниє проміжки вимикача опорів зазвичай має коливальний характер, за їх наявності, як правило, експоненціальне. Для визначення параметрів відновлюється напруги необхідно побудувати схему заміщення електроенергетичної системи, в якій обираний вимикач повинен бути поставлений в найбільш важкі розрахункові умови.

Перевірка включає здатності виробляється за умовою.

iу ?iвкл; Iп.o? Iвкл.

де iу - ударний струм короткого замикання в ланцюзі вимикача; Iп.o - початкове значення періодичної складової струму короткого замикання в ланцюзі вимикача; Iвкл - номінальний струм включення (діюче значення періодичної складової); iвкл - найбільший пік струму включення (по каталогу). Заводами виготовлювачами дотримується умова.

iвкл = 2 kу Iвкл.

де kу = 1,8 - ударний коефіцієнт, нормований для вимикачів.

Перевірка по двом умовам необхідна тому, що для конкретної системи kу може бути більше 1,8. Електродинамічна стійкість вимикача задана номінальним струмом електродинамічної стійкості у вигляді двох значень: діючого значення граничного наскрізного струму короткого замикання Iпр.скв і амплітудного значення граничного наскрізного струму короткого замикання iпр.скв, що визначаються за каталогами або довідників.

Зазначені струми зв'язані між собою співвідношенням:

iпр.скв = 2 kу Iпр.скв = 2,55Iпр.скв.

де kу = 1,8 - ударний коефіцієнт, нормований для вимикачів.

Перевірка на електродинамічну стійкість виконується за умовами.

Iп.0 ? Iпр.скв = Iдін.

iу ? iпр.скв = iдін.

де Iп.0 - початкове значення періодичної складової струму короткогозамиканія в ланцюзі вимикача; iу - ударний струм короткого замикання в того ж ланцюга; Iдін, iдін - нормативні струми, електродинамічна складова. Необхідність перевірки по двом умовам пояснюється тим, що для конкретної системи розрахункове значення kу може бути більше 1,8, зазначеного ГОСТом для вимикачів.

На термічну стійкість вимикач перевіряється по тепловому імпульсу струму короткого замикання:

де Вк - тепловий імпульс за розрахунком; Iтер - граничний струм термічної стійкості по каталогу; tтер - тривалість протікання струму термічної стійкості по каталогу.

Приводи до високовольтних вимикачів вибирають по каталогу відповідно до типу вимикача. При цьому необхідно враховувати, що приводи на оперативному постійному струмі вимагають установки акумуляторної батареї або пристроїв, що заміняють її.

Вимикач - це комутаційний апарат, призначений для включення і відключення струму.

Короткозамикач - це комутаційний апарат, призначений дт створення штучного КЗ в електричному ланцюзі.

Обмежувачі ударного струму (ОУТ) - це надшвидкодіючі комутаційні апарати вибухової дії на великі номінальні струми для установок 6-30 кВ.

Роз'єднувач - це контактний комутаційний апарат, призначений для відключення і включення електричного кола без струму або з незначним струмом, який для забезпечення безпеки має між контактами у відключеному положенні ізоляційний проміжок.

Роз'єднувачі, отделители, вимикачі навантаження вибираються:

по номінальній напрузі Uуст ? Uном.

по номінальному тривалого струму Iрабmax ? Iном.

по конструкції, роду установки;

по електродинамічної стійкості.

iу ? iпр.скв.

Iп.0 ? Iпр.скв.

Де Iпр.скв - граничний наскрізний струм короткого замикання (амплітуда і діюче значення), що визначаються за каталогом;

по термічної стійкості.

Вк ? Iтер tтер.

де Вк - тепловий імпульс за розрахунком; Iтер - граничний струм термічної стійкості; tтер - тривалість протікання граничного струму термічної стійкості, визначаються по каталогу. Короткозамикач вибирається з тих же умов, але вибір по номінальному струму не потрібно. При виборі вимикачів навантаження слід додати умова вибору по струму відключення:

Iраб.max ? Iотк.

де Iотк - номінальний струм відключення вимикача навантаження.

Відключає здатність вимикача навантаження розрахована на відключення струмів робочого режиму.

Вибір струмоведучих частин.

Струмопровідні частини в розподільчих пристроях 35 кВ і вище електростанцій і підстанцій зазвичай виконуються гнучкими сталеалюміневимі проводами АС або АСО. Гнучкі проводи застосовуються також для з'єднання блочних трансформаторів з ОРУ. При напрузі 500 кВ можуть бути застосовані порожнисті алюмінієві дроти марки ПА. При номінальних напругах 750 і 1150 кВ слід застосовувати тільки дроти марки ПА. При цьому число проводів у фазі виходить мінімальним, зменшується витрата алюмінію і число гірлянд ізоляторів, спрощується монтаж. У деяких конструкціях відкритих розподільних пристроїв частину або вся ошиновка і збірні шини можуть виконуватися жорсткими з алюмінієвих труб. З'єднання генераторів і трансформаторів із закритим або комплектним распредустройство 6 ... 10 кВ здійснюється гнучким підвісним струмопроводом, шинним мостом або закритим комплектним струмопроводом. Гнучкі струмопроводи для з'єднання генераторів і трансформаторів з РУ 6 ... 10 кВ виконуються пучком проводів, закріплених по колу в кільцях-обіймах. Два дроти з пучка - сталеалюміневих. Вони несуть в основному механічне навантаження від власної ваги, ожеледі і вітру.

Решта дроти - алюмінієві. Вони є тільки токоведущими. Перетину окремих проводів в пучку рекомендується вибирати можливо великими (500, 600 мм2), так як це зменшує їх число і вартість струмопроводу. Всі з'єднання всередині закритого розподільчого 6 ... 10 кВ, включаючи збірні шини, виконуються жорсткими голими алюмінієвими шинами прямокутного або коробчатого перетину. При струмах до 3000 А в закритих распредустройство 6 ... 10 кВ застосовуються односмугові і двухполосні алюмінієві шини. При великих токах рекомендуються шини коробчатого перетину, так як вони забезпечують кращі умови охолодження і менші втрати від ефекту близькості і поверхневого ефекту. Провідники ліній електропередач, довгих зв'язків блочних трансформаторів з ВРУ, струмопроводи генераторної напруги вибираються з економічної щільності струму:

де Iнорм - струм нормального режиму (без перевантажень); J е - нормована щільність струму, А / мм2.

Перетин, вибране з економічної щільності струму, перевіряється на нагрів (по допустимому току) в післяаварійний і ремонтному режимах роботи електроустановки.

Умова вибору.

Iраб.max.

де Iдоп - допустимий по нагріванню струм шини вибраного перерізу при температурі охолоджуючої середовища, відмінної від нормованої.

При горизонтальній прокладці жорстких шин прямокутного перерізу і розташуванні їх плазом допустимий струм слід зменшити на 5% для смуг шириною до 60 мм включно і на 8% для смуг більшої ширини. Вибору з економічної щільності струму не підлягають: мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ і при Тmax до 5000 год; відгалуження до окремих електроприймачів U <1 кВ, а також освітлювальні мережі; збірні шини електроустановок та ошиновка в межах відкритих і закритих РУ всіх напруг; мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років. Перетин цих проводів вибирається по допустимому току. При цьому враховуються не тільки нормальні, але й післяаварійні режими, а також режими в період ремонтів і можливість нерівномірного розподілу струмів між секціями шин.

Перевірка шин на термічну стійкість виробляється за умовою.

S?Smin.

де S - вибране розтин; Smin - мінімальний переріз провідника, що відповідає вимозі термічної стійкості при короткому замиканні. Шини, виконані голими проводами на відкритому повітрі, проводи повітряних ліній, не обладнаних пристроями АПВ, на термічне дію струму короткого замикання не перевіряються.

Перевірка шин на електродинамічну стійкість. Жорсткі шини, укріплені на ізоляторах, являють собою динамічну коливальну систему, на яку впливають електродинамічні сили. Якщо власні f0 частоти коливальної системи шини-ізолятори співпадуть з частотою зміни електродинамічних сил, то механічні навантаження на шини й ізолятори зростуть. Якщо власна частота коливань f0 менше 30 і більше 200 Гц, то механічного резонансу не виникає. У більшості практично застосовуваних конструкцій шин ці умови дотримуються, тому ПУЕ не вимагають перевірки на електродинамічну стійкість з урахуванням механічних коливань шинної конструкції. В окремих випадках, наприклад при проектуванні нових конструкцій, проводиться визначення частоти власних коливань де l - довжина прольоту між ізоляторами, м; J - момент інерції поперечного перерізу шини щодо осі, перпендикулярної напрямку згинального сили; S - поперечний переріз шини, см2; К - коефіцієнт, що залежить від матеріалу шин (для алюмінію К = 173,2; для міді К = 125,2). Змінюючи l і S, домагаються того, щоб механічний резонанс був виключений, тобто f0> 200 Гц.

Закриті розподільні пристрої. (ЗРУ).

Розподільний пристрій - це електроустановка, призначена для прийому і розподілу електричної енергії, що містить електричні апарати, шини та допоміжні пристрої. Якщо розподільний пристрій розташований усередині будівлі, то воно називається закритим. Закриті розподільні пристрої (ЗРП) споруджуються зазвичай при напрузі 3-20 кВ. При великих напругах, як правило, споруджуються відкриті РУ. Однак при обмеженій площі під РУ або при підвищеній забрудненості атмосфери, а також в районах Крайньої Півночі можуть застосовуватися ЗРУ на напруги 35-220 кВ.

Розподільні пристрої повинні забезпечувати надійність роботи електроустановки, що може бути виконано тільки при правильному виборі та розстановці електрообладнання, при правильному підборі типу та конструкції РУ відповідно до ПУЕ. Обслуговування РУ повинно бути зручним і безпечним. Розміщення обладнання в РУ повинно забезпечувати гарний огляд, зручність ремонтних робіт, повну безпеку при ремонтах і оглядах. Для безпеки дотримуються мінімальні відстані від струмоведучих частин для різних елементів ЗРУ. Неізольовані струмоведучі частини щоб уникнути випадкових дотиків до них повинні бути поміщені в камери або огороджені. Огородження може бути суцільним або сітчастим. У багатьох конструкціях ЗРУ застосовується змішане огорожу - на суцільний частини огорожі кріпляться приводи вимикачів і роз'єднувачів, а сітчаста частину огорожі дозволяє спостерігати за обладнанням. Висота такого огородження повинна бути не менше 1,9 м, при цьому сітки повинні мати отвори розміром не більше 25 х 25 мм. Огородження повинні замикатися на замок. Неізольовані струмоведучі частини, розташовані над підлогою на висоті до 2,5 м в установках 3-10 кВ і 2,7 м в установках 20-35 кВ, повинні захищатися сітками, причому висота проходу під сіткою повинна бути не менше 1,9 м. огляди устаткування виробляються з коридору обслуговування, ширина якого повинна бути не менше 1 м при однобічному і 1,2 м при двосторонньому розташуванні устаткування.

Якщо в коридорі ЗРУ розміщені приводи роз'єднувачів і вимикачів, то ширина такого коридору управління повинна бути відповідно 1,5 і 2 м. Якщо в ЗРУ застосовуються осередку КРУ, то ширина проходу для управління та ремонту КРУ викочування типу повинна забезпечувати зручність переміщення і розвороту викатних візків, тому при однорядному розташуванні ширина визначається довжиною візки плюс 0,6 м, при дворядному розташуванні - довжиною візки плюс 0,8 м. При наявності проходу з заднього боку КРУ його ширина повинна бути не менше 0,8 м.

З приміщень ЗРУ передбачаються виходи назовні або в приміщення з вогнетривкими стінами та перекриттями: один вихід при довжині РУ до 7 м, два виходи по кінцях при довжині від 7 до 60 м, при довжині більше 60 м - два виходи по кінцях і додаткові виходи з таким розрахунком, щоб відстань від будь-якої точки коридорів РУ до виходу не перевищувало 30 м. Двері з РУ повинні відкриватися назовні і мати самі замикаються замки, що відкриваються без ключа з боку РУ. ЗРУ повинно забезпечувати пожежну безпеку. Будівельні конструкції ЗРУ повинні відповідати вимогам СНиП, а також правилам пожежної охорони (ППО). Будівля РУ споруджується з вогнестійких матеріалів. При проектуванні ЗРУ передбачаються заходи для обмеження поширення виниклої аварії. Для цього обладнання окремих елементів РУ встановлюється в камерах - приміщеннях, обмежених з усіх боків стінами, перекриттями, огорожами.

Якщо частина огороджень сітчаста, то камера називається відкритою. У таких камерах встановлюються роз'єднувачі, безмасляні і маломаслянимівимикачами і бакові вимикачі з кількістю масла до 25 кг. У сучасних ЗРУ бакові вимикачі з великою кількістю масла (більше 60 кг) не застосовуються, так як для їх установки треба передбачати закриті камери з виходом назовні, що значно ускладнює будівельну частину. При установці в ЗРУ масляних трансформаторів передбачаються заходи для збору і відводу масла в маслозбірних систему. В ЗРУ передбачається природна вентиляція приміщень трансформаторів і реакторів, а також аварійна витяжна вентиляція коридорів обслуговування відкритих камер з маслонаповненого обладнання.

Розподільний пристрій має бути економічним. Вартість спорудження РУ складається з вартості будівельної частини, електричного обладнання, електромонтажних робіт та накладних витрат. Для зменшення вартості будівельної частини по можливості зменшують обсяг будинку і спрощують його конструкцію. Значне зменшення вартості досягається застосуванням будівель РУ із збірних залізобетонних конструкцій, які замінили цегляну кладку, що застосовувалася раніше. Для зменшення вартості електромонтажних робіт і прискорення споруди РУ широко застосовують укрупнені вузли, зібрані на спеціалізованій монтажній базі. Такими вузлами можуть бути камери і шафи з вбудованим електрообладнанням: камери для збірних шин і шинних роз'єднувачів, шафи управління вимикачами, шафи лінійних роз'єднувачів і т. П. Для приєднання ліній 6-10 кВ в сучасних РУ широко застосовують шафи комплектних розподільчих пристроїв. Застосування укрупнених вузлів дозволяє використовувати індустріальні методи спорудження ЗРУ з максимальною механізацією електромонтажних робіт. Розподільчий пристрій, змонтований з укрупнених вузлів, називається збірним. У збірному РУ будівля споруджується у вигляді коробки, без будь-яких перегородок, зального типу. Основу камер складає сталевий каркас, а перегородки між камерами виконують з азбоцементних або гіпсолітових плит. Зменшення вартості РУ досягається також спорудою їх за типовими проектами, які розробляються провідними проектними організаціями.

В результаті проведеної курсової роботи проведено розрахунок електричної частини підстанції, визначені струми короткого замикання, обраний тип підстанції. На підставі розрахунків обрані різні види електричних апаратів і побудована схему первинної комутації підстанції 110/10 кВ.

Список літератури

струм замикання комутація трансформатор

1. Правила будови електроустановок. Т-2-й (з ізм. І доп., Станом на 1 листопада 2005 г.) місце изд. Сиб. універ. вид-во, 2005. - 854 с.

2. Рожкова Л.Д., Козулін В.С. Електрообладнання станцій та підстанцій. 2-е вид. - М.: Вища школа, 1987. - 648 с.

3. Неклепаев Б.Н. Електрична частина електростанцій і підстанцій: підручник для вузів. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1986. - 640 с.

4. Крючков І.П., Кувшинский М.М., Неклепаев Б.Н. Електрична частина електростанцій і підстанцій: Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. 3-е вид.- М.: Вища школа, 1989. - 608 с.

5. Довідник з електротехнічним установкам високої напруги / під редакцією І.А. Баумштейна і В.М. Хомякова.- 2-е вид. - М.: Енергія, 1981. - 656 с.

6. Васильєв А.А. Електрична частина станцій і подстанцій.-М.: Вища школа, 1990. - 576 с.

7. Електрична частина електростанцій / за ред. С.В. Усова. - Л.: Вища школа, 1987. - 616 с.

8. Розрахунок коротких замикань і вибір електрообладнання: навч. посібник для студ. вищ. навч. закладів / І.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев та ін. - М.: Академія, 2005. - 416 с.

9. Рожкова Л.Д. Електрообладнання електричних станцій та підстанцій: підручник для середовищ. проф. освіти / Л.Д. Пиккова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чіркова. - М.: Видавничий центр Академія, 2004. - 448 с.

10. Електротехнічний довідник: у 4 т. Т. 3. Виробництво і розподіл електричної енергії / під заг. ред. В.Г. Герасимова та ін. - 8-е изд., Испр. і доп. - М.: Видавництво МЕІ, 2002. - 964 с.

Размещено на Allbest.ru