Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Задание на курсовой проект

Введение

1. Нормативные требования при проектировании подстанции 220/110/10 кВ

2. Выбор структурной схемы подстанции

3. Построение графиков электрических нагрузок. Определение основных показателей и коэффициентов, характеризующих графики нагрузок

4. Выбор силовых трансформаторов

4.1 Определение загрузки обмоток трансформаторов

5. Составление схемы электрических соединений подстанции

6. Расчет токов КЗ

7. Выбор электрических аппаратов

7.1 Выбор выключателей.

7.2 Выбор разъединителей

7.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

7.4 Выбор жестких шин.

8. Выбор мощности и схемы питания трансформаторов собственных нужд

9. Разработка и описание конструктивного выполнения РУ ВН, СН и НН

Заключение

Список литературы

Задание на курсовой проект

Спроектировать электрическую подстанцию. По результатам расчетов токов КЗ выбрать коммутационные аппараты, токоведущие части и измерительные трансформаторы для РУ напряжений 220, 110, 10 кВ

Таблица 1

Напряжение, кВ	Нагрузка	Коэффициент мощности	Параметры энергосистемы
U ВН	UСН	U НН	PСН МАКС , МВт	P НН МАКС , МВт	cosj--СН	cosj НН	cosj--Ж	S КЗ , МВА	Кол. линий	L, км
220	110	10	65	80	0,86	0,89	0,94	1400	2	85

Таблица 2

Номер графика
PСН	PНН
1	8

Рис. 1 Графики нагрузок потребителей

Введение

Электроэнергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Стабильное развитие любой отрасли промышленности невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Текущей задачей энергетики является не только строительство новых предприятий по производству электроэнергии, но и правильное и целесообразное использование ресурсов уже имеющихся предприятий этой отрасли.

Развитие электроэнергетики в XX веке характеризовалось высокими темпами строительства электростанций и расширением электрических сетей, созданием энергосистем, энергообъединений и в конечном итоге Единой энергетической системы (ЕЭС) страны.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

- полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным, и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

- снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции;

- повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора для обеспечения социально-экономического развития страны;

- минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

- надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

- снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Важнейшим этапом в развитии творческой деятельности будущих специалистов являются курсовое и дипломное проектирование, в ходе которого развиваются навыки самостоятельного решения инженерных задач и практического применения теоретических знаний.

В перспективе стоит задача всемирного развития и использования возобновляемых источников энергии: солнечной, ветровой, приливной и других.

В зависимости от вида используемой энергии различают электростанции тепловые, гидравлические, ветряные атомные и другие. В зависимости от первичного двигателя, приводящего во вращение электрический генератор тепловые электрические станции с паровыми турбинами и с двигателями внутреннего сгорания.

1. Нормативные требования при проектировании подстанции 220/110/10 кВ

По нормативным требованиям «Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ.» [2] при проектировании подстанций выделяется ряд условий.

При проектировании подстанций должно быть обеспечено:

1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей.

2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню.

3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ.

4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат.

5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды.

6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций.

7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проектная документация на новое строительство, техническое перевооружение и реконструкцию подстанций разрабатывается с учетом утвержденных обоснований инвестиций, на основании утвержденного в установленном порядке задания на проектирование. В случае, когда в качестве альтернативы техперевооружению действующей подстанции имеется вариант новой подстанции, разработке проектной документации должно предшествовать выполнение технико-экономического обоснования (ТЭО).

Проектирование ПС должно выполнятся на основании утвержденных схем:

- развития энергосистемы;

- развития электрических сетей района, города;

- внешнего электроснабжения объекта;

- ремонта, технического и оперативного обслуживания энергосистемы;

развития средств управления общесистемного назначения, включающие релейную защиту и автоматику (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития АСДУ ОЭС, АИИС КУЭ;

- организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе.

При разработке вопросов организации ремонта, технического и оперативного обслуживания электросетевых компаний учитываются следующие исходные данные:

- форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС;

- технические средства для ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС.

Проект (рабочий проект) ПС должен выполнятся на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

При проектировании новой (реконструируемой) ПС следует рассматривать вопросы схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в соответствии с требованиями и рекомендациями «Правил устройства электроустановок» [1], а также других отраслевых норм и инструкций по вопросам развития электрических сетей и систем электроснабжения;

- выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей энергосистемы, или ее отдельных элементов, а также проектной документацией на строительство отдельных электросетевых объектов, если их осуществление сохраняет свое значение и целесообразность в условиях изменений, произошедших после утверждения схемы сети (проекта объекта) или ввода в работу первой очереди объекта;

- обеспечением законодательства в области охраны окружающей среды и сбережения энергоресурсов.

электрический подстанция трансформатор

2. Выбор структурной схемы подстанции

Структурная схема подстанции - это часть главной схемы, которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов, к распределительным устройствам разных напряжений и связь между ними, а также, от РУ к потребителям.

Структурные схемы используются на первоначальном этапе проектирования. На этом этапе решаются наиболее общие, стратегические вопросы проектирования. От правильности принимаемых решений зависит дальнейшее выполнение проекта.

При наличии нескольких вариантов схем, удовлетворяющих требованиям надежности, в том числе перечисленным выше, предпочтение отдается:

- более простому и экономичному варианту, как по конечной схеме, так и по этапам ее развития;

- варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУ повышенного напряжения при оперативных переключениях.

Возможные структурные схемы для подстанции 3-х напряжений приведены рисунке 2.1

Структурная схема с четырьмя двухобмоточными трансформаторами и общим РУ СН (рис. 2.1, а) невыгодна из-за того, что в ней усложняется конструкция РУ СН, т.к. транзит мощности идет через него. Структурная схема с четырьмя двухобмоточными трансформаторами и общим РУ НН (рис. 2.1, б) еще более невыгоден из-за того, что сначала идет понижение напряжения, а затем его повышение, и конструкция РУ НН также усложняется. Схема с трехобмоточными трансформаторами (рис. 2.1, в) выгоднее, т.к. по капитальным затратам она будет стоить дешевле, чем вышеперечисленные схемы. Поэтому принимаем для проектируемой подстанции структурную схему с трехобмоточными трансформаторами.



Рис. 2.1 - Структурные схемы подстанций: а) с четырьмя двухобмоточными трансформаторами и общим РУ СН; б) с четырьмя двухобмоточными трансформаторами и общим РУ НН; в) с трехобмоточными трансформаторами

3. Построение графиков электрических нагрузок. Определение основных показателей и коэффициентов, характеризующих графики нагрузок

Задачей раздела является нахождение суточного графика нагрузки на высоком напряжении и годового графика нагрузка по продолжительности на высоком напряжении.

Суточный график нагрузки- это график показывающий распределение мощностей в течении суток.

В задании на проектирование нагрузки потребителей на среднем и низком напряжении подстанции заданы суточными (зимним и летним) графиками в относительных единицах, максимальными значениями активной мощности и коэффициентами мощности.

Переведем графики нагрузок в относительных единицах в графики нагрузок в именованных единицах по формуле:

где n% - ордината соответствующей ступени графика;

P_im - активная мощность соответствующей ступени графика, МВт;

P_max - активная максимальная мощность нагрузки, МВт.

Нахождение полной и реактивной мощности исходя из графиков производится по формулам:

Полная мощность

где P%-мощность на графике нагрузки в относительных единицах;

P_max -максимальная мощность на графике нагрузок в именованных единицах;

соs - коэффициент мощности по исходным данным, равный 0,9.

Реактивная мощность

где tg=tg(arccos)

Результаты вычислений сведем в графический и табличный вид 3.1-3.6

Таб.3.1-Летние суточные нагрузки со стороны низкого напряжения

Таб.3.2-Зимние суточные нагрузки со стороны низкого напряжения

Далее необходимо посчитать S, P, Q для стороны ВН (высокого напряжения) путем суммирования мощностей среднего СН, и низкого НН напряжения. Тогда получаем -

Таб.3.3-Летние суточные график нагрузки со стороны среднего напряжения

Таб.3.4-Зимние суточные нагрузки со стороны среднего напряжения

Таб.3.5-Летние суточные нагрузки со стороны высокого напряжения

Таб.3.6-Зимние суточные нагрузки со стороны высокого напряжения

Определение характеристик графиков:

Средняя нагрузка за рассматриваемый период

Рср(з)=

= 66,2 МВт

= 42 МВт

Коэффициент заполнения графика

Продолжительность использования максимальной нагрузки



Коэффициент неравномерности графика

На основании летнего и зимнего суточных графиков активной нагрузки подстанции и заданного количества зимних и летних суток построим годовой график электрических нагрузок. Заданное количество зимних суток - 155, летних - 210. Продолжительность нагрузки T определяется путем умножения количества часов, в течение которых длится заданная нагрузка P зимнего/летнего графика, на количество зимних/летних суток. Результаты сведем в таблицу 3.7.

Таб.3.7-Годовой график нагрузки со стороны высокого напряжения

= 5162,6 ч

4. Выбор силовых трансформаторов

В соответствии с требованиями ПУЭ [1] выбор параметров трансформаторов производится в соответствии с режимами их работы. Для потребителей I и II категорий требуется устанавливать два трансформатора, при этом при повреждении одного из них другой трансформатор должен без повреждений работать с перегрузкой в 1,4 раза в течение 6 часов в сутки 5 суток. Мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции выбирается по условию:

Где определяется максимальным значением мощности на графике нагрузок на высокой стороне.

Выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110/10

Так как мощность автотрансформатора в аварийном режиме превышает пиковую мощность на графике нагрузок высокого напряжения, то расчет коэффициентов загрузки и перегрузки не производится.

4.1 Определение загрузки обмоток трансформаторов

Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме.

Автотрансформаторы АТДЦТН-125000/220/110-У1

Номинальная мощность .

Номинальная мощность обмотки НН .

Номинальные напряжения обмоток :

Определим токи в обмотках в комбинированном режиме при номинальных параметрах.

Ток в обмотке ВН.

На обмотку НН будет передаваться мощность со стороны ВН равная , следовательно на обмотку СН со стороны ВН будет передаваться мощность равная .

Ток в обмотке СН.

Ток в обмотке НН.

Определим токи в обмотках в комбинированном режиме при параллельной работе двух трансформаторов в зимний период. Где мощность обмоток будут определяться из пика мощности суточных графиков нагрузки.

Ток в обмотке ВН.



Ток в обмотке СН.

Ток в обмотке НН.

Проверка загрузки обмотки НН.

где - максимальная мощность суточного графика нагрузок на стороне НН зимой,

- загрузка обмотки в процентах.

Обмотка НН загружена на 19%.

Проверка загрузки обмотки СН.

=64,5%

где - максимальная мощность суточного графика нагрузок на стороне СН зимой,

Обмотка СН загружена на 64,5%.

Проверка загрузки обмотки ВН.

где - максимальная мощность суточного графика нагрузок на стороне ВН зимой,

Обмотка ВН загружена на 41,6%.

5. Составление схемы электрических соединений подстанции

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) -- это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Главная схема электрических соединений подстанции должна удовлетворять требованиям: надежности питания и транзита мощности, простоты, экономичности, возможности восстановления питания в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала и возможности дальнейшего расширения.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием типовых схем РУ 35-750 кВ, нашедших широкое применение при проектировании [2].

Проектируемая подстанция - тупиковая. С учетом рекомендаций[3] выбираем следующие типовые схемы электрических соединений:

на стороне ВН - 220 кВ схема 4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии);

на стороне СН - 110 кВ схема 12 (одна рабочая секционированная и обходная система шин);

на стороне НН - 10 кВ схема 9 (одна секционированная система шин).

Схема электрических соединений приведена на рисунке 5.1.



Рисунок 5.1 - Схема электрических соединений подстанции

6. Расчет токов КЗ

Расчет токов коротких замыканий выполняется для проверки на термическую и электродинамическую стойкость электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей.

Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему установки с указанием всех элементов и их параметров которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

Расчетным видом КЗ является 3-х фазное симметричное замыкание[4].

Для уменьшения токов короткого замыкания на низком напряжении секционный выключатель выключен, а на стороне среднего напряжения секционный выключатель включен с целью обеспечения параллельной работы автотрансформаторов.

Расчёт токов КЗ ведётся в относительных единицах.

Расчетная схема приведена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1-Схема расчетная.



На основе расчетной схемы составим схему замещения рис.6.2. Расчет ведем в относительных единицах.

Схема замещения - это электрическая схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

Рисунок 6.2-Схема замещения.

Принимаем за базисные величины:

- базисная мощность

- базисные напряжения

Определим базисный ток для каждой ступени напряжения подстанции:

Расчет сопротивлений в схеме замещения в относительных единицах

Энергосистема:

Линия:

Трансформатор:

Рассчитаем ток КЗ в точке К-1

Преобразуем схему замещения относительно К-1

Рисунок 6.3-Преобразование схемы для точки К-1

Преобразуем схему замещения относительно К-2

Рисунок 6.4-Преобразование схемы для точки К-2

Преобразуем схему замещения относительно К-3

Рисунок 6.5-Преобразование схемы для точки К-3

Определение токов короткого замыкания

Начальная периодическая составляющая тока КЗ

К-1

К-2

К-3

Где - э.д.с. источника в относительных единицах[5]

Мгновенное амплитудное значение ударного тока КЗ

Где Ку - ударный коэффициент был взят из таблицы 3.6 [5]

В точке К-1

В точке К-2

В точке К-3

Действующие значения ударного тока КЗ

В точке К-1

В точке К-2

В точке К-3

Определим значения токов КЗ для любого момента времени переходного процесса КЗ

В точке К-1

Где Та - постоянная составляющая затухания переодической составляющей тока ТЗ принимаем из таблицы 3.6 [5];

0,01с время срабатывания релейной защиты[7];

-собственное время срабатывания выключателя[12].

В точке К-2

В точке К-3



Полный импульс квадратичного тока КЗ

где

В точке К-1

В точке К-2

В точке К-2

Найденные параметры приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Сводная таблица токов КЗ

Точки КЗ	Uср,кВ	IБ,кА	IПО, кА	iуд, кА	Iyд, кА	iaд, кА	BK , кА2 с
К-1	230	2.5	4.1	11	6.6	1.3	1.3
К-2	121	4.77	6.8	18.3	11	2.1	3.5
К-3	10.5	54.99	14.49	33	19.1	2.16	13.65

7. Выбор электрических аппаратов

7.1 Выбор выключателей

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход. несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

Надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

Быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения:

Пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения:

Возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ п выше:

Легкость ревизии и осмотра контактов:

Взрыво- и пожаробезопасность:

Удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение U_НОМ.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей:масляные баковые, маломасляные, воздушные, элегазовые, электромагнитные. вакуумные выключатели. Особая группа - выключатели нагрузки - рассчитаны на отключение токов нормального режима. Разъединители предназначены для отключения и включения обесточенных участков цепи, находящихся под напряжением и создания видимой коммутации. Для проектируемой подстанции предполагается установка элегазовых выключателей на всех напряжениях. Причем предполагается установка выключателей на 10 кВ - КРУ, на ОРУ 220кВ,110 кВ - наружной установки.

Выбор выключателей для РУ ВН 220 кВ.

К установке на РУ 220 кВ примем выключатель ВЭБ-220[12].

Проверим выбранный выключатель по следующим условиям:

1.По номинальному напряжению

Uуст Uном

2.По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

3. По отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:



где н% - нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

4. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель проверяют по сквозным токам КЗ:

где - номинальный сквозной ток КЗ начальное действующее значение и наибольший пик соответственно.

5. Проверка на термическую стойкость - по тепловому импульсу тока КЗ:

Таким образом, выбранный выключатель отвечает всем предъявляемым требованиям. Принимаем выключатель ВЭБ-220.

Выбор выключателей для РУ СН 110 кВ.

К установке на РУ 110 кВ примем выключатель ВЭБ-110[11].

Проверим выбранный выключатель по следующим условиям:

1.По номинальному напряжению

Uуст Uном

2.По номинальному току



где - ток утяжеленного режима.

3. По отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

где н% - нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

4. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель проверяют по сквозным токам КЗ:

где - номинальный сквозной ток КЗ начальное действующее значение и наибольший пик соответственно.

5. Проверка на термическую стойкость - по тепловому импульсу тока КЗ:



Таким образом, выбранный выключатель отвечает всем предъявляемым требованиям. Принимаем выключатель ВЭБ-110.

Выбор выключателей для РУ НН 10 кВ на отходящих линиях.

К установке на РУ 10 кВ примем выключатель LF-1[16].

Проверим выбранный выключатель по следующим условиям:

1. По номинальному напряжению

Uуст Uном

2. По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

3. По отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

где н% - нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

4. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель проверяют по сквозным токам КЗ:

5. Проверка на термическую стойкость - по тепловому импульсу тока КЗ:

Выбранный выключатель LF1проходит по всем условиям выбора и проверки. Данный выключатель встраивается в ячейки КРУ-СЭЩ-59.

Выключатель типа LF1 удовлетворяет всем требованиям.

Таблица 7.1. Условия выбора, расчетные каталожные данные выключателя 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные LF1
	10кВ	10кВ
	108.7 А	630А
	14.49кА	25кА
	2.16кА	14,14кА

Выбор выключателей для РУ НН 10 кВ на вводе трансформатора.

К установке на РУ 10 кВ примем выключатель LF-1[16].

Проверим выбранный выключатель по следующим условиям:

1.По номинальному напряжению

Uуст Uном

2.По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

3. По отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

где н% - нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

4. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель проверяют по сквозным токам КЗ:

5. Проверка на термическую стойкость - по тепловому импульсу тока КЗ:

Выбранный выключатель LF1 проходит по всем условиям выбора и проверки. Данный выключатель встраивается в ячейки КРУ-СЭЩ-59.

Таблица 7.2. Условия выбора, расчетные каталожные данные выключателя 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные LF1
	10кВ	10кВ
	815.2 А	1250А
	14.49кА	31,5кА
	2.16кА	17,82кА

7.2 Выбор разъединителей

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

При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Помимо этого основного назначения разъединители используют также для других целей, поскольку их конструкция это позволяет, а именно:

1) для отключения и включения ненагруженных силовых трансформаторов небольшой мощности и линии ограниченной длины при строго установленных условиях;

2) для переключений присоединений РУ с одной системы сборных шин на другую без перерыва тока;

3) для заземления отключенных и изолированных участков системы с помощью вспомогательных ножей, предусматриваемых для этой цели.

Выбор разъединителя для РУ ВН 220 кВ

Предполагаем установить на ОРУ 220 кВ разъединители типа РГ -220/1000 УХЛ 1 [14].

Выполним проверку данных разъединителя:

1. По номинальному напряжению

2. По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

3.На электродинамическую стойкость:

где - Наибольший пик номинального кратковременного выдерживаемого тока (ток электродинамической стойкости).

4. На термическую устойчивость:

где Iтер - ток термической стойкости, кА;

tтер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

Выбранный разъединитель типа РГ -220/1000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.

Расчетные значения токов каталожные данные выключателя и разъединителя приведены в таблице 7.3

Таблица 7.3. Условия выбора, расчетные каталожные данные выключателя и разъединителя 220 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВЭБ-220	РГ-220/1000УХЛ1
	220кВ	220кВ	220кВ
	382,1А	2500А	1000А
	4.1кА	50кА	-
	4.1кА	50кА	-
	11кА	125кА	80кА
	1.3	7500	2976,8
	3,7кА	33,23кА	-

Выбор разъединителя для РУ СН 110 кВ

Предполагаем установить на ОРУ 110 кВ разъединители типа РГ -110/1000 УХЛ 1[13].

Разъединители выбираем по следующим условиям:

По номинальному напряжению

По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:

Проверка на электродинамическую стойкость:

где - Наибольший пик номинального кратковременного выдерживаемого тока (ток электродинамической стойкости).

Проверка на термическую устойчивость:

где Iтер - ток термической стойкости, кА;

tтер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

Выбранный разъединитель типа РГ -110/1000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.

Расчетные значения токов каталожные данные выключателя и разъединителя приведены в таблице 7.4

Таблица 7.4. Условия выбора, расчетные каталожные данные выключателя и разъединителя 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВЭБ-110	РГ-110/1000УХЛ1
	110кВ	110кВ	110кВ
	587,9А	2500А	1000А
	6,8кА	40кА	-
	6,8кА	40кА	-
	18.3кА	102кА	80кА
	3,5	4800	2976,8
	2.1кА	22,62кА	-

7.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор ТР тока для ОРУ 220 кВ

Трансформаторы тока выбираем в тех же цепях что и выключатели. На ОРУ 220 кВ установлены выключатели ВЭБ-220, которые имеют встроенные трансформаторы тока, поэтому выбираем трансформаторы тока типа ТВ - 220 - 1000/5[10].

Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются:

По номинальному напряжению -

По номинальному току -

По конструктивному классу точности

По электродинамической стойкости

По термической стойкости

По вторичной нагрузке

Выбираем трансформатор тока:

Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.

По классу точности:

Класс точности выбираем 0,5.

Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:

- на электродинамическую устойчивость:

- на термическую устойчивость:

- на вторичную нагрузку:



Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:

;

Для определения r_приб., составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока [17](таблица 7.5):

Таблица 5 - Нагрузка трансформаторов тока 220 кВ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА
Амперметр	Э 379	0,5
Амперметр	Э 379	0,5
Амперметр	Э 379	0,5
ФИП	ФИП	3
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	2
Ваттметр	Д-335	3
Варметр	Д-335	3
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	2
Итог		14,5

Определяем rприб. по формуле:

rконт. = 0,1 Ом при числе приборов более трех.

Определяем rпров. из формулы :

rпров. = z2ном - rприб.- rконт. =25/5²- 0,58 - 0,1 = 0.32 Ом,

Зная rпров, рассчитывается сечение провода по формуле:



где - удельное сопротивление проводов (для меди = 0,0175 Ом/мм2);

lрасч. - определяется по таблице[3]

Выбираем многожильный контрольный провод сечением 6 мм2 с полихлорвиниловой изоляцией с медными жилами.

Находим действительное сопротивление проводов:

Производим конечную проверку:

z2ном = 5 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт=0,58+0,29+0,1=0,97 Ом

Трансформатор тока ТВ - 220 -1-1000/5 проходит по всем условиям.

Выбор измерительных трансформаторов тока на РУНН- 10 кВ

.Выбор измерительных трансформаторов тока на напряжение 10 кВ.

К установке принимается ТТ ТОЛ-10[17].

Проверяется ТТ по параметрам:

По номинальному напряжению

По номинальному току



где - ток утяжеленного режима.

По классу точности:

Класс точности выбираем 0,5.

Проверка на электродинамическую стойкость:

где - номинальный сквозной ток КЗ наибольший пик.

Проверка на термическую устойчивость:

где Iтер - ток термической стойкости, кА;

tтер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

По нагрузке вторичной обмотки:

- номинальное сопротивление вторичной обмотки ТТ.

Индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, поэтому

Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивлений приборов , соединительных проводов и переходного сопротивления контактов r_k.

Сопротивления приборов определяются по выражению:



где - номинальный ток вторичной цепи трансформатора тока, - сумма мощностей приборов.

Приборы выбираем из каталога[17].

Табл.7.6 Нагрузка трансформаторов тока 10 кВ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА
Амперметр	Э 379	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	2
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6805В	2
Ваттметр	Д-335	3
Варметр	Д-335	3
Итог		10,5

Приняв , определим :

Т.к. число подсоединяемых приборов больше трех r_K принимаем равным 0,1 Ом.

Определим сечение соединительных проводов:

где - расчетная длина соединительного провода, - удельное сопротивление меди.

Выбираем провод сечением 4 мм2 с медными жилами.

Находим действительное сопротивление проводов:



Производим конечную проверку:

Трансформатор тока ТОЛ-10 удовлетворяет всем требованиям.

Выбор измерительных трансформаторов тока на напряжение 10 кВ на отходящих линиях.

К установке принимается ТТ ТОЛ-10[17].

Проверяется ТТ по параметрам:

По номинальному напряжению

По номинальному току

где - ток утяжеленного режима, n - число отходящих линий.

По классу точности:

Класс точности выбираем 0,2.

Проверка на электродинамическую стойкость:

где - номинальный сквозной ток КЗ наибольший пик.

Проверка на термическую устойчивость:

где Iтер - ток термической стойкости, кА;

tтер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

По нагрузке вторичной обмотки:

- номинальное сопротивление вторичной обмотки ТТ.

Индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, поэтому

Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов , соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

Сопротивления приборов определяются по выражению:

где - номинальный ток вторичной цепи трансформатора тока, - сумма мощностей приборов.

Приборы выбираем из каталога[1].

Табл. 7.7. Нагрузка трансформаторов тока 10 кВ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА
Амперметр	Э 379	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	2
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6805В	2
Итог		4,5

Приняв , определим :

Т.к. число подсоединяемых приборов не больше трех принимаем равным 0,05 Ом.

Определим сечение соединительных проводов:

где - расчетная длина соединительного провода, - удельное сопротивление меди.

По условию прочности принимаем

Выбираем провод сечением 2,5 мм2 с медными жилами.

Находим действительное сопротивление проводов:

Производим конечную проверку:

Трансформатор тока ТОЛ-10 удовлетворяет всем требованиям

Выбор измерительных трансформаторов тока на ОРУ 110 кВ

Трансформаторы тока выбираем в тех же цепях что и выключатели и по тем же условиям. На ОРУ 110 кВ установлены выключатели ВЭБ-110, которые имеют встроенные трансформаторы тока, поэтому выбираем трансформаторы тока типа ТВ - 110 - 1000/5[10].

Трансформаторы тока:

Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.

По классу точности:

Класс точности выбираем 0,5.

Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:

- на электродинамическую устойчивость:

- на термическую устойчивость:

- на вторичную нагрузку:

Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:



;

Для определения r_приб., составляется таблица с приборами[1], подключаемыми к трансформатору тока (таблица 7.8):

Таблица 7.8.- Нагрузка трансформаторов тока 110 кВ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА
Амперметр	Э 379	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	2
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6805В	2
Ваттметр	Д-335	3
Варметр	Д-335	3
Итог		10,5

Определяем rприб. по формуле:

rконт. = 0,1 Ом при числе приборов более трех, включительно.

Определяем rпров. из формулы:

rпров. = z2ном - rприб.- rконт. =30/5² - 0,42 - 0,1 = 0,68 Ом,

Зная rпров, рассчитывается сечение провода по формуле:

где - удельное сопротивление проводов (для алюминия = 0,0283 Ом/мм2);

lрасч. - определяется по таблице[3]

Выбираем алюминиевый контрольный кабель сечением 4мм2 АКВВГ-4

Находим действительное сопротивление проводов:

Производим конечную проверку:

z2ном = 1,2 Ом > z2расч = r_приб.+ rпров.+rконт =0,42+0,52+0,1=1,04 Ом

Трансформатор тока ТВ - 110 -1-1000/5 проходит по всем условиям.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения на ОРУ 220 кВ

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:

По напряжению установки Uуст ? Uном

По конструкции и схеме соединения обмоток

По классу точности

По вторичной нагрузке S2? ? S2ном.

Предполагаем установить на ОРУ 220 кВ измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-220-58[8]:

220 кВ 220 кВ;

схема соединения ;

класс точности 0.5

S2? ? S2ном.

Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу, приборы выбираем из каталога[17] (таблица 7.9.):

Таблица 7.9.- Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 220 кВ

Наименование приборов	Тип	Sрасч (ВА)
Регистрирующий вольтметр	Н-393	10
Вольтметр	Э-377	2
Частотомер	Э-372	3
Итого		15

S2? ? S2ном

Намеченный ранее трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения на РУ-10 кВ

Намечаем трансформатор напряжения ЗНОЛ-06-10[9].

Условия выбора трансформатора напряжения:

10 кВ10 кВ;

схема соединения ;

S2? ? S2ном

Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу(Таблица 7.10). Приборы выбираем из каталога[1].

Таблица 7.10 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ

Наименование прибора	Тип	Sрасч (ВА)
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения	Э-390	2
Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений	Э-390	2
Итого	4

S2? ? S2ном

Намеченный ранее трансформатор напряжения ЗНОЛ-06-10 проходит по вторичной нагрузке.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения на ОРУ 110 кВ

Предполагаем установить на ОРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-58[2]:

110 кВ 110 кВ;

схема соединения ;

класс точности выбираем 0.5

S2? ? S2ном.

Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 11). Приборы выбираем из каталога [1].

Таблица 7.11 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ

Наименование приборов	Тип	Sрасч (ВА)
Регистрирующий вольтметр	Н-393	10
Вольтметр	Э-377	2
Частотомер	Э-372	3
Итого		15

S2? ? S2ном

Намеченный ранее трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

7.4 Выбор жестких шин

На ОРУ 220 кВ и 110 кВ применятся комплектная жесткая ошиновка марки СЭЩ.

На РУ 10 кВ применяется КРУ-СЭЩ-59.

Жесткие шины выбираем по условиям:

· По допустимому току из условия нагрева;

· На термическую стойкость при коротком замыкании;

· На динамическую стойкость при коротком замыкании.

Выбор комплектной жесткой ошиновки на напряжение 220 кВ.

К установке принимается комплектная жесткая ошиновка серии СЭЩ 220-1000.

Проверяется ОЖ по условиям:

По номинальному напряжению

По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

Проверка на электродинамическую стойкость:

где - номинальный сквозной ток КЗ начальное действующее значение и наибольший пик соответственно.

Проверка на термическую устойчивость:

где I_тер - ток термической стойкости, кА;

t_тер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

ОЖ СЭЩ 220-1000 удовлетворяет всем требованиям.

Табл. 7.12. Каталожные данные ОЖ СЭЩ 220-1000

Наименование параметра	ОЖ СЭЩ 220-1000
Номинальное напряжение, кВ	220
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	252
Номинальный ток, А	1000
Ток электродинамической стойкости, кА	81
Ток термической стойкости в течении 3с, кА	31,5

Выбор комплектной жесткой ошиновки на напряжение 110 кВ.

К установке принимается комплектная жесткая ошиновка серии СЭЩ 110-1000.

Проверяется ОЖ по условиям:

По номинальному напряжению

По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

Проверка на электродинамическую стойкость:

где - номинальный сквозной ток КЗ начальное действующее значение и наибольший пик соответственно.

Проверка на термическую устойчивость:

где I_тер - ток термической стойкости, кА;

t_тер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

ОЖ СЭЩ 110 удовлетворяет всем требованиям.

Табл. 7.13 Каталожные данные ОЖ СЭЩ 110-1000

Наименование параметра	ОЖ СЭЩ 110-1000
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	1000
Ток электродинамической стойкости, кА	81
Ток термической стойкости в течении 3с, кА	31,5

Проверка шин КРУ-СЭЩ-59.

Проверяется ОЖ по условиям:

По номинальному напряжению

По номинальному току

где - ток утяжеленного режима.

Проверка на электродинамическую стойкость:

где - номинальный сквозной ток КЗ начальное действующее значение и наибольший пик соответственно.

Проверка на термическую устойчивость:

где I_тер - ток термической стойкости, кА;

t_тер - время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

КРУ-СЭЩ-59[15] удовлетворяет всем требованиям.

Табл. 7.14 Каталожные данные КРУ-СЭЩ-59

Наименование параметра	КРУ-СЭЩ-59
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток сборных шин, А	1000
Ток электродинамической стойкости, кА	51
Ток термической стойкости в течении 3с, кА	20

8. Выбор мощности и схемы питания трансформаторов собственных нужд

Мощность потребителей собственных нужд подстанции сравнительно не велика (напряжения 220/380 В), питание эти потребители получают от понижающих трансформаторов.

Состав потребителей с.н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.

Выбор схемы питания собственных нужд зависит от принятого на ПС оперативного тока. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам с.н. с учётом коэффициентов загрузки и одновремённости, при этом отдельно учитываются летняя и зимние нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ. Каждый трансформатор выбирают по полной нагрузке с.н., т.к при повреждении одного из них (выводе в ремонт), оставшийся в работе должен обеспечить питание всех потребителей.

Необходим требованием для выбора трансформаторов собственных нужд было определить нагрузку потребителей собственных нужд подстанции, которая приведена ниже (таблица 8.1).

Проектируемая подстанция относится к подстанциям с постоянным дежурством персонала, так как это подстанция 220 кВ со сложной схемой электрических соединений и большим объёмом оперативных переключений и текущих работ.

На проектируемой подстанции используется постоянный оперативный ток. На данной подстанции трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 10 кВ. Система шин 0,4 кВ - одна секционированная система шин. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) присоединяются к сборным шинам 10 кВ через предохранители.

Схема питания собственных нужд подстанции приведена на рис.8.1.

Рис.8.1. - Схема собственных нужд подстанции

Основные потребители собственных нужд подстанции.

Таблица 8.1 - Нагрузка потребителей собственных нужд

Вид потребителя	Установленная мощность, кВт. Кол-во, шт.	Всего, кВт	CosT	tgT
Охлаждение АТДТНГ-125000	29,6*2	59,2	0,85	0,62
Подогреватель ВЭБ-220	12,5*2	25	1	0
Подогреватель ВЭБ-110	4,3*6	25,8	1	0
Подогрев шкафов КРУ	1*18	18	1	0
Подогрев разъединителей	1*25	25	1	0
Отопление и освещение ОПУ	90	90	1	0
Освещение ОРУ 220 кВ	5	5	1	0
Освещение ОРУ 110 кВ	5	5	1	0
Освещение ОРУ 10 кВ	10	10	1	0
Спец. помещение для хранения баллонов с элегазом и азотом	30	30	1	0
Итого		293

Для выбора трансформатора собственных нужд необходимо определить расчетную мощность по формуле:

где kc - коэффициент спроса, kc = 0,8 [4].

Выбираем трансформатор ТСЗ-250/10[19] с номинальной мощностью 250 кВА.

9. Разработка и описание конструктивного выполнения РУ ВН, СН и НН

В ходе проектирования подстанции ОРУ 220 кВ было решено выполнить по схеме 4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии) с жесткой ошиновкой, ОРУ 110 кВ по схеме (Одна рабочая секционированная и обходная система шин) с жесткой ошиновкой. РУ 10 кВ устанавливается КРУ.

Всё оборудование ОРУ со стороны высокого и среднего напряжения; разъединители, выключатели, трансформаторы тока и напряжения устанавливаются на железобетонном фундаменте. Силовой трансформатор устанавливается на фундаменте. Между трансформатором и ОРУ проложена дорога для транспорта.

Со стороны низкого напряжения выбрано комплектное распределительное устройство наружной установки КРУ-СЭЩ-59.

КРУ-СЭЩ-59 предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ. КРУ-СЭЩ-59 применяется в качестве распределительных устройств 6-10 кВ, в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций.

Заключение

В соответствии с исходными данными для курсового проекта была спроектирована трансформаторная подстанция на напряжение 220/110/10 кВ. На подстанции установлены трансформаторы.

На основе проведенных расчетов спроектирована и разработана принципиальная схема подстанции, для которой было выбрано основное и вспомогательное оборудование.

Список литературы

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.Г. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 2002 г

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 2000 г

3. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 2001г. - 640 с.

Размещено на Allbest.ru