Дипломная работа на тему Выбор схемы понизительной подстанции, силового оборудования, составления плана и разработка конструкции подстанции

Содержание

Введение

1. Определение расчётных нагрузок

1.1 Расчёт полной установленной мощности

1.2 Расчёт потребляемой мощности

1.3 Расчет суммарной расчетной мощности на шинах 10 кВ

2. Выбор числа и расчёт мощности силовых трансформаторов

3. Выбор и обоснование схемы подстанции

4. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

5. Выбор электроаппаратов и токопроводов РУ по условиям рабочего режима и проверка их по устойчивости к токам короткого замыкания

5.1 Выбор проводов ВЛЭП 35 кВ

5.2 Выбор токопровода ОРУ 35 кВ

5.3 Выбор токопровода РУ 10 кВ

5.4 Выбор изоляторов РУ 10 кВ

5.5 Выбор изоляторов РУ 35 кВ

5.6. Выбор коммутационных аппаратов РУ 35 кВ

5.7 Выбор коммутационных аппаратов РУ 10 кВ

5.8 Выбор аппаратов защиты ПС от грозовых и коммутационных перенапряжений

6. Выбор числа отходящих ЛЭП, типа и сечения проводов и кабелей

7. Выбор трансформаторов собственных нужд и системы оперативного тока

7.1 Выбор системы оперативного тока

7.2 Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН)

7.3 Выбор предохранителя ТСН

8. Выбор измерительных трансформаторов, приборов учета и контроля

8.1 Выбор количества и места установки измерительных приборов

8.2 Выбор измерительного трансформатора тока РУ 10 кВ

8.3 Выбор измерительного трансформатора напряжения РУ 10 кВ

8.4 Выбор измерительных трансформаторов ОРУ 35 кВ

9. Выбор конструкций и компоновки РУ

10. Расчёт заземляющих устройств и молниезащиты

10.1 Молниезащита

10.2 Заземление

Заключение

Список используемой литературы

Введение

подстанция трансформатор ток замыкание

Электроснабжение сельских районов осуществляется через районные понизительные подстанции, которые имеют следующие напряжения: 110/35/10, 110/10, 35/10 кВ. Число таких подстанций в Российской Федерации велико, и сооружены они были, в большинстве случаев, в 70 – 80-х годах.

Электрооборудование этих подстанций физически и морально устарело. К одному из наиболее эффективных направлений совершенствования эксплуатации электрической сети и понизительных подстанций относится разработка и внедрение принципиально нового оборудования, требующего значительно меньшего объёма технического обслуживания и ремонта, и имеющего сниженного значения параметров потока отказов. Следует отметить, что в прошлом все сельскохозяйственные потребители относились к III категории, на сегодняшний день, строительство в сельской местности предприятий перерабатывающей промышленности (к примеру, производство растительных масел) требует повышение надёжности электроснабжения. Следовательно, проектирование районных понизительных подстанций с целью реконструкции и модернизации является актуальной на сегодняшний день задачей.

Целью курсового проекта является выбор схемы понизительной подстанции, силового оборудования, составления плана и разработка конструкции подстанции.

1. Определение расчётных нагрузок

1.1 Расчёт полной установленной мощности

Нагрузка на жилищно-бытовые нужды:

,

где число жителей; ежегодный прирост населения, выраженный в процентах; перспективный срок проектирования; удельная мощность, приходящаяся на одного человека. Примем, что для жилищно-бытовой нагрузки , тогда

.

1.2 Расчёт потребляемой мощности

,

где коэффициент спроса, выбираемый по справочным таблицам. Вследствие отсутствия данных о коэффициенте спроса для конкретных сельскохозяйственных потребителей, будем задаваться значением коэффициента исходя из мощности потребителя: при установленной мощности , при установленной мощности , при установленной мощности .

;

;

;

;

;

.

1.3 Расчет суммарной расчетной мощности на шинах 10 кВ

,

;

2. Выбор числа и расчёт мощности силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низшего напряжений. Таким образом, выбор количества трансформаторов является технико-экономической задачей.

Если потребители, подключенные к проектируемой подстанции, имеют I или II категорию по надежности электропитания, то, согласно ПУЭ, эти потребители должны получать питание от двух независимых источников питания. Такими источниками для районной подстанции является два трансформатора. Если на подстанции нет потребителей I категории, а нагрузка потребителей II категории не превышает 20%, то, как первый этап проектирования на подстанциях, предусматривается установка одного трансформатора. Потребители II категории получают резервное питание по линиям 10 кВ от соседних подстанций или от автономных источников электроснабжения.

По условию задания, проектируемая подстанция является тупиковой, имеются потребители I категории, поэтому выбираем подстанцию двухтрансформаторную.

Установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

Рном.тр Ррасч.тр;

,

где КПАВ=1,4 – коэффициент, учитывающий участие в нагрузке потребителей I и II категории и допустимую аварийную перегрузку.

Выбор номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учётом значения КПАВ=1,4.

Тит выбранного трансформатора и его номинальные параметры

Таблица 1

Марка

Номинальная

мощность, кВА

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uкз, %

Iхх, %

ВН

кВА

НН

кВА

Рхх

Ркз

ТМН -4000/35 У1

4000

35

11

6,7

33,5

7,5

1,0

3. Выбор и обоснование схемы подстанции

Рис.1 Схемы подстанции:

а – Структурная схема подстанции 35/10 кВ

Рисунок 1. Принципиальная схема тупиковой подстанции

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети низкого напряжения и создания пунктов соединения сети высокого напряжения. К главным схемам электрических соединений подстанций предъявляют следующие основные требования:

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

· Схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

· Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала.

· Схема должна допускать поэтапное развитие РУ без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием сетки типовых схем РУ 35-750 кВ.

Для тупиковой подстанции 35/10 кВ применяется схема 34-АН.

Рисунок 2. Принципиальная схема ОРУ 35кВ

Рисунок 3. Принципиальная схема РУ 10кВ (одна одиночная, секционированная выключателем система шин).

4. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

Составляем расчетную схему электроустановки. Эта схема включает все элементы электроустановки, которые оказывают влияние на ток К.З..Также на расчетной схеме намечаем расчетные точки К.З..

Рисунок 4.Расчетная схема электроустановки

Для подстанций с двухобмоточными трансформаторами расчетными точками К.З. являются сборные шины или вводы со стороны высокого напряжения и сборные шины низкого напряжения. Согласно рекомендациям по проектированию районных подстанций, ни при каких режимах работы не предусматривается параллельная работа трансформатора на двух трансформаторных подстанциях, т.е. в нормальном режиме секционный выключатель напряжением 10кВ всегда отключен. Это один из способов ограничения токов К.З. на уровне схемного решения.

По расчетной схеме составим эквивалентную схему замещения, на которой реальные объекты замещаем сопротивлениями, проводимостями и источниками, а электромагнитные связи замещаются электрическими связями. Так как рассматривается подстанция с высшим напряжением 35кВ, то в схеме замещения присутствуют только индуктивные сопротивления элементов. Если напряжение электроустановки меньше 1кВ, то элементы схемы замещения должны представляться в виде индуктивных и активных сопротивлений. Если в схеме присутствуют ЛЭП напряжением 220кВ и выше и длиною более100 км, то в схему замещения необходимо вводить емкостные проводимости линии. Для электроустановок с напряжением свыше 1000В расчеты токов К.З. удобнее проводить в относительных единицах. При этом необходимо привести сопротивление к базисным условиям.

Рисунок 5.Эквивалентная схема замещения

В качестве базисных условий удобно задавать Sб (равное 100; 1000 МВА) и Uб (равно среднему эксплуатационному напряжению той ступени, на которой предполагается К.З.: 37, 115, 10,5 кВ).

В качестве базисных условий принимаем: SБ=1000 МВА UБ1=37 кВ UБ2=10,5 кВ

Базисные токи находим по формуле:

;

;

.

Определим сопротивление всех элементов схемы в относительных единицах:

;

;

.

Преобразуем схему замещения к наиболее простому виду, так чтобы каждый источник питания или группа источников питания с результирующим ЭДС были связанны с точкой К.З. одним результирующим сопротивлением.

Находим результирующее сопротивление.

Для точки К1:

.

Для точки К2:

.

Рисунок 6.Эквивалентные схемы замещения для точек К1 и К2

Вычисляем значение действующей периодической составляющей начального тока трехфазного КЗ:

;

кА;

кА.

Находим ударный ток:

,

где Ку – ударный коэффициент (Ку=1,608 – для 35 кВ; Ку=1,71 – для 10 кВ ).

кА;

кА.

Определим тепловой импульс тока:

, (11)

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей

(Та = 0,02 – для 35 кВ; Та = 0,06 – для 10 кВ ).

– время отключения тока КЗ

( = 0,2-для 35кВ; = 0,3-для 10кВ)

кА2с;

кА2с.

5. Выбор электроаппаратов и токопроводов РУ по условиям рабочего режима и проверка их по устойчивости к токам короткого замыкания.

В распределительных устройствах электрических станций и подстанций содержится большое число электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников – важнейший этап проектирования любой электрической установки, от которого в значительной степени зависит надежность ее работы.

5.1 Выбор токопроводов ВЛЭП 35 кВ

При расчете питающих ЛЭП возможно два варианта подключения подстанции к центру питания:

1)одна питающая линия на 2 трансформатора;

2)две питающих линии.

По условию задания данная ЛЭП связанна с системой по двум линиям.

Определим максимальный рабочий ток:

Ток нормального режима будет в два раза ниже

После того как определили максимальный рабочий ток по справочным таблицам выбираем провода марки АС, сравнивая максимальный рабочий ток с допустимым током провода.

Согласно ПУЭ (глава 1.3, таблица 1.3.29), для допустимого длительного тока для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80 соответствует провод марки АС 10/1,8 (сечением q=10 мм2 и током Iдоп=84 А). Затем проверяем выбранное сечение по экономической плотности тока

,

где экономическое сечение провода, экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов.

Выбираем провод большего сечения. Так для провода сечением q=35 мм2 соответствует провод марки АС 35/6,2(сечением q=35 мм2 и током Iдоп=175 А).

Далее выбранный провод проверим по условиям коронирования. Согласно ПУЭ, при напряжении 35кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны, при этом наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны.

Проверку проведем в следующем порядке:

1.Определим максимальное значение начальной критической напряженности поля, при которой возникает корона:

,

где т- коэффициент шероховатости провода (для многопроволочных проводов т=0,82;

r0- радиус провода в см ().

.

2.Рассчитаем напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного проводника:

,

где U- линейное напряжение, кВ;

Dср-среднее геометрическое расстояние между фазами, см

Dср=1,26D,

где D-расстояние между соседними фазами, см (согласно ПУЭ, таблица 2.5.9, можно принять D=2,75 м при U=35кВ)

Dср=1,26 275=346,5 см;

.

3.Провода не будут коронировать, если выполняется условие

;

.

Условие выполняется, значит, провода не будут коронировать.

4.Выбранный провод проверим на механическую устойчивость к гололедным и ветровым нагрузкам. В этом случае будем использовать данные таблицы 2.5.4, ПУЭ. Из ПУЭ определили, что толщина стенки гололеда в наших климатических условиях равна 15-20 мм, что соответствует минимальному сечению провода в 50 мм2.

Выбранный провод марки АС 50/8(сечением q=50 мм2 и током Iдоп=210 А) соответствует условиям по коронированию и по механической устойчивости к гололедным и ветровым нагрузкам.

5.2. Выбор токопровода ОРУ 35 кВ.

Согласно рекомендациям справочной и учебной литературы на трансформаторных подстанциях в ОРУ в качестве токопроводов применяют гибкие провода марки АС или жёсткие шины в виде алюминиевых труб. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Выбор токопроводов проводится по максимальному рабочему току:

;

,

где коэффициент перегрузки трансформатора.

По справочным данным выбираем марку провода /8().

Выбранный токопровод проверим по термической стойкости при К.З. по условию:

;

, мм,

где термический коэффициент для неизолированных алюминиевых шин и проводов, выбираемый по справочным таблицам.

.

На электродинамическое действие тока К.З. проверяются гибкие шины РУ при кА и провода ВЛ при кА.

5.3 Выбор токопровода РУ 10 кВ

Выбор токопроводов проводится по максимальному рабочему току:

;

,

где коэффициент перегрузки трансформатора.

Принимаем шины алюминиевые однополюсные прямоугольного сечения: , .

Выбранный токопровод проверим по термической стойкости при К.З. по условию:

;

, мм2,

где термический коэффициент для неизолированных алюминиевых шин и проводов, выбираемый по справочным таблицам.

;

.

Так как , то выбранная шина удовлетворяет условию термической стойкости при трёхфазном коротком замыкании.

Механический расчёт плоских шин.

Наибольшая (статическая) сила, действующая на среднюю фазу (находящуюся в наиболее тяжёлых условиях) трёх параллельных проводников, расположенных в одной плоскости, от взаимодействия между фазами при трёхфазном коротком замыкании без учёта механического резонанса:

, н/м,

где расстояние между проводниками разных фаз (согласно таблице ПУЭ №4.2.7 минимальное расстояние между проводниками разных фаз в ЗРУ (подстанций) напряжением составляет а=130 мм).

Изгибающий момент будет равен:

,

где длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции.

Найдем напряжение в материале шин под действием изгибающего момента:

.

W- момент сопротивления шины оси перпендикулярной действию усилия.

Момент сопротивления шины определяется по специальным формулам в зависимости от конструкций шин:

.

Максимальное расчётное напряжение в шинах (без учёта механического резонанса):

.

Допустимое напряжение алюминиевых шин материала А1 из справочной таблицы: .

Так как , то выбранные шины удовлетворяют условию динамической устойчивости при трёхфазном коротком замыкании.

Окончательно принимаются для установки на подстанции однополосные плоские окрашенные шины расположенные горизонтально размерами 40х5 мм.

5.4 Выбор изоляторов РУ 10 кВ

Для крепления жестких шин применяют опорные изоляторы. Их выбирают по номинальному напряжению ; по допустимой нагрузке

,

где FРАСЧ – расчетная сила действующая на головку изолятора,

FДОП – допустимая нагрузка на головку изолятора.

Н,

а- расстояние между фазами;

l- длина пролета между изоляторами;

Кh- поправочный коэффициент на высоту шины.

Выбираем опорно-стержневые изоляторы наружной установки РУ 10 кВ для.

Тип опорного изолятора наружной установки и его параметры

Таблица 2

Тип

изолятора

Номинальное напряжение, кВ

Разрушающее усилие на изгиб,

кН

Длина пути утечки тока,

см

Высота,

мм

Масса, кг

ИОС-10-2000 УХЛ

10

20

20

284

26

Проверка выбранного опорного изолятора по условию допустимого усилия , следовательно, выбранный изолятор удовлетворяет условию.

Проходные изоляторы устанавливаются для ввода токопроводов КРУН или ЗРУ. Их выбирают по номинальному напряжению установки ; по допустимой нагрузке , по максимальному рабочему току или току длительного ремонтного режима.

Проходные изоляторы наружной установки в РУ 10 кВ

;

;

,

где fф- максимальная сила, действующая на среднюю фазу

Н/м.

Тип выбранного проходного изолятора для наружной установки и его параметры

Таблица 3

Тип

изолятора

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток,

А

Минимальное разрушающее усилие, Н

Число шин

Масса, кг

ИПТ 10/630-750 УХЛ,Т1

10

630

7500

1

7,0

Выбранный проходной изолятор по условию допустимого усилия удовлетворяет.

5.5 Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ

Линейный изолятор тарельчатого типа является самой распространенной конструкцией на ЛЭП напряжением 35 кВ и выше. Выбираем изолятор, у которого изоляционная деталь изготовлена из стекла, что обеспечивает более удобное обслуживание линии, марки ПС-6А. Так как количество подвесных изоляторов в гирлянде выбирается в зависимости от напряжения электроустановки и климатических, то изолятор для напряжения 35 кВ будет состоять из 4 тарелок.

Согласно ПУЭ (4.2.135.), гирлянды подвесной изоляции на порталах ОРУ 20 и 35 кВ с тросовыми или стержневыми молниеотводами, а также на концевых опорах должны иметь следующее количество изоляторов:

1. на порталах ОРУ с молниеотводами:

не менее шести изоляторов при расположении вентильных разрядников или соответствующих им по уровню остающихся напряжений не далее 15 м по магистралям заземляющего устройства от места присоединения к нему;

не менее семи изоляторов в остальных случаях;

2. на концевых опорах:

не менее семи изоляторов при подсоединении к порталам троса ПС;

не менее восьми изоляторов, если трос не заходит на конструкции ПС и при установке на концевой опоре стержневого молниеотвода.

5.6 Выбор коммутационных аппаратов ОРУ 35 кВ

Выбор силовых выключателей.

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и отключающей способности.

Современные рекомендации по проектированию подстанции указывают, при напряжениях установки от 110 кВ и выше необходимо применять элегазовые выключатели, в РУ напряжением 10(6) кВ необходимо применять вакуумные выключатели, а РУ напряжением 35 кВ могут применяться как элегазовые так и вакуумные выключатели.

Выберем выключатель, удовлетворяющий условиям:

Тип выбранного выключателя и его параметры

Таблица 4

Тип выключателя

ВВК-35Б-1000-20У1

Конструктивное исполнение

Вакуумный

Номинальное напряжение, кВ

35

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

40,5

Номинальный ток, А

1000

Предельный сквозной ток (амплитудное значение), кА

51

Ток термической устойчивости, кА

20

Время протекания тока термической устойчивости,

4

Номинальный ток отключения, кА

20

Собственное время выключателя

включения,

0,03

отключения,

0,07

Масса выключателя,

780

Привод

электромагнитный

Проверка на коммутационные способности выключателя:

1) проверка по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

,

где ток отключения выключателя,

номинальный ток отключения.

.

б) проверка на отключение апериодической составляющей тока КЗ:

;

;

,

где расчётное время размыкания дугогасительных контактов;

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

tз.min-минимальное время действия релейной защиты(примем равное 0,01 );

tс.в.0,07с- собственное время отключения выключателя;

;

;

,

номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения (определяется по справочным кривым в зависимости от расчётного времени размыкания дугогасительных контактов).

;

,

условие выполняется.

2) проверка по включающей способности

;

.

3) проверка на электродинамическую стойкость:

где iп.с.- амплитудное значение предельного сквозного тока .

4) проверка на термическую стойкость:

,

где ток термической устойчивости; время протекания тока термической устойчивости.

,

.

Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению.

Выберем разъединитель наружной установки, удовлетворяющий условиям:

Тип выбранного разъединителя и его параметры

Таблица 5

Тип

РГ – 35/1000 УХЛ1

Номинальное напряжение, кВ

35

Наибольшее напряжение, кВ

40,5

Номинальный ток, А

1000

Ток электродинамической стойкости, кА

40

Ток термической устойчивости, кА

16

Время протекания тока термической устойчивости,

3

Привод

ПДН-1

Проверка разъединителя на динамическую устойчивость:

,

,

условие выполняется.

Проверка разъединителя на термическую устойчивость токов КЗ:

,

где ток термической устойчивости; время протекания тока термической устойчивости.

;

,

5.7 Выбор коммутационных аппаратов РУ 10 кВ

РУ 10 кВ представляет собой комплектное распределительное устройство (КРУ), которое состоит из электрических аппаратов, распределяющих электрическую энергию и обеспечивающих защиту от аварийных режимов.

Параметры КРУ / TEL и встроенного вакуумного выключателя ВВ/TEL – 10 – 12,5/1000

Таблица 6

Номинальное напряжение КРУ, кВ

10

Максимальное напряжение КРУ, кВ

12 кВ

Номинальный ток КРУ, А

400

Номинальный ток сборных шин, А

630

Тип выключателя

ВВ/TEL – 10 – 12,5/1000

Конструктивное исполнение

вакуумный

Номинальное напряжение выключателя, кВ

10

Наибольшее рабочее напряжение выкл., кВ

12

Номинальный ток, А

1000

Предельный сквозной ток (амплитудное значение), кА

52

Ток термической устойчивости, кА

20

Время протекания тока термической устойчивости,

1

Номинальный ток отключения, кА

20

Мощность отключения,

Собственное время выключателя

включения,

0,07

отключения,

0,015

Масса выключателя,

32

Тип привода

Электромагнитный

Осуществим проверку на коммутационную способность выключателя для ячейки ввода КРУ, так как данный выключатель коммутирует наибольшую мощность.

Проверка по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

,

где ток отключения выключателя,

номинальный ток отключения.

б) проверка на отключение апериодической составляющей тока КЗ:

;

;

,

где расчётное время размыкания дугогасительных контактов;

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

tз.min-минимальное время действия релейной защиты(примем равное 0,01 );

tс.в.0,015с- собственное время отключения выключателя;

;

;

,

номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения (определяется по справочным кривым в зависимости от расчётного времени размыкания дугогасительных контактов).

;

,

условие выполняется.

Проверка по включающей способности

;

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где iп.с.- амплитудное значение предельного сквозного тока

Проверка на термическую стойкость:

,

,

.

где ток термической устойчивости; время протекания тока термической устойчивости.

Конструкция КРУ / TEL имеет выкатную тележку, на которой располагают вакуумный выключатель. При такой конструкции разъединители не предусматриваются.

5.8 Выбор аппаратов защиты подстанции от грозовых и коммутационных перенапряжений

В РУ 35 кВ, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены вентильные разрядники (РВ) или ограничители перенапряжения (ОПН). Разрядники вентильные или ОПН следует выбирать с учётом координации их защитных характеристик с изоляцией защищаемого оборудования, соответствия наибольшего рабочего напряжения наибольшему рабочему напряжению сети с учётом высших гармоник и неравномерности распределения напряжения по поверхности, а также допустимых повышений напряжения в течении времени действия резервных релейных защит при однофазном замыкании на землю, при одностороннем включении линии или переходном резонансе на высших гармониках.

В данном курсовом проекте выбор разрядников и ограничителей перенапряжения осуществим по номинальному напряжению.

Тип выбранного ограничителя перенапряжения РУ 35 кВ и его паспортные данные

Таблица 7

Тип

ОПН-У-УХЛ1

Класс напряжения сети, кВ

35

Допустимое напряжение на ограничителе, кВ

38,5

Номинальный разрядный ток, кА

10

Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс,кА

100

Пропускная способность, А, не менее

450

Тип выбранного ограничителя перенапряжения РУ 10 кВ и его паспортные данные

Таблица 8

Тип

ОПН-П1-10

Класс напряжения сети, кВ

10

Напряжение на ограничителе, кВ, допустимое в течение времени:

20 мин;

20 с;

1 с;

0,15 с

14,40;

16,00;

17,25;

18,40

Номинальный разрядный ток, кА

10

Остающееся напряжение при волне импульсного тока 8/20 мкс, кВ, не более, с амплитудой тока:

500 А;

5000 А;

10000 А

29,5

36,0

38,0

Расчётный ток коммутационного перенапряжения на волне тока длительностью30/60 мкс, А

400

6. Выбор числа отходящих ЛЭП, типа и сечение проводов и кабелей

На районных подстанциях, расположенных в сельской местности, отходящие к потребителям, ЛЭП 10 кВ выполняются, как правило, неизолированными гибкими проводами марки АС. Отходящие кабельные линии применяются при расположении подстанций в городах или вблизи крупных промышленных объектов.

Количество отходящих линий определяется категорией надежности электроснабжения потребителей и их мощностью.

Электрические сети, предназначенные для электроснабжения сельских потребителей, выполняют по радиальным нерезервируемым и кольцевым схемам, которые весьма разветвлены. Линии являются, как правило, воздушными со штыревыми изоляторами на деревянных или железобетонных опорах. Особенность сельской сети напряжением 6…20кВ состоит в том, что воздушная распределительная линия (магистраль) не заходит в каждую ТП. Это связано с тем, что из-за значительной разбросанности потребителей экономически не выгодно заводить магистраль в каждую ТП. Трансформаторные подстанции подключаются к радиальной линии при помощи ответвлений (отпаек).

В данном проекте выберем комбинированную распределительную сеть. Сечение проводов в такой сети выбирают только по условиям нормального режима, так как в послеаварийном режиме нагрузка сети меньше, чем в нормальном режиме.

Резервное питание потребителей первой категории обеспечим дополнительной линией от подстанции, а резервное питание потребителей второй категории – дизельными электростанциями. Поэтому число отходящих линий равно 6.

Выбор сечения проводов отходящих линий 10 кВ по условию нормального режима

Таблица 9

Потребитель

, А

, А

Марка провода

Тепличное хозяйство

26

175

АС-35/6,2

Торговый комплекс

33

175

АС-35/6,2

Сельхозкооператив

23

175

АС-35/6,2

Воинская часть

14

175

АС-35/6,2

Согласно ПУЭ, по гололедной устойчивости с толщиной стенки 15мм минимально-допустимое сечение сталеалюминевых проводов 10 кВ составляет 35 .

Полное количество ячеек КРУН составляют ячейки отходящих ЛЭП (6 линий), объединённая ячейка межсекционного выключателя, ячейки трансформатора напряжения (на каждую секцию устанавливается один трансформатор напряжения), ячейки трансформатора собственных нужд, и ячейки ввода.

7.Выбор трансформаторов собственных нужд и системы оперативного тока

7.1 Выбор системы оперативного тока

Питание цепей управления и сигнализации, защиты и автоматики, а также включающих и отключающих устройств различных коммутационных аппаратов главных цепей (автоматов, вакуумных выключателей, разъединителей с дистанционным управлением и т. п.) осуществляется от специальных источников оперативного тока. Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания, переключающих устройств и других элементов оперативной цепи составляет систему оперативного тока данной электроустановки.

К системам оперативного тока предъявляют требования высокой надёжности, а также безотказности действия при коротком замыкании и других ненормальных режимах в цепях главного тока. Для питания оперативных цепей применяются источники постоянного, выпрямленного и переменного тока.

На подстанциях 35/10 кВ с вакуумными выключателями 35 кВ, имеющие электромагнитные приводы, с выключателями РУ 10 кВ также имеющие электромагнитные приводы применяют выпрямленный оперативный ток. Источниками выпрямленного оперативного тока могут быть блоки питания, включаемые на трансформаторы тока, напряжения и собственных нужд, и силовые выпрямители. Блоки питания используются для питания цепей релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации. Для питания электромагнитов включения привода выключателей используют силовые выпрямители, в частности устройства питания комплектные типа УПК, состоящие из выпрямителя с распределительным устройством выпрямленного тока и индукционного накопителя.

7.2 Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН)

Электрооборудование, обеспечивающее нормальную работу подстанции, требуют установки ТСН. К такому оборудованию относятся:

· осветительное оборудование ПС;

· установки обогрева шкафов КРУН и вентиляции;

· ремонтная нагрузка;

· для ПС с постоянным дежурным персоналом – оборудование освещения, отопления и вентиляции ОПУ;

· обогрев приводов выключателей и разъединителей

Для всех двухтрансформаторных ПС устанавливаются два трансформатора собственных нужд.

Основные нагрузки собственных нужд подстанции Pуст, кВт

Таблица 10

Потребитель

Потребляемая мощность, кВт

Освещение ОРУ 35 кВ

1

Подогрев шкафов КРУН

12х1

Ремонтная нагрузка

5

Подогрев приводов выключателей

2х1,8

Подогрев приводов разъединителей

0,6х3

Подогрев релейного шкафа

2

ИТОГО: Руст, кВ

27,2

Мощность трансформатора собственных нужд определяется по формуле

,

где kc – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять kc=0.8;

Qуст – реактивная мощность двигательной нагрузки ( равна 0, т.к. тип трансформатора не ТД ).

Мощность трансформатора собственных нужд подстанции выбирается: при двух трансформаторах собственных нужд на подстанции без постоянного дежурства

.

Тип и паспортные данные выбранного трансформатора собственных нужд

Таблица 11

Марка

Номинальная

мощность, кВА

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uкз, %

Iхх, %

ВН

НН

Рхх

Ркз

ТМ – 25/10 У1

25

6;10

0,4

0,13

0,6

4,5

3,2

Схема подключения ТСН к сети низкого напряжения подстанции зависит от системы оперативного тока, если оперативный ток переменный (выпрямленный), то ТСН подключается к выводу низкого напряжения силового трансформатора до вводного выключателя. При постоянном оперативном токе ТСН присоединяется к сборным шинам низкого напряжения. ТСН мощностью до 63кВА включительно устанавливается в одну из ячеек КРУН. Если ТСН имеет большую мощность, то он устанавливается на отдельную площадку.

Рисунок 7 – Схема питания собственных нужд подстанции

7.3 Выбор предохранителя ТСН

Выбор предохранителя для защиты трансформатора собственных нужд

Условия выбора:

;

;

;

.

Выберем предохранитель типа ПКТ101-10-2-31,5У3.

8. Выбор измерительных трансформаторов, приборов учета и контроля

8.1 Выбор количества и места измерительных приборов

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля, и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ), и центральном щите управления (ЦЩУ).

На проектируемой подстанции приборы контроля и измерения электроэнергии установлены непосредственно в КРУН.

Выбор характера, количества и места установки измерительных приборов

Таблица 12

Цепь приборов и сторона напряжения

Место установки приборов и сторона напряжения

ПРИБОР

Графический код

Буквенный код

Кол-во приборов

Двухобмоточный трансформатор со стороны 10 кВ

Вводы

КРУН 10 кВ

A

W

var

Varh

РА

PW

PVA

PI PK

1

1

1

1

1

Выводы 10кВ

Ячейки КРУН отходящие линии

Varh

РА PI PK

1

1

1

Сборные шины 10 кВ

Ячейки КРУН 10 кВ для ТН

V

PV

2

Секционный выкл. 10 кВ

Ячейки секционного выключателя

PA

PA

1

Шин 10кВ собственных нужд

Ячейки КРУН 10 кВ для ТСН

V

P V

1

Измерительные приборы включаются во вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения.

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

8.2 Выбор измерительного трансформатора тока РУ 10кВ

Трансформатор тока (ТТ) выбирают по напряжению установки , по току (Iном1 – ток первичной обмотки трансформатора), по конструкции и классу точности.

Номинальный ток первичной обмотки должен быть как можно ближе к рабочему току сети, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности.

Существует три типа конструкции трансформаторов тока:

1) ТТ, которые встраиваются в силовые выключатели (типа ТВ);

2) ТТ, встраиваемые во вводы силовых трансформаторов (типа ТВТ);

3) ТТ, устанавливаемые отдельно (типа ТФЗМ – наружной установки и ТПЛ – для КРУ и КРУН).

На выключателях высокого напряжения не предусмотрено установка ТТ, поэтому ТТ, устанавливаемые отдельно. К ТТ подключается амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии.

Тип и параметры выбранного трансформатора тока РУ 10 кВ

Таблица 13

Тип трансформатора

ТПЛ10-У1

0,5 Р/10Р

Номинальный первичный ток, А

400

Кратность термической кратности

34

Кратность электродинамической стойкости

165

Номинальная вторичная нагрузка для класса 0,5; Ом

0,6

Выбирают ТТ по динамической устойчивости:

,

.

Выбирают ТТ по термической устойчивости токов КЗ:

,

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 14

Прибор

Тип

Нагрузка вторичной обмотки по фазам,

А

В

С

Амперметр

Э-378

0,5

Счетчик активной энергии

СА3-И681

2,5

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И689

2,5

2,5

Итого

5

0,5

5

Выбирают ТТ по вторичной нагрузке:

Сопротивление вторичной обмотки в классе точности 0,5.

Наиболее загружены трансформаторы тока при измерении тока в фазах.

Общее сопротивление приборов равно:

Сопротивление контактов .

Сопротивление проводов:

.

Сечение провода:

.

Ориентировочная длина проводов для КРУ

.

Выберем провод АКВРГ сечением , согласно ПУЭ,

;

.

8.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения РУ 10 кВ

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

При выборе трансформатора напряжения учитываются следующие условия:

1. Номинальное напряжение первичной обмотки должно быть равно номинальному напряжению сети.

2. Сечение проводников, соединяющих ТН и приборы, выбирают, чтобы падение напряжения на них не превышало 0,5% номинального напряжения вторичной обмотки.

3. Для защиты ТН от повреждений в цепи нагрузки во вторичную цепь включается автоматический выключатель или предохранитель. Номинальный ток защитных аппаратов равен току нагрузки.

4. Для питания счётчиков электроэнергии используются ТН класса 0,5. Для щитовых приборов используются ТН класса 1,0 и 3,0. Требования к ТН со стороны низкого напряжения диктуются условиями работы релейной защиты и мощностью потребляемой измерительными приборами. Суммарная нагрузка ТН не должна превышать номинальное значение при требуемом классе точности.

Для выбора трансформатора напряжения, устанавливаемого в ячейку КРУН, составим таблицу вторичных нагрузок используемых приборов.

Выберем трансформатор напряжения НАМИ 10-95, .

Трансформатор будет работать в классе точности 0,5 в этом классе точности . Три трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность .

Таблица 15

Прибор

Тип

одной обмотки,

Число обмоток

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Вольтметр (сборные шины)

Э-335

2

1

1

0

1

2

Счётчик активный

Ввод 10 кВ от трансформатора

СА3-И681

2,0 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,737

Счётчик реактивный

СР4-И689

3,0 Вт

2

0,38

0,925

1

6

14,605

Счётчик активный

Линии 10 кВ

СА3-И681

2,0 Вт

2

0,38

0,925

4

16

38,947

Счётчик реактивный

СР4-И689

3,0 Вт

2

0,38

0,925

4

24

58,421

Счётчик активный

Транс.

собст.

нужд

СА3-И681

2,0 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,737

Итого

56

131,45

;

;

, .

Для защиты трансформатора напряжения от аварийных ситуаций выберем предохранитель типа ПКН 001-10У1.

8.4 Выбор измерительных трансформаторов ОРУ 35 кВ

Выбираем ТТ типа ТВТЗ5–1-600/5, встроенный в силовой трансформатор, так как он предусмотрен для трансформатор типа ТМН -4000/35 У1.

Тип и параметры выбранного трансформатора тока релейной защиты ОРУ 35 кВ

Таблица 16

Тип

UНОМ,

кВ

IНОМ1,

KI, А

ZНОМ/КЛ,

Кт/Тт/с

А

Ом/..

ТВТЗ5–1-600/5

35

200

200/5

0,6/10

28/3

Тип и параметры выбранного трансформатора напряжения ОРУ 35 кВ

Таблица 17

Тип трансформатора

НАМИ-35-УХЛ1

Номинальное напряжение обмотки ВН, В

35000

Номинальное напряжение обмотки НН, В

100

Мощность в классе точности 0,5; ВА

360

9. Выбор конструкций и компоновки РУ

Конструкции и компоновка РУ должна удовлетворять правилам электротехнических установок.

Общие требования (4.2.17)

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие её работе явления не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания или замыкания на землю;

2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

4) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). На территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Выключатели расположены в один ряд вдоль дороги, необходимой для транспорта оборудования.

Трансформатор устанавливается на специально выполненный фундамент. Под трансформатором предусматривается устройство для аварийного слива масла. Для замены трансформатора могут устанавливать рельсы. Предусматривается место размещения противопожарного инвентаря.

Контрольные кабели, кабели связи, кабели релейной защиты располагаются, как правило, в специальных кабельных каналах. Одновременно эта конструкция служит дорожкой для оперативного персонала. Часть кабелей монтируется в виде подвесных конструкций, которые проходят к соответствующим аппаратам измерения и защиты.

Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.

Из 4.2.21. следует, что во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т.д.) каждой цепи со всех её сторон, откуда может быть подано напряжение.

Рисунок 8. Границы расположения открытых подвижных контактов разъединителя по отношению к заземлённым и токоведущим частям

В проектируемой подстанции предусмотрены разъединители, обеспечивающие видимый разрыв с питающими линиями 35 кВ. Для КРУН 10 кВ видимый разрыв обеспечивается выкатными элементами, предусмотренными заводским изготовлением. Разъединителями 6-35 кВ допускается отключать и включать токи холостого хода силовых трансформаторов, зарядные токи кабельных и воздушных линий электропередачи, а также токи замыкания на землю, значения которых регламентированы ПУЭ.

Расстояния (рисунок 4) для разъединителей 35 кВ

Таблица 18

а

б

в

г

Распределительные устройства и подстанции, как правило, должны быть оборудованы стационарными заземлителями, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки. На случай отключения в процессе ремонта разъединителя с заземлителями или только заземлителя этого разъединителя должны быть предусмотрены заземлители у других разъединителей на данном участке схемы, расположенные со стороны возможной подачи напряжения.

РУ оборудуются оперативной блокировкой неправильных действий при переключениях в электрических установках, предназначенной для предотвращения неправильных действий с разъединителями, заземляющими ножами.

Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей до земли, заземлённых конструкций и ограждений, а также между неизолированными токоведущими частями разных цепей регламентировано таблицей ПУЭ 4.2.5.

Обеспеченность лёгкого распознавания частей ПС относящихся к отдельным элементам достигается надлежащим расположением электрооборудования, надписями, маркировкой, расцветкой. Для цветового и цифрового обозначения проводников используют цвета и цифры в соответствии с ГОСТР 50462 “Идентификация проводников по цветам или цветовым обозначениям”.

В ОРУ и КРУ предусмотрен подогрев на оборудование, так как в зимний период времени температура окружающего воздуха может быть ниже допустимой. КРУН расположен на спланированной площадке, на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с выполнением около шкафов площадки для обслуживания.

Территорию подстанции необходимо ограждать внешним забором высотой не менее 2,5 м и покрыть по возможности определенным слоем гравия. В ограждении обязательно предусматривается либо въездные ворота, либо съемные звенья ограды.

Для освещения территории проектируемой подстанции предусмотрены два узла установки светильников.

Защита от грозовых перенапряжений проектируемой ПС осуществляется: от прямых ударов молний – двумя отдельно стоящими молниеотводами, от набегающих волн с отходящих линий -ограничителями напряжения.

Защита от внутренних перенапряжений осуществляется ограничителями напряжения.

10. Расчёт заземляющих устройств и молниезащиты

10.1 Молниезащита

Согласно ПУЭ (4.2.135.), защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприёмниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.д.).

Предусмотрим для защиты ПС от прямых ударов молнии два стержневых молниеотвода.

Радиус действия одного молниеотвода на высоте наиболее выступающих элементов ОРУ:

,

где радиус действия молниеотвода, активная высота молниеотвода, высота наиболее выступающей части ОРУ, высота молниеотвода, для молниеотводов при , для молниеотводов при .

;

.

Рисунок 9. Зона защиты двух молниеотводов

Примем

, , ;

;

;

.

Выбранная нами высота и расположение молниеотводов соответствует зоне защиты силовых трансформаторов и распределительного устройства 35 кВ и 10 кВ. Положение стержневых молниеотводов указано на плане общего вида подстанции.

10.2 Заземление

Сети 35 и 10 кВ работают с незаземленными нейтралями. Собственные нужды подстанции получают питание от трансформатора 10/0,4 кВ с заземленной нейтралью на стороне 0,4 кВ. Естественных заземлителей нет. Удельное сопротивление земли при нормальной влажности с=130 Ом•м. Оборудование подстанции занимает площадь .

Сопротивление заземляющего устройства для установок 10-35 кВ при использовании его одновременно для установки собственных нужд напряжением до 1кВ по

Сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформатора на стороне 0,4кВ должно быть не более 4 Ом.

Таким образом, берем сопротивление Rз?4 Ом.

Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы 40х4 мм, проложенной на глубине 0,7 м вокруг оборудования подстанции на расстоянии 2 м от внутренней стороны ограды. Общая длина полосы 92 м.

Сопротивление заземляющей полосы

где – расчетное удельное сопротивление грута;

кс – коэффициент сезонности.

Предварительно принимая в контуре 10 вертикальных заземлителей, по таблице для а/l=1находим коэффициент использования полосы зГ=0,3 4 , тогда сопротивление полосы в контуре из 10 вертикальных заземлителей

.

Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей

Количество вертикальных заземлителей

где сопротивление одного вертикального заземлителя (стержня длинной 5 м, диаметром 12 мм при сРАСЧ=1,25•130=162,5 Ом•м)

Принимаем в контуре 12 вертикальных заземлителей.

Заключение

При выполнении курсового проекта “Понизительная подстанция на два напряжения 35/10 кВ” была выбрана типовая схема сельской подстанции, соответствующая заданию, выбраны силовые трансформаторы, токоведущие части ОРУ 35 кВ и РУ 10 кВ, изоляторы, защитные и коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы и приборы, рассчитаны заземляющее устройство и молниезащита. Разработана однолинейная схема и план подстанции.

Список литературы

1. “Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей” под редакцией Я. М. Большама, В. И. Круповича, М. Л. Самовера: Москва, Энергия, 1974 г.

2. “Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов”; Г. Ф. Быстрицкий, Б. И. Кудрин; Москва, ACADEMIA, 2003 г.

3. Правила устройства электроустановок (седьмое издание), по состоянию на 1 мая 2005 года.

4. Справочник “Электрические аппараты”; И. И. Алиев, М. Б. Абрамов; Москва, РадиоСофт, 2004 г.

5. “Эксплуатация электрических сетей”; М. А. Короткевич; Минск, “Вышэйшая школа”, 2005 г.

6. “Электроснабжение”, част 1 и часть 2; А. И. Зайцев; ВГТУ 2002 г.

7. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Электрические станции и подстанции” №103-2003; ВГТУ, 2003 г.

Поделиться статьёй
Поделиться в telegram
Поделиться в whatsapp
Поделиться в vk
Поделиться в facebook
Поделиться в twitter
Михаил Потапов
Михаил Потапов
Я окончил горный университет, факультет переработки минерального сырья. О специальности работаю 12 лет, сам преподаю в университете. За это время написал 8 научных статей. В свободное время подрабатываю репетитором и являюсь автором в компании «Диплом777» уже более 7 лет. Нравятся условия сотрудничества и огромное количество заказов.

Ещё статьи

Нет времени делать работу? Закажите!
Вид работы
Тема
Email

Отправляя форму, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности и обработкой ваших персональных данных.