Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

“Кузбасский государственный технический университет”

Кафедра электроснабжения горных и промышленных предприятий

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИЙ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Выполнил студент 3 курса

Хавалкин Г.Г.

Руководитель Масорский В.И.

Кемерово 2011

Оглавление

• 1. Задание на курсовое проектирование
• 1.1 Исходные данные для проектирования варианта № 39
• 1.2 Сведения на стороне низшего напряжений (НН) подстанции
• 2. Расчет электрической части подстанции
• 2.1 Определение суммарной мощности потребителей подстанции
• 2.2 Выбор силовых трансформаторов
• 2.3 Выбор схемы главных электрических соединений подстанции
• 2.4 Расчет рабочих токов
• 2.5 Расчет токов короткого замыкания
• 2.6 Выбор электрических аппаратов
• 2.6.1 Выбор выключателей
• 2.6.2 Выбор разъединителей
• 2.6.3 Выбор средств ограничения тока короткого замыкания
• 2.6.4 Выбор измерительных трансформаторов
• 2.6.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 2.6.6 Выбор шин
• 2.6.7 Выбор изоляторов
• 2.7 Расчет заземляющего устройства
• 2.8 Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты
• Список используемой литературы

1. Задание на курсовое проектирование

1.1 Исходные данные для проектирования варианта № 39

Сведения об энергосистеме:

U_с=110 кВ – напряжение на стороне высшего напряжения (ВН) подстанции;

S_с=800 МВА – мощность;

Х_с=0,6 – реактивное сопротивление в относительных единицах;

n_с=2 – число линий связи;

=140 км – длина линий связи.

1.2 Сведения на стороне низшего напряжений (НН) подстанции

U_нн=6 кВ-уровень низшего напряжения подстанции;

5х5; 6х4 – число и мощность линий;

К_мп1=0,8; К_мп2=0,8 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;

Cos ₁=0,9; Cos ₂=0,8 – коэффициент мощности;

Т_макс1=6000 ч; Т_макс2=5500 ч – продолжительность использования максимальной нагрузки.

2. Расчет электрической части подстанции

2.1 Определение суммарной мощности потребителей подстанции

Расчет потребных мощностей нагрузок следует производить по любому из известных методов расчета. Потребную мощность можно определить с использованием коэффициента несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная активная мощность на стороне НН:

=5·6·0,8=24 МВт

=5·4·0,8=16 МВт

=24+16=40 МВт

Полная мощность на стороне НН:

МВА, МВА

МВА

Реактивная мощность на стороне НН:

=26,7·0,436=11,64 МВАр

=20·0,6=12 МВАр

=11,64+12=23,64 МВАр

Суммарная мощность на стороне ВН:

МВт

МВАр

МВА

2.2 Выбор силовых трансформаторов

Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное питание даже при аварийном отключении одного из трансформаторов.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, определяется аварийным режимом работы подстанции; при установке двух трансформаторов мощность каждого из них должна быть такой, чтобы при выходе из строя одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной нагрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей первой и второй категорий.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения графика нагрузки не выше 0,75. При этих параметрах номинальная мощность каждого трансформатора определяется из условия

где S_нт – номинальная мощность трансформатора, МВА;

S_р – расчетная мощность

подстанция электроснабжение трансформатор заземляющий

Трансформатор, выбранный по этому условию, обеспечивает питание всех потребителей в нормальном режиме при загрузке трансформатора (0,80,7) S_нт, а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе, обеспечивает питание потребителей первой и второй категорий с учетом допустимой аварийной перегрузки на 40%. Потребители 3^й категории во время максимума энергопотребления должны быть отключены.

МВА

=40 МВА

Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110. Технические характеристики которого приведены в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1

Номин. мощность кВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Напряжение Uк, %	Ток Ix, %	Габариты, м
	вн	нн	Рх	Рк	вн-нн		Длинна	Ширина	Высота
40000	115	6,3-6,3	34	170	10,5	0,55	6	4,7	5,7

2.3 Выбор схемы главных электрических соединений подстанции

Составляем структурную схему подстанции.

Она состоит из распределительного устройства высокого напряжения (РУВН) открытого исполнения (ОРУ-110кВ), двух силовых трансформаторов Т1, Т2 с расщепленной вторичной обмоткой и распределительных устройств низшего напряжения (РУНН1, РУНН2) закрытого исполнения (ЗРУ1 – 6кВ, ЗРУ2 – 6кВ) Общий вид схемы подстанции приведен на рис.2.3.1.

Рис.2.3.1 Общий вид схемы подстанции

2.4 Расчет рабочих токов

Продолжительные рабочие токи определяются для выбора аппаратов и проводников. Различают рабочие токи нормального режима, а также ремонтного, аварийного, послеаварийного. Для выбора аппаратуры следует ориентироваться на утяжеленный режим работы, получая максимальные рабочие токи.

Рабочий ток фидеров:

, А

где Р_{н. ф} – номинальная мощность фидера, кВт;

U_{н. ф} – номинальное напряжение фидера (потребителя), кВ;

cos_ф – коэффициент мощности потребителя.

кА,

кА;

Рабочий ток секционного выключателя

А,

где Р_{н. ф} – сумма мощностей потребителей наиболее загруженной секции сборных шин, кВт;

U_н – номинальное напряжение группы токоприемников, кВ;

cos_{ср. вз –} средневзвешенное значение коэффициентов мощности группы токоприемников,

Для РУНН: Рабочий ток секции секционного выключателя рассчитывают как ток наиболее загруженной секции сборных шин.

кА,

кА,

Рабочий ток вводов РУ и сборных шин:

где Р_{н. РУ} – суммарная номинальная мощность всех присоединений РУ, кВ;

cos _{ср. вз. РУ} – средневзвешенное значение коэффициентов мощности всех присоединений РУ.

кА

кА,

Максимальный рабочий ток распределительного устройства высшего напряжения определяют исходя из полной загрузки силового трансформатора и допустимой перегрузки аварийного режима

где 1,4 – кратность максимальной перегрузки в аварийном режиме;

S_{н. т}=40000кВА – номинальная мощность силового трансформатора;

U_{н. ВН}=110 кВ – номинальное напряжение РУВН.

кА

2.5 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов к. з. выполняем для проверки аппаратуры на отключающую способность и динамическую стойкость, для проверки на термическую устойчивость шин распределительных устройств. Для этих целей в соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие токи к. з. (трехфазные).

Расчетная схема подстанции приведена на рис.2.5.1.

Схема замещения приведена на рис.2.5.2.

Рис.2.5.1 Расчетная схема подстанции

По расчетной схеме видно, что токи к. з. для точек К2 и К3 будут иметь одинаковые величины. Схему замещения составляем для К1, К2 и К3

Рис.2.5.2 Схема замещения подстанции.

При расчете значений токов к. з., при трехфазных к. з. параметры расчетной схемы выражаются в относительных единицах.

а). Расчет токов к. з. для точки К1

Базовая мощность МВА

Базовое напряжение кВ

Базовый ток

кА

Для системы относительное сопротивление (табл.3.1 стр.17 [1])

где 0.6 о. е.; Sн. с. = 800 МВ*А – по условию – полученные значения сопротивлений указываются на схеме замещения.

Для линии с Uн = 110 кВ длиной l = 140 км

,

где Uср = 115 кВ – среднее напряжение, соответствующее Uн = 110 кВ

Ом/км – удельное сопротивление, тогда

Расчетное результирующее сопротивление для точки К1 согласно схеме замещения

Определение начального значения периодической составляющей тока и мощности к. з. проводим по формулам

;

где -относительная сверхпереходная составляющая сети от точки к. з. (принимаем равной 1);

-базисный ток, кА;

-базисная мощность, МВ*А

– результирующее сопротивление сети от точки к. з.

кА

Ударный ток определяется по формуле

,

где – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к. з. (Та)

По таблице 3.2 стр. 19 [1] для системы, связанной со сборными шинами, где рассматриваются к. з. воздушными линиями напряжением 110 кВ находим Т_а = 0,02 с, К_у = 1,608, тогда

Апериодический ток к моменту размыкания контактов

,

где ф – отрезок времени от момента к. з. до начала размыкания контактов:

,

где t_{р. з. min –} минимальное время действия релейной защиты, tр. з. min = 0,06 с;

t_{с. в. –} собственное время трогания контактов выключателя, tс. в = 0,04 с.

,

Результаты расчета в зависимости от точки к. з. сводим в таблицу:

Таблица 2.5.1

Точка к. з.	X*рез.	Ino	Sк, МВ*А	iy, кА	ia,ф, кА
К1	0,498	1,004	200,8	2,28	0,1
К2 (к. з.)	0,991	9,26	100,9	24,4	2,48

б). Расчет токов к. з. для точки К2 (К3)

Для трансформатора с расщепленной вторичной обмотки сопротивление обмоток рассчитываем с использованием паспортных данных

В относительных единицах:

Результирующее сопротивление до точки К2 (К3) согласно схеме замещения:

Периодическая составляющая тока и мощности к. з.:

По таблице 3.2 стр. 19 [1] для системы связанной со сборными шинами 6кВ, где рассматривается через трансформаторы мощностью 40 МВ*А

По таблице 3.2 стр. 19 [1] находим:

Та = 0,06 с, Ку = 1,86.

Ударный ток:

Апериодический ток к моменту размыкания контактов:

2.6 Выбор электрических аппаратов

При выборе выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей необходимо представить подробные расчеты для одного из присоединений и результаты выбора свести в таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных. По остальным присоединениям достаточно привести только таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных.

2.6.1 Выбор выключателей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он должен быть способен коммутировать электрические цепи как в номинальных, так и в аварийных режимах.

Выключатели выбираем по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции), по длительному нагреву максимальным рабочим током и проверяем по отключающей способности на динамическую и термическую устойчивость токам к. з.

1). Выбор по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции)

где U_уст – номинальное напряжение проектируемой установки

U_н – номинальное (каталожное) напряжение выбираемого выключателя.

2). Выбор по длительному нагреву максимальным рабочим током

где I_{раб. max} – максимально возможный рабочий ток выключателя;

I_н – номинальный (каталожный) ток выбираемого выключателя.

3). Проверка по отключающей способности:

Так как наиболее тяжелым режимом отключения является отключение к. з., проверка проводится по:

где I_{п. о} – начальное значение периодической составляющей тока к. з.;

I_{откл. н} – номинальный (каталожный) ток отключения проверяемого выключателя.

4). Проверка на электродинамическую устойчивость токам к. з необходима для проверки выключателя на механическую прочность в режиме к. з.:

где i_у – ударный ток режима к. з;

i_{пр. с} – каталожное значение предельного сквозного тока выбираемого выключателя.

5). Проверка на термическую устойчивость (тепловой импульс тока к. з.):

,

где В_{к. рас –} расчетное значение теплового импульса в период к. з.;

В_{к. рас.} =I²_{п. о. (}t_откл. +T_а), кА²с

t_откл. = t_{р. з}+ t_{о. в} – длительность к. з.;

t_{р. з}=0,06 с – время действия релейной защиты;

t_{о. в}=0,04 с – время отключения выключателя;

t_откл. = t_{р. з}+ t_{о. в}=0,06+0,04=0,1 с

T_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з.

В_{к. н}=I²_тt_т – номинальное значение теплового импульса выбираемого выключателя;

I_т, t_т – номинальные значения тока и времени термической стойкости выключателя.

Для примера показываем выбор выключателя для ОРУ-110 кВ с А – выбираем элегазовый баковый выключатель ВГБ-110У1 для наружной установки (табл.5.19 стр. 194 [5])

1.

2.

3.

4. .

5.

Все условия выполнены. Результаты расчета и выбора всех выключателей сведены в табл.2.6.1.1:

Таблица 2.6.1.1

Расчетные величины	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
1	2	3
Для ОРУ – 110 кВ типа ВГБ-110У1
Uуст, кВ	110	Uн, кВ	110
Iраб. max, А	294	Iн, А	2000
Iп. о, кА	1,004	Iоткл. н, кА	20
iу, кА	2,28	iпр. с, кА	102
Вк. рас., кА2с	0,12	Вкн, кА2с	4800
Для ЗРУ1 – 6 кВ типа МГГ-10-4000-45У3 – маломасляный (для ввода) – табл.5.1 стр.230 [3]
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	3205	Iн, А	4000
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	45
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	120
Вк. рас., кА2с	9,262* (0,1+ 0,06) =13,7	Вкн, кА2с	452*4=8100
Для ЗРУ – 6 кВ типа ВВЭ-М-10-31,5У3 – вакуумный (для ввода) – табл.5.23 стр. 199 [5]
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
1	2	3
Iраб. max, А	2405	Iн, А	2500
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	31,5
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	81
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	31,52*3=2977
Для ЗРУ1 – 6 кВ типа ВВЭ-М-10-31,5У3 – секционный
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	1923	Iн, А	2500
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	31,5
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	81
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	2977
Для ЗРУ2 – 6 кВ типа ВВЭ-М-10-20У3 – секционный
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	1443	Iн, А	1600
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	20
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	51
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	202*3=1200
Для ЗРУ1 – 6 кВ типа ВВЭ-М-10-2-У3 – фидерный
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	641	Iн, А	1000
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	20
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	51
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	1200
Для ЗРУ2 – 6 кВ типа ВВЭ-М-10-20У3 – фидерный
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
1	2	3
Iраб. max, А	481	Iн, А	630
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	20
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	51
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	1200

2.6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим так же, как и выключателей, но без проверок на отключающую способность, так как они не предназначаются для отключения цепей, находящихся под током.

Выбор и проверка разъединителей:

Таблица 2.6.2.1

Расчетные величины	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора
Для ОРУ – 110 кВ типа РНДз2 – 110/1000У1 (с двумя заземляющими ножами) – табл.5.5 стр.271 [3]
Uуст, кВ	110	Uн, кВ	110
Iраб. max, А	294	Iн, А	1000
iу, кА	2,28	iпр. с, кА	80
Вк. рас., кА2с	0,12	Вкн, кА2с	31,52*4=3969

Для РУНН выбор разъединителей не производим, так как оно выполнено в виде ЗРУ. В нем установлены комплектные распределительные устройства.

Тип КРУ для выключателей МГГ10-РУ-10-5000, для выключателей типа ВВЭ-М-10 – К104М (табл.5.21 стр. 197 [5]).

2.6.3 Выбор средств ограничения тока короткого замыкания

В сетях 6 кВ токи к. з. значительно влияют на электродинамическую и термическую устойчивость, поэтому при выборе главной схемы электрических соединений предусматриваются меры по ограничению токов к. з. до величины, позволяющей применить экономически выгодные аппараты и сечения токоведущих частей. Одним из основных мероприятий по ограничению токов к. з. является использование раздельной работы секций шин трансформаторной подстанции (в данном проекте это выполняется) при наличии средств подстанционной автоматики (АВР на секционном выключателе) наличие АВР на проектируемой подстанции имеется.

Другим мероприятием по ограничению токов к. з. является использование линейных реакторов – в проектируемой подстанции токи к. з. имеют, значения не требующие установки реакторов

2.6.4 Выбор измерительных трансформаторов

Трансформаторы тока выбираем по уровню допустимого напряжения, нагреву рабочим током и по требуемому классу точности, проверяем по электродинамической и термической стойкости токам к. з.

Номинальный ток ТА должен быть как можно ближе к рабочему, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Выбираем ТА по классу точности: принимаем класс точности ТА – 0,5 (для подключения счетчиков);

Номинальный вторичный ток ТА I₂=5 А;

Необходимо выполнение условия:

,

где Z₂ – вторичная (расчетная) нагрузка ТА. Z_2н R₂, т.к. индуктивное сопротивление токовых цепей мало;

Z_2н – номинальная (каталожная) нагрузка ТА в требуемом классе точности.

где R_приб, S_приб – сопротивление и мощность, потребляемые измерительными приборами;

R_конт – сопротивление контактов вторичной цепи ТА, R_конт=0,05 Ом;

Таблица 2.6.4.1

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка ТА от приборов (Sприб)
		фаза А	фаза В	фаза С
Амперметр Счетчик активной мощности Счетчик реактивной мощности Реле тока ИТОГО:	Э-350 СЭТ-4ТМ02 СЭТ-4ТМ02 РСТ-11	0,5 0,05 2,6 0,5 1,1	0,5 0,05 0,1 0,5 1,0	0,5 0,05 2,6 0,5 1,1

Определяем R_приб по наиболее загруженной фазе

Ом

Сопротивление монтажных проводов (R_пров) вторичных цепей ТА:

=3-расчетная длина проводов, зависит от количества приборов и схемы их соединения (рис.3.6.4.1);

=60-80 м для РУ 110 кВ, =3·60=210 м;

Рис.2.6.4.1 Схема соединения приборов

q=6 мм²-площадь сечения;

= 0,0283 Ом·мм²/м – удельное сопротивление алюминиевого провода;

Ом

Вторичная расчетная нагрузка:

Ом

Результаты выбора ТА для РУВН сведены в таблицу 2.6.4.2.

Таблица 2.6.4.2

Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ-110Б-IУ1	Условия выбора
Uуст, кВ	110	Uн, кВ	110
Iраб. max, А	294	Iн, А	300
Z2, Ом	1,084	Z2ном, Ом	1,2
iу, кА	2,28	iпр. с, кА	62
Вк. рас., кА2с	0,12	Вкн, кА2с	122*3=432

Результаты выбора ТА для РУНН сведены в таблицу 2.6.4.3

Таблица 2.6.4.3

Расчетные величины	Каталожные данные вводного трансформатора тока	Условия выбора
1	2	3
Для ЗРУ1 – 6 кВ типа ТШЛК-10У3 (для ввода) – табл.5.9 стр.298 [3]
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	3205	Iн, А	4000
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	1,2
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	100
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	352*3=3675
Для ЗРУ2 – 6кВ типа ТЛ10-IУ3; 3000/5А – (для ввода) табл.5,9 стр.296 [3]
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	2405	Iн, А	3000
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	0,8
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	128
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	4800
Для ЗРУ1 – 6кВ типа ТЛ10-IУ3, 2000/5А – для секционной ячейки
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	1923	Iн, А	2000
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	0,8
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	128
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	4800
Для ЗРУ2 – 6кВ типа ТЛ10-IУ3, 1500/5А – для секционной ячейки
1	2	3
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	1443	Iн, А	1500
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	0,8
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	128
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	4800
Для ЗРУ1 – 6кВ типа ТЛ10-IУ3, 800/5А – для фидера
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	641	Iн, А	800
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	0,4
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	128
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	4800
Для ЗРУ2 – 6кВ типа ТЛ10-IУ3, 600/5А – для фидера
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	481	Iн, А	600
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	0,4
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	128
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	4800

Трансформаторы напряжения выбираем по следующим параметрам:

;

конструкции и схеме соединения обмоток;

классу точности

,

где S_2н – номинальная мощность в выбранном классе точности.

Принимаем класс точности 0,5.

.

Подсчет S₂ производим в табличной форме (табл.2.6.3.5).

Таблица 2.6.4.4

Прибор	Тип прибора	Мощность потребляе- мая 1 катушкой	Число катушек	cos	sin	Число приборов	Суммарная потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВАр
Вольтметр Счетчик активной реактивной энергии Реле напряжения ИТОГО	Э-350 СЭТ.4ТМ.02 РН-51	2,0 0,5 1,0	1 2 1	1 0,9 1	0 0,436 0	1 2 1	2,0 2,0 1,0 5	0 0,872 0 0,872

Результаты выбора трансформаторов напряжения сведены в таблицу:

Таблица 2.6.4.5

Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора напряжения	Условия выбора
Для ОРУ – 110 кВ типа НКФ-110-83У1 – табл.5.13 стр.336 [3]
Uуст, кВ	110	Uн, кВ	110
, ВА	5.1	, ВА	400
Для ЗРУ – 6 кВ типа ЗНОЛ.06-6У1 – табл.5.13 стр.330 [3]
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	6
, ВА	5,1	, ВА	50

2.6.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд (с. н.) зависит от типа подстанции, электрооборудования, мощности силовых трансформаторов.

Потребителями с. н. подстанций являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогреватели приводов отделителей и короткозамыкателей, шкафов КРУН, а также освещение.

На проектируемой двухтрансформаторной подстанции устанавливается два трансформатора с. н. (Т_{с. н.)}.

Выбираем трансформатор ТМ100/10 с Uн = 6/0,4кВ, с масляным охлаждением (табл.27.6 стр.47 [7])

Технические данные Т_сн типа ТМ100/10:

Таблица 2.6.5.1

Номин. мощность кВА	Номин. напр., кВ	Потери, кВт	Напряжение КЗ, %	Ток хх %
	вн	нн	Рхх	Ркз
100	6	0,4	0,24	1,28	4,5	2,8

Для выбора выключателя трансформатора сн. рассчитаем рабочий ток:

Выбор выключателя представлен в таблице 2.6.5.2.

Таблица 2.6.5.2

Расчетные величины	Каталожные данные вводного выключателя ВВЭ-М-10-20У3	Условия выбора
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	13,5	Iн, А	630
Iп. о, кА	9,26	Iоткл. н, кА	20
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	51
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	1200

Выбор трансформатора тока представлен в таблице 2.6.5.3.

Таблица 2.6.5.3

Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора тока ТЛ10-IУ3 50/5А	Условия выбора
Uуст, кВ	6	Uн, кВ	10
Iраб. max, А	13,5	Iн, А	50
Z2, Ом	0, 194	Z2ном, Ом	0,4
iу, кА	24,4	iпр. с, кА	51
Вк. рас., кА2с	13,7	Вкн, кА2с	102*3=300

Оперативный ток на подстанции.

Источником постоянного оперативного тока служат аккумуляторные батареи, которые выбирают по необходимой емкости (типовому номеру), по уровню необходимого напряжения и схеме присоединения к шинам.

Типовой номер батареи (N) рассчитывается по формуле

,

где 1,05 – коэффициент запаса, учитывающий понижение энергии батареи при старении;

j – допустимая нагрузка аварийного разряда (A/N) приведенная к первому номеру аккумулятора в зависимости от температуры электролита;

I_ав – нагрузка установившегося аварийного разряда, которая на подстанциях составляет 25-60 А, принимаем I_ав =60А.

По рис.3.2 стр.30 [1] находим j = 18А/N

Принимаем типовой номер аккумулятора N=4 и выбираем свинцово-кислотную аккумуляторные батареи типа СК – 4. В таблице приведены технические данные выбранной аккумуляторной батареи, где представлены основные технические характеристики и параметры.

Таблица 2.6.5.4

Режим разряда	10	7,5	5	3	2	1
Разрядный ток, А	14,4	17,6	24	36	44	74
Номинальная ёмкость, А·ч	144	132	120	108	88	74

Количество элементов (банок), присоединенных к шинам в режиме постоянного разряда определяем по формуле:

банок

где n_о – число основных элементов в батарее;

U_м=233 В – напряжение на шинах;

U_пз=2,15 В – напряжение на элементе в режиме подзаряда;

В режиме дозаряда при повышенном напряжении на элементе (2,5В) к шинам присоединяется минимальное количество элементов, определяемое по формуле:

банки.

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75В, а на шинах ниже номинального (220В), максимальное количество элементов определяем по формуле:

банок.

В качестве подзарядных устройств используем выпрямительное устройство ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 260-380В и ток 40-80А.

2.6.6 Выбор шин

В открытом распределительном устройстве применяем гибкие шины, а в закрытом ЗРУ-6кВ – жесткие.

а). Выбор гибких шин для ОРУ-110кВ.

Сечение гибких шин выбираем по нагреву рабочим током, проверяем по экономической плотности тока, по термическому действию тока к. з. и по условиям короны:

По нагреву рабочим током принимаем сталеалюминевые провода АС сечением 95/16 мм² с

294330 А

где I_{раб max}=294 А – максимальный рабочий ток шины;

I_доп=330 А – допустимый ток шины выбранного сечения;

По экономической плотности тока

где S_эк – экономически целесообразное сечение шины, округляем до ближайшего стандартного S=300/48ммс I_доп=690 А;

j – экономическая плотность тока, А/мм²

При продолжительности максимальной нагрузке (Тmax1 = 6000ч, Тmax2 = 5500ч – по условию). Рекомендуемая плотность тока для воздушных линий и шин РУ для алюминиевых проводов j =1,0 А/мм² (табл.1.3.36 стр.38 [2])

Шина является термически стойкой к токам к. з., если соблюдается условие

,

где S =300 мм² – выбранное сечение провода;

I_к – установившийся ток к. з (можно принять I_к = I_{no (К1)} = 1,004кА), А;

t_к=t_откл=0,1 с – время прохождения тока к. з (пункт 3.6.1);

С=88 – коэффициент для алюминиевых шин;

Выбранные шины термически устойчивы.

По условиям коронирования минимальное стойкое сечение провода на напряжение 110 кВ – 70. Исходя, из этого принимаем окончательно сталеалюминевые провода сечением 300/48 мм² в качестве гибких шин для ОРУ-110кВ

б). Выбор жестких шин для ЗРУ1-6кВ.

Сечение жестких шин выбираем по нагреву рабочим током, проверяем на термическое и электродинамическое действие токов к. з.

Выбор по нагреву рабочим током и проверка на термическое действие токов к. з. аналогичны с гибкими шинами.

По нагреву рабочим током:

I_{раб max}=3205 А – выбираем трехполосные прямоугольные алюминиевыешины сечением 3 (100х10 мм²) с

3205А3650 А

I_доп=3205 А – допустимый ток шины выбранного сечения;

Проверяем выбранную шину на термическую устойчивость при I_к = I_{no (К2)} = 9260 А

С=88, t_к=0,1с

Шина является термически стойкой к токам к. з

Проверка шины на электродинамическую устойчивость сводится к механическому расчету жестких шин.

Шина динамически устойчива, если

и =70 МПа – расчетное и допустимое напряжение в материале алюминиевой шины.

В многополостных шинах расчетное напряжение складывается из двух составляющих: напряжения, возникающего из-за взаимодействия между токами фаз , и напряжения вследствие взаимодействия токов отдельных полос в одной фазе .

Определяем напряжение из-за взаимодействия токов отдельных фаз , которое определяется аналогично однополосным шинам

, МПа,

где W – момент сопротивления шин;

– изгибающий момент;

f_{рас –} изгибающая сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы, Н/м;

=1,5м ч 2,0 м – расстояние между изоляторами вдоль шины, принимаем=1,5м.

Н/м,

где i_у=24400 А – ударный ток при к. з. в точке К2 на шинах;

а – расстояние между осями смежных фаз.

Рис. 2.6.6.1 Расположение шин и форма их сечения

Согласно ПУЭ для закрытого РУ при напряжении 6 кВ минимальное расстояние в свету шинами разных фаз должно быть не менее 100мм, принимаем 150мм, тогда а =200мм=0,2м.

Момент сопротивления шин согласно табл.3.10 стр.34 [1]:

,

где h=100мм=100*10^-3 м

в=10мм=10*10^-3 м

Усилие между полосами () может быть значительное и может привести к схлестыванию шин. С целью устранения этого явления между полосами устанавливаются прокладки, равные толщине шин (в=10мм), через промежутки , принимаем м.

Тогда напряжение в материале шин от взаимодействия полос

,

Где в=10мм, h=100мм – размеры сечения шин, fn. рас. – усилие, приходящееся на 1м длины полосы, от взаимодействия между токами полос пакета, н/м

Коэффициент находим по кривым на рис.3.3

При в/h=10/100=0,1 для трех полосных шин=0,087

Расчетное напряжение шины

3,57+19,42=22,99МПа < =70МПа

– выбранные трехполосные алюминиевые шины сечением 3 (100х10 мм²) проходят проверку на механическую прочность.

в). Выбор жестких шин для ЗРУ2-6кВ

По нагреву рабочим током:

I_{раб max} = 2405 А – выбираем двухполосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 2 (80х10 мм²) с

2405А2410 А

Проверяем выбранную шину на термическую устойчивость при I_к = 9260 А

С=88, t_к=0,1с

Шина является термически стойкой к токам к.з.

При проверке шин на электродинамическую устойчивость учитываем, что шины также располагаются на ребро и принимаем также размер а =200мм=0,2м

Изгибающая сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы при i_у= 24400 А

Изгибающий момент при расстоянии между изоляторами вдоль шины l=1,5м

Момент сопротивления двухполосных шин при расположении их на ребро согласно табл.3.10 стр.34 [1]

,

где h=80мм, в=10мм – размеры шин

Напряжение от взаимодействия токов отдельных фаз:

При определении усилия между полосами () для двухполосных шин при в/h =10/80=0,125. По рис.3.3 стр.35 [1] находим =0,13.

Усилие, приходящееся на 1 м длины полосы от взаимодействия между токами полос пакета

Усилие между полосами () при расстоянии между прокладками между шинами ln=0,75м, при h=80мм, в=10мм

Расчетное нагрузка

=10,2+36,3=46,5МПа < =70МПа

– выбранные двухполосные алюминиевые шины сечением 2 (80х10 мм²) проходят проверку на механическую прочность.

2.6.7 Выбор изоляторов

Для распределительного устройства ОРУ-110 кВ выбираем для гибких шин подвесные стеклянные изоляторы типа ПС6-А, с 8 изоляторами в гирлянде.

Для жестких шин опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, месту установки изоляторов (внутренняя, наружная) и по допускаемой механической нагрузке.

Проверим изолятор по допустимой механической нагрузке. Согласно ПУЭ расчетная нагрузка на изолятор не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки:

Для ЗРУ1-6кВ выбираем опорные изоляторы внутренней установки типа ИО6-3,75У3 (табл.5.7 стр.282 [33]) с U_н=U_уст=6 кВ с минимальной развивающей силой на изгиб F_разр=3750 Н, с высотой изолятора Н_из=100 мм.

Расчетная нагрузка определяется:

где f = 523,9н/м, l = 1,5 м – из раздела 3.6 б.

k_п – поправочный коэффициент на высоту шины;

где Н_из =100 мм – высота изолятора;

С – высота шины по оси изолятора, при установке шин 3 (100х10 мм²) на ребро С=h=100мм.

Н

Выбранные опорные изоляторы типа ИО6-3,75У3 выдерживают проверку по допустимой механической прочности.

Для ЗРУ2-6кВ также выбираем опорные изоляторы внутренней установки типа ИО6-3,75У3 и расчет выполняем аналогично предыдущему.

При установке сборных шин 2 (80х10 мм²) на ребро С=h=80мм, поправочный коэффициент:

Расчетная нагрузка на изолятор при f = 523,9н/м, l = 1,5 м – из раздела 3.6 в.

Н

Выбранные опорные изоляторы типа ИО6-3,75У3 выдерживают проверку по допустимой механической нагрузке.

Проходные изоляторы для жестких шин выбираются по номинальному напряжению, месту установки изолятора (внутренняя, наружная) и номинальному току.

Для ЗРУ1-6кВ выбираем проходные изоляторы наружновнутренней внутренней установки типа ИП10/15000-4250УХЛ1 с U_н=10кВ>U_уст=6 кВ

I_н=5000А>I_{раб max}=3205А (табл.5.8 стр.290 [3])

Для ЗРУ2-6кВ выбираем эти же изоляторы, так как для ЗРУ2-6кВ

I_н=5000А>I_{раб max}=2405А.

2.7 Расчет заземляющего устройства

Для обеспечения безопасных значений напряжений прикосновения и шагового в ПУЭ нормируется величина сопротивления заземляющего устройства:

а) в установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю ;

б) в высоковольтных установках до 35 кВ с малым током замыкания на землю , но не менее 10 Ом;

За расчетное сопротивление заземления принимаем наименьшее R_з=0,5 Ом.

Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей используются водопроводные трубы (24 м), фундаменты опор, системы трос-опора.

Площадь, занимаемая оборудованием подстанции, определяется размерами ячеек всех распределительных устройств, схемой РУ, их количеством, габаритами силовых трансформаторов, допустимыми минимальными расстояниями для открытых РУ.

На подстанции будем использовать искусственные заземлители, в виде продольных и поперечных, стальных полос

Размер искусственного заземляющего устройства подстанции равен

Сопротивление одной продольной полосы:

,

где =7000 см – длина полосы;

в=5 ширина полосы, см;

t=80 см – глубина заложения;

_п – расчетное сопротивление грунта на глубине закладки:

_п=к₁· =1,6·0,2·10⁴=3200 Ом·см,

где к_{1 –} коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание почвы (при t =0,8 м, к₁=1,6);

=0,2·10⁴ – среднее удельное сопротивление грунта (чернозем).

Сопротивление всех продольных полос с шагом 5м, при ширине площади заземления 40м

где _п – коэффициент использования, учитывающий взаимное влияние полос при растекании с них тока. По таблице 3,12 стр.39 [1] находим _п= 0,31

n=12 – число полос с шагом 5 м.

Аналогично определяется сопротивление одной, затем всех поперечных полос

Ом

Сопротивление одной поперечной полосы находим аналогично. L=4000cм

Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования:

где _п=0,31

n==15 – число полос с шагом 5 м.

Общее сопротивление сетки полос:

Общее расчетное сопротивление естественных заземлителей (принимаем Re=10 Ом) и искусственных Rи=0,469 Ом=Rс

Ом

Условия выполняются, поэтому устанавливать дополнительно стержневые заземлители не требуются

2.8 Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты

На РУВН выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-110У1

На РУНН выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-10У3

Для защиты электроустановок подстанции от прямых ударов молний устанавливаем стержневые молниеотводы.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода определяется выражением:

,

Условием защищенности всей площади четырьмя молниеотводами на высоте hx является:

Д?8 (h–hx) P

67м?8 (25-5,7) *1=154,4м

Площадь подстанции защищена от прямых ударов молнии.

Список используемой литературы

1. Масорский В.И. Электрическая часть подстанций систем электроснабжения. Методические указания и задания по курсовому проектированию. – Кемерово: КузГТУ, 2006. – 44с.

2. Правила устройства электроустановок. – Все действующие разделы ПУЭ-6 ПУЭ-7, Новосибирск.: Сиб. Унив. Изд-во, 2008. – 853 с.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов. – 4-е изд., переработанное и дополненное. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

4. Рожкова Л.Д., Козумин В.С. Электрооборудование электрических станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 647 с.

5. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для ВУЗов. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 288 с.

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию.: в 2-х томах/Под ред.А. А. Федорова. Т.1. Электроснабжение. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 568 с.

7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию.: в 2-х томах/Под ред.А. А. Федорова. Т.2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 592 с.