КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Районная понизительная подстанция

 

Аннотация

 

В данном курсовом проекте представлен расчёт районной понизительной подстанции для электроснабжения предприятия тяжёлого машиностроения.

Производится построение годового графика нагрузок по продолжительности для определения годового расхода электроэнергии и числа часов использования максимума нагрузок. Осуществляется выбор типа, числа и мощности трансформаторов и главной схемы электрических соединений. По главной схеме рассчитываются токи короткого замыкания, и после чего выбираются и проверяются  основные аппараты и оборудования подстанции  на высшей стороне напряжения и низшей. Также производится расчёт заземления и грозозащиты подстанции. На подстанции учтена техника безопасности и релейная защита трансформаторов и отходящих линий.

Пояснительная записка содержит 52 страниц, в том числе 13 рисунков и 26 таблиц. Графическая часть курсового проекта состоит из двух листов формата А1, на одной из которых изображена принципиальная электрическая схема понизительной подстанции, а на другой ­– план и разрез подстанции.

 

Содержание

 

Введение. 6

1 Расчёт годового расхода электроэнергии. 7

2 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов. 10

3 Выбор главной схемы электрических соединений. 13

4 Расчёт токов короткого замыкания. 14

4.1 Составление схемы замещения. 14

4.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1. 14

4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2. 16

4.4 Определение теплового импульса. 17

5 Выбор и проверка оборудования на стороне ВН.. 18

5.1 Выбор и проверка питающей линии. 18

5.2 Выбор подвесных изоляторов. 18

5.3 Выбор и проверка высокочастотного заградителя. 19

5.4 Выбор ограничителей перенапряжений. 19

5.5 Выбор и проверка разъединителей. 19

5.6 Выбор и проверка силовых выключателей. 20

5.7 Выбор и проверка трансформаторов тока (ТТ) 21

5.7.1 Выбор и проверка ТТ в цепи силовых выключателей. 21

5.7.2 Выбор и проверка ТТ встроенного в силовые трансформаторы.. 21

5.8 Выбор и проверка аппаратов в нуле силового трансформатора. 21

6 Выбор и проверка оборудования на стороне НН.. 23

6.1 Выбор и проверка шинного моста. 23

6.2 Выбор и проверка опорных изоляторов наружной установки. 26

6.3 Выбор и проверка проходных изоляторов. 27

6.4 Выбор ячеек ввода, ячейки секционного выключателя и ячейки отходящей линии. 27

6.5 Выбор и проверка выключателей КРУ. 28

6.6 Выбор и проверка трансформаторов тока: ячейки ввода, ячейки секционного выключателя и отходящей линии. 30

6.7 Выбор и проверка сборных шин. 35

6.8 Выбор и проверка опорных изоляторов внутренней установки. 35

6.9 Выбор и проверки отходящей кабельной линии. 36

6.10 Выбор трансформатора напряжения. 38

6.11 Выбор предохранителей для защиты трансформатора напряжения. 40

7 Собственные нужды подстанции. 41

7.1 Выбор трансформатора собственных нужд. 41

7.2 Выбор предохранителей для защиты трансформатора собственных нужд  42

8 Расчёт заземления и грозозащиты подстанции. 44

8.1 Расчет заземляющих устройств. 44

8.2 Грозозащита подстанции. 46

9 Релейная защита подстанции. 49

10 Техника безопасности на подстанции. 50

Заключение. 51

Список использованных источников. 52

 

Введение

 

Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 220-1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км.

В представленных Минпромэнерго России материалах отмечается устойчивая динамика роста электропотребления в стране, начиная с 1997 г. При этом исчерпываются резервы производственных мощностей в отрасли, образовавшиеся в первой половине 1990-х годов из-за падения потребления в промышленности.
При этом рост электропотребления в региональном разрезе характеризуется неравномерностью.
             Проблемы, возникающие в силу роста потребления электрической энергии, усугубляются ухудшением состояния энергетического оборудования из-за его массового физического старения и снижением надежности его работы.
Причина возникновения такой ситуации в электроэнергетике - недостаточность инвестиционных средств, направляемых на развитие, техническое перевооружение и реконструкцию объектов энергетики. Сохранение существующих механизмов и источников инвестирования, а также тарифной политики, предполагающей несущественный рост тарифов на электроэнергию, дает возможность отрасли проработать бескризисно несколько лет при существующих уровнях потребления электроэнергии и показателей его надежности (консервативный сценарий).

Однако реализация такого сценария создает риски для экономического и социального развития в стране. Опыт экономически развитых стран показывает, что рост экономики связан с ростом энергопотребления.
На изменение ситуации в отрасли могут повлиять изменение структуры спроса на электроэнергию и резкое повышение энергоэффективности или резкое наращивание инвестиций в энергетику.

Всего  за период 2006 – 2020 гг. по ОЭС Центра намечается ввод  ВЛ 330 кВ и выше протяженностью 4017 км, трансформаторной мощности 34854 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 147,7 млрд. руб. в текущих ценах

В период до 2010г. на большей части Европейской территории России , включая Северный Кавказ ,  в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.

Серьезная проблема для всех стран СНГ - старение оборудования электростанций и электрических сетей. Более 60% оборудования эксплуатируется свыше 15 лет, в том числе более 40% свыше 25 лет. Срок службы части электрических сетей превышает 30 лет.

 

1 Расчёт годового расхода электроэнергии

 

Для предприятия тяжелой машиностроительной промышленности выбираются характерные суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периодов.

 

Рисунок 1.1 Суточные графики нагрузок предприятия бумажной промышленности: 1 - зимний; 2 - летний

 

Число зимних суток равно 180, число летних суток – 185.

Активная мощность подстанции определяется по формуле:

 

                                           

где – полная мощность двух трансформаторной подстанции, принимается равной 14,98 из расчета КП по дисциплине СЭГиПП.

                    – коэффициент мощности, принимается равным 0,9 из расчета КП по дисциплине СЭГиПП.

 

 

Число часов в году i-ой ступени Т_i, ч:

 

,                                                       (1.2)

где t_i  – продолжительность по времени в сутки i-ой ступени, ч;

n_з(л) – число зимних или летних суток для соответствующей ступени графика нагрузки.

Число часов в году Т_∑, ч:

 

,                                                      (1.4)

 

 

На основании предварительных расчётов строится годовой график нагрузки по продолжительности (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 – Годовой график нагрузки по продолжительности

 

Годовое потребление электроэнергии:

 

 

 

 

Суточный расход электроэнергии за наиболее загруженный период               ( зимний ) , МВт·ч:

 

 

где  – мощность на i-ой ступени  суточного графика, MBт;

       – продолжительность i-ой ступени суточного графика, ч.

 

Среднесуточная нагрузка , МВт:

 

 

где = 24 – число часов в сутки, ч.

 

 

Годовое число часов использования максимума нагрузки:

 

2 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

 

Для обеспечения бесперебойности электроснабжения потребителей I и II категорий на ПС принимаем два трансформатора [3, п. 1.2.19, 1.2.20].

Для ограничения токов короткого замыкания трансформаторы будут работать раздельно на стороне высшего напряжения и низшего.

Мощность силового трансформатора выбирается исходя из мощности ПС.

Ориентировочная мощность трансформатора S_ор, МВА:

 

 

где  – коэффициент загрузки.

Выбираем трансформатор с ближайшей большей стандартной номинальной мощностью. К установке принимается трансформатор типа ТДН-16000/110 [2, с 146].

 

Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85 [1].

Осуществляется проверка трансформаторов подстанции на систематическую перегрузку.

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

                                         

где  – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Трансформаторы не испытывают систематической перегрузки.

Осуществляется проверка трансформаторов подстанции на аварийную перегрузку.

Определяется аварийный коэффициент покрытия трансформатором нагрузки подстанции:

Трансформаторы не испытывают аварийной перегрузки.

 

Таблица 2.1 – Паспортные данные трансформатора

Тип	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ		Потери, кВт		Uк,%	Iх,%	Габариты, м
		ВН	НН	Рхх	Рк			Длина	Ширина	Высота
ТДН-16000/110	16	115	10,5	18	85	10,5	0,9	6	3,5	5,5

 

3 Выбор главной схемы электрических соединений

 

Принимаем из расчета КП по дисциплине СЭГиПП схему типа 4Н - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии [4].

 

Рисунок 3.1 – Упрощенная принципиальная схема ПС

 

 

4 Расчёт токов короткого замыкания

 

4.1 Составление схемы замещения

 

На основании принятой электрической схемы составляется схема замещения. Так как трансформаторы работают раздельно, то схема замещения будет выглядеть следующим образом.

 

Рисунок 4.1 – Схема замещения ПС

 

Принимается базовая мощность: S_б = 100 МВА.

 

4.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

 

Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) производится в относительных единицах (о.е.).

Базисное напряжение составляет U_б(К1) = 115 кВ.

Базисный ток I_б(К1) находится по следующей формуле, кА:

 

 ,                                                         (4.1)

 

По заданию для мощности короткого замыкания  определяется значение сверхпереходного тока:

 

                                                       

 

 

          Определяется значение сверхпереходного тока:

 

 

 

Ударный ток короткого замыкания:

 

 

 

 

Определяется суммарное сопротивление:

где  – сопротивление питающей системы,  – по расчётным кривым;

 – сопротивление питающей линии в о.е., которое находится по формуле:

где  – погонное сопротивление линии, принимается  Ом;

L – длина питающей линии, L=19 км – указанное в задании.

 

4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

 

Базисное напряжение составляет U_б(К2) = 10,5 кВ.

Базисный ток I_б(К2), кА рассчитывается по формуле (4.1):

Рассчитывается сопротивление трансформатора  по следующей формуле:

Определяется суммарное сопротивление :

По расчетным кривым для момента времени t=0 c находим ток КЗ в относительных единицах в точке К2 [2, с 66]:

Сверхпереходной ток КЗ в именованных единицах, ударный ток и мощность КЗ определяется по формуле (4.4), (4.5), (4.6) соответственно:

Расчёты токов КЗ сводятся в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 – Результаты расчёта токов КЗ

Точка КЗ	Sб, МВА	Uб, кВ	Iб, кА	I//, кА	iуд, кА	Sкз, МВА
К1	100	115	0,502	0,793	2,022	158
К2	100	10,5	5,5	4,125	10,52	75

 

4.4 Определение теплового импульса

 

Определяется время КЗ для отходящей линии, секционного выключателя, ячейки ввода и для аппаратов на стороне высшего напряжения (ВН) по следующей формуле:

 

                                                (4.9)

 

где  – собственное время срабатывания для быстродействующих выключателей, с;

 – время срабатывания релейной защиты, с;

n – количество ступеней селективности;

 – ступень селективности, с;

 – время, учитывающее влияние апериодической составляющей на ток КЗ, с.

Рассчитывается тепловой импульс В_к, кА²·с, для отходящей линии, секционного выключателя, ячейки ввода и для аппаратов на стороне ВН:

 

                                                       (4.10)

 

Результаты расчёта сведены в таблицу 4.2.

 

Таблица 4.2 – Результаты расчёта теплового импульса

Наименование ячейки	tкз, с	I//, кА	Вк, кА2·с
Отходящая линия	0,17	4,125	2,89
Секционная ячейка	0,47	4,125	7,99
Ячейка ввода	0,77	4,125	13,1
Аппараты на стороне ВН	1,07	0,793	0,67

 

5 Выбор и проверка оборудования на стороне ВН

 

5.1 Выбор и проверка питающей линии

 

Принимаем провода марки АС.

• Сечение питающей линии выбирается по экономической плотности тока:

 

где  – рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции, А;

        – экономическая плотность тока [2], А/мм².

Экономическая плотность тока зависит от числа часов использования максимума нагрузки (от 5000 ч), от материала проводника и конструкции сети.

Рабочий ток определяется:

 

 

где  – полная мощность подстанции, МВА;

 – напряжение подстанции с высокой стороны, кВ.

 

 

Минимально допустимое сечение проводов по условиям короны для напряжения 110 кВ [3, таблица 2.5.6]  и механической прочности [3, таблица 2.5.5] составляет 70 . Принимаем провод АС-70.

 

Таблица 5.1 – Характеристика провода АС–70

Радиус провода r0, мм	Длительно допустимый ток Iдл.доп, А
3,8	265

 

• Проверка выбранного сечения по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:

 

 

где     – длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, А;

   – аварийный ток, А.

 

 

 

 – для проводов марки АС-70 вне помещений.

 

 

Условие проверки выполняется.

Так как сечение провода было выбрано на ступень выше, проверку на коро-ну можно не делать.

 

5.2 Выбор подвесных изоляторов

 

Подвесные изоляторы выбираются в зависимости от напряжения.

К установке принимается полимерные изоляторы ЛК 70/110-И-2 [11].

 

5.3 Выбор и проверка высокочастотного заградителя

 

К установке принимается высокочастотный заградитель типа ВЗ-630-0,5У1 [2, с.362].

Данные выбора высокочастотного заградителя сводятся в таблицу 5.2.

 

Таблица 5.2 – Расчётные данные и данные высокочастотного заградителя

Данные ВЗ-630-0,5У1	Расчётные данные
Uном=35–330 кВ	Uном=110кВ
Iном=630А	Iл=39,29А
Втер=162·1=256 кА2∙с	Вк(ВН)=0,67 кА2∙с
iy=41 кА	iy(К1)=2,022 кА

 

5.4 Выбор ограничителей перенапряжений

 

 Выбираем ОПН-110 У1 [2, с 366].

Данные ограничителей  перенапряжения сводятся в таблицу 5.3.

 

Таблица 5.3 – Табличные данные ограничителя перенапряжений

Наименование аппарата	UН,кВ	Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ	UОСТ,кВ	Расчётный ток коммутационного перенапряжения, А
ОПН-110 У1	110	73	180	280

 

 

5.5 Выбор и проверка разъединителей

 

Разъединители выбирают по:

- роду установки;

- величине номинального напряжения,  ;

- величине номинального тока, .

 

Разъединители проверяются на:

- электродинамическую стойкость:

 

,

 

где  - ударный ток на который рассчитан аппарат;

       - ударный ток при коротком замыкании.

- термическую стойкость:

 

,

 

где  - ток термической стойкости, кА;

        - время действия тока термической стойкости, с;

       - тепловой импульс короткого замыкания, кА²·с.

 

Выбираем разъединители серии РНДЗ.2-110/1000 У1 [2, с 271].

Результаты выбора и проверки сводятся в таблицу 5.4.

 

Таблица 5.4 – Табличные и расчётные данные разъединителя

Данные РГН-150/1000	Расчётные данные
Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Iном=1000 А	Iав =78,57 А
iу=80 кА	iу(К1) =2,022 кА
(Iтер)2·tтер =31,52·4=3969 кА2×с	Bк(ВН) =0,67 кА2×с

 

Сравнивая расчётные и табличные данные, делается вывод, что выбранный разъединитель условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

5.6 Выбор и проверка силовых выключателей

 

Выключатели выбирают по:

- роду установки;

- величине номинального напряжения:   ;

- величине номинального тока: ;

 

Выбираем ВГУ-110 [10, с 187].

 

Результаты выбора и проверки сводятся в таблицу 5.5.

 

Таблица 5.5 – Табличные и расчётные данные силовых выключателей

ВГУ-110 с пневматическим приводом	Расчётные данные
Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Iном=2000 А	Iав =78,57 А
Iотк выкл=40 кА	I//(К1) =0,793 кА
iy =102 кА	iу(К1) =2,022кА
(Iтер)2·tтер =402·2=3200 кА2×с	Bк(ВН) =0,67 кА2×с

 

Сравнивая расчётные и табличные данные, делаем вывод, что выбранный выключатель условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

5.7 Выбор и проверка трансформаторов тока (ТТ)

 

5.7.1 Выбор и проверка ТТ в цепи силовых выключателей

 

ТТ выбирается по номинальному току и напряжению.

Выбираем ТТ типа ТГФ-110 [12].

Результаты выбора и проверки ТТ сводятся в таблицу 5.6.

 

Таблица 5.6 – Табличные и расчётные данные ТТ в цепи силовых выключателей

Данные ТГФ-110	Расчётные данные
Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
I1ном=100 А	Iав =78,57 А
iy =10 кА	iу(К1) =2,022 кА
(Iтер)2·tтер =72·1=49 кА2×с	Bк(ВН) =0,67 кА2×с

 

Сравнивая расчётные и табличные данные, делаем вывод, что выбранный ТТ условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

5.7.2 Выбор и проверка ТТ встроенного в силовые трансформаторы

 

В цепи силового трансформатора для питания катушек реле устанавливают встроенные ТТ с двумя вторичными обмотками.

Принимается трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор типа: ТВТ110-I-100/5 [2, с 320].

Результаты выбора сводятся в таблицу 5.7.

 

Таблица 5.7 – Табличные и расчётные данные ТТ встроенного в силовые трансформаторы

Данные ТВТ110-I-100/5	Расчётные данные
Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
I1ном=100 А	Iав =78,57 А
(Iтер)2·tтер =252·3=1875 кА2×с	Bк(ВН) =0,67 кА2×с

 

Сравнивая расчётные и табличные данные, делаем вывод, что выбранный ТТ условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

5.8 Выбор и проверка аппаратов в нуле силового трансформатора

 

Выбираем  ЗОН-110У-IУ1, тип привода: ПРН-11У1 [2, с 278].

 

Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 5.8.

 

Таблица 5.8 – Табличные и расчётные данные ЗОН-110У-IУ1

Данные ЗОН-110У-IУ1	Расчетные данные
Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
I1ном=400 А	Iав =78,57 А
iy =16 кА	iу(К1) =2,022 кА
(Iтер)2·tтер =6,32·3=119,07 кА2×с	Bк(ВН) =0,67 кА2×с

 

В нуле трансформатора устанавливается ограничитель перенапряжений, предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Выбираем ОПН-110У1 [2, с 366].

Результаты выбора сводятся в таблицу 5.9.

 

Таблица 5.9 – Табличные данные ограничителя перенапряжений

Наименование аппарата	,кВ	Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ		Расчётный ток коммутационного перенапряжения, А
ОПН-150У1	110	73	180	280

 

 

6 Выбор и проверка оборудования на стороне НН

 

6.1 Выбор и проверка шинного моста

 

Принимаем жесткую ошиновку.

Выбираем жесткие шины по экономической плотности тока.

Рабочий ток шинного моста I_ш.м, А:

 

 

Рассчитывается экономическое сечение шинного моста , мм²:

 

 

К установке принимаются алюминиевые шины прямоугольного сечения   [2, с 393]. Номинальные размеры и сечение шины приведены в таблице 6.1. Шины располагаются плашмя для большей механической прочности.

 

Таблица 6.1 – Характеристики алюминиевой шины

Размеры, мм		Площадь поперечного сечения S, см2	Длительно допустимый ток Iд.д, А
b	h
6	100	5,97	1425

 

Рисунок 6.1 – Расположение  шины

 

Определяется аварийный ток шинного моста , А:

,                                                 (6.3)

Выполняем поправку длительно допустимого тока, так как токоведущие части работают при температуре, отличной от 25  [5, с 177]:

где  действительная температура воздуха, рассматриваемого региона;

 допустимая температура нагрева проводников, для окрашенных шин принимается равной  при температуре воздуха 25  [3, п. 1.3.22].

При расположении шин прямоугольного сечения плашмя с шириной свыше 60 мм длительно допустимый ток должен быть уменьшен на 8% [3, п. 1.3.23]:

Выполняется проверка шины по длительному допустимому току по выражению:

Условие проверки выполняется, следовательно, алюминиевая шина проходит по длительному допустимому току.

Определяется наибольшая сила F, Н, действующая на шину средней фазы, при трёхфазном КЗ:

,                                                 (6.6)

где l=1,5 – длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции, м;

 =0,8 – расстояние между фазами, м;

kф  – коэффициент формы, принимается равным 1, т.к. расстояние между фазами значительно больше периметра шин  [5, с 178].

Сила F создает изгибающий момент М, Н·м:

,                                                 (6.7)

 

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³:

 

,                                                 (6.8)

 

.

Напряжение в материале шины , возникающее при протекании токов, МПа:

 

,                                                 (6.9)

Проверяем условие механической прочности:

 

,                                                 (6.10)

 

где σ_доп=82 – допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа [5, с 181].

Шина проходит проверку по механической прочности.

 

Выполняем проверку шины на термическую стойкость:

 

,                                                 (6.11)

 

где S_min – минимальное сечение шины по термической стойкости.

 

,                                                 (6.12)

 

где С=90 – постоянная,  [5, с 141].

Принимаем S_min=0,41 см².

Шина проходит проверку на термическую стойкость.

 

6.2 Выбор и проверка опорных изоляторов наружной установки

 

Опорные изоляторы выбирают:

- по номинальному напряжению:

,                                                 (6.13)

- по допустимой нагрузке:

,                                                 (6.14)

где F_расч – сила, действующая на изолятор, Н;

      F_доп – допустимая нагрузка на колпачок изолятора, Н;

 

К установке принимаются опорные стержневые изоляторы типа С4-80 I УХЛ, Т1, [2, с.284], для которого F_разр=4000 Н,  высота изолятора H_из=190мм.

,                                                 (6.15)

где  F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб, Н.

Сила, действующая на изолятор:

,                                     (6.16)

где k_h  – поправочный коэффициент на высоту шины, при расположении шин плашмя принимаем равным 1.

                                            35,941 Н  2400 Н.

Выбранные изоляторы удовлетворяют условию проверки.

 

6.3 Выбор и проверка проходных изоляторов

 

Проходные изоляторы выбираются:

1) по номинальному напряжению (выражение 6.13) ;

2) по номинальному току:

 

  ,                                                     (6.17)

 

где  I_max – максимальный рабочий ток, проходящий через изолятор (I_max = I_ав.ш.м=864,3 А);

         I_ном – номинальный ток изолятора;

3) по допустимой нагрузке (формула 6.14)

 

К установке принимается проходные изоляторы типа ИП-10/1600-1250 УХЛ1 [2, с.290], для которого  F_разр=1250 даН=12500 Н, I_ном=1600 А.

 

Определяется допустимая нагрузка на колпачок изолятора F_доп по формуле (6.15) , Н:

Сила, действующая на изолятор:

 

,                                     (6.18)

                                            17,97 Н  7500 Н.

 

Выбранные изоляторы удовлетворяют условию проверки.

 

6.4 Выбор ячеек ввода, ячейки секционного выключателя и ячейки отходящей линии

 

Ячейки выбирается по номинальному напряжению и току сборных шин:

 

,                                                     (6.19)

 

.                                                        (6.20)

 

1. Определяется ток ячейки ввода.

Ток ячейки ввода равен аварийному току шинного моста:

К установке ячейки ввода принимается комплектное распределительное устройство (КРУ) К-63 (Производитель: Самарский завод «Электрощит»)[8, с.217].

 

2. Определяется ток секционной ячейки

Ток секционной ячейки будет равен рабочему току шинного моста, т.е. номинальному току секции:

К установке секционной ячейки принимается КРУ К-63.

 

3. Определяется ток ячейки отходящей линии

 

                                         (6.21)

 

К установке ячейки отходящей линии принимается КРУ К-63

 

Таблица 6.2 – Технические характеристики КРУ выкатного типа серии К-63

Параметр	Номинальные данные
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток сборных шин, А	1000; 1600; 2000; 3150
Номинальный ток выключателя, А	630 – 1600
Номинальный ток отключения вакуумного выключателя, кА	12,5; 20; 31,5
Трёхсекундный ток термической стойкости, к	12,5; 20; 31,5
Ток электродинамической стойкости, кА	51; 81
Тип вакуумного выключателя	ВБЭМ,  ВБПС, ВВЭ-М, ВБКЭ, ВБТЭ, ВВ/TEL, ЭВОЛИС
Тип трансформатора тока	ТЛК-10 30/5 –1500/5
Тип трансформатора тока нулевой последовательности	ТДЛЗ-0,66
Тип трансформатора напряжения	НАМИТ, ЗНОЛ.06, НОЛ.08
Тип трансформатора собственных нужд	ТСКС, ОЛС
Размеры камер (ширина; глубина; высота), мм	750; 1250–1450; 2268

6.5 Выбор и проверка выключателей КРУ.

К установке для всех ячеек принимается выключатель ВВ/TEL [13].

1. Выбор и проверка выключателя ячейки ввода.

 

Таблица 6.3 – Табличные и расчётные данные выключателей ячейки ввода

Условие выбора/проверки	Данные ВВ/TEL-10-20/1600	Расчетные данные

 

Выключатель ВВ/TEL-10-20/1600 условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

2. Выбор и проверка секционного выключателя.

 

Таблица 6.4 – Табличные и расчётные данные секционного выключателя

Условие выбора/проверки	Данные ВВ/TEL-10-20/630	Расчетные данные

 

Выключатель ВВ/TEL-10-20/630 условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

3. Выбор и проверка выключателя ячейки отходящей линии.

 

Таблица 6.5 – Табличные и расчётные данные выключателя ячейки отходящей линии

Условие выбора/проверки	Данные ВВ/TEL-10-20/630	Расчетные данные

Выключатель ВВ/TEL-10-20/630  условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

6.6 Выбор и проверка трансформаторов тока: ячейки ввода, ячейки секционного выключателя и отходящей линии

 

Для вводной, секционной ячейки и отходящей линии выбирают трансформатор тока с двумя вторичными обмотками, необходимыми для питания измерительных приборов и релейной защиты.

Выбирают трансформаторы тока по:

• напряжению установки

 

U_сх ≤ U_ном ;                                                   (6.22)

 

• номинальному току

 

I_сх ≤ I_ном;                                                   (6.23)

 

Проверяют по:

• электродинамической стойкости

 

                       i_{у ап}  ≥  i_{у кз} ;                                                  (6.24)

 

• термической стойкости

 

I²_тер∙ t_тер  ≥ B_к ;                                              (6.25)

 

• величине вторичной нагрузки

 

 S_2н ≥ S_2рас ;                                                   (6.26)

 

или

.                                            (6.27)

 

6.6.1 Выбор и проверка ТТ ячейки ввода.

 

К установке для ячейки ввода принимается ТТ типа ТЛК-10 2000/5 [14].

Выбираются измерительные приборы. Счётчики активно-реактивной мощности принимаем типа Альфа, амперметр типа Э377 [2, с 387].  Результаты выбора электроизмерительных приборов представлены в таблице 6.6.

 

Рисунок 6.3 – Схема соединения трансформатора тока

 

Таблица 6.6– Электроизмерительные приборы

Наименование прибора	Класс точности	Тип прибора	Нагрузка, ВА
			фаза А	фаза С
амперметр	1,5	Э377	0,1	0,1
счётчик	2	А	2	2
Итого:			2,1	2,1

 

Расчёт производится по наиболее загруженной фазе:

 

                                     (6.28)

 

где  – мощность, теряемая в соединительных проводах, ВА;

 – мощность, теряемая в контактах, ВА;

 – мощность, потребляемая всеми приборами, ВА.

Сопротивление соединительных проводов определяется:

 

где  – сечение проводника;

ρ – удельное сопротивление проводника, Ом мм²/м;

 – зависит от схемы соединения приборов, для неполной звезды:

                                               (6.31)

 

где l – длина провода от ТТ до прибора в один конец, принимаем 5м;

 

В качестве проводникового материала для вторичной цепи принимаем медь. Принимаем 2,5 мм²  по условию механической прочности [3, пункт 3.4.4 ].

 

 

 

где  – сопротивление контактов, принимаем 0,1 Ом.

Проверка трансформатора тока ТЛК-10 2000/5 по термической стойкости, электродинамической стойкости и величине вторичной нагрузки сводятся в таблицу 6.7.

 

Таблица 6.7 – Выбор и проверка ТТ ячейки ввода

Условие выбора/проверки	Данные ТЛК-10 2000/5	Расчетные данные

 

Сравнивая расчётные и табличные данные, делаем вывод, что выбранный трансформатор тока условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

6.6.2 Выбор и проверка ТТ ячейки секционного выключателя.

 

Выбирается трансформатор тока ТЛК-10 600/5 [14].

Результаты выбора электроизмерительных приборов представлены в таблице 6.8.

 

Таблица 6.8 –  Электроизмерительные приборы

Наименование прибора	Класс точности	Тип прибора	Нагрузка, ВА
			фаза А	фаза С
амперметр	1,5	Э377	0,1	0,1
Итого:			0,1	0,1

Величину вторичной нагрузки, мощности, теряемой в соединительных проводах и контактах определяются во выражениям (6.28), (6.29) и (6.32) соответственно.

Сопротивление соединительных проводов:

Проверка трансформатора тока ТЛК-10 600/5 по термической стойкости, электродинамической стойкости и величине вторичной нагрузки сводятся в таблицу 6.9.

 

Таблица 6.9 –  Выбор и проверка ТТ ячейки секционного выключателя

Условие выбора/проверки	Данные ТЛК-10 600/5	Расчетные данные

 

Сравнивая расчётные и табличные данные, делаем вывод, что выбранный трансформатор тока условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

6.6.3 Выбор и проверка ТТ ячейки отходящих линий.

 

Выбирается трансформатор тока ТЛК-10 75/5 [14].

Результаты выбора электроизмерительных приборов представлены в таблице 6.10.

 

Таблица 6.10– Электроизмерительные приборы

Наименование прибора	Класс точности	Тип прибора	Нагрузка, ВА
			фаза А	фаза С
амперметр	1,5	Э377	0,1	0,1
счётчик	0,2	А	2	2
Итого:			2,1	2,1

Величину вторичной нагрузки, мощности, теряемой в соединительных проводах и контактах определяются во выражениям (6.28), (6.29) и (6.32) соответственно.

Сопротивление соединительных проводов:

Проверка трансформатора тока ТЛК-10 75/5 по термической стойкости, электродинамической стойкости и величине вторичной нагрузки сводятся в таблицу 6.11.

 

Таблица 6.11 – Выбор и проверка ТТ ячейки отходящей линии

Условие выбора/проверки	Данные ТЛК-10 75/5	Расчетные данные

Сравнивая расчётные и табличные данные, делаем вывод, что выбранный трансформатор тока условиям выбора и проверки удовлетворяет.

6.7 Выбор и проверка сборных шин

 

Шины выбираются по длительному допустимому току нагрузки:

 

 

Выбираются алюминиевые шины сечением , для которых  [3, таблица 1.3.31]. Шины располагаются на колпачке изолятора на ребро. Проверка производиться аналогично проверки шинного моста, с учетом расположения шин.

 

Механический расчет жестких шин.

Наибольшая сила, действующая на шину средней фазы, Н:

Сила F создает изгибающий момент М, Н·м:

 

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³:

Напряжение в материале шины , возникающее при протекании токов, МПа:

Проверяем условие:

 

 

Шина проходит проверку по механической прочности.

 

Проверка шин на термическую стойкость.

Минимальное сечение шины по термической стойкости:

Принимаем

Проверяем условие:

 

Шина проходит проверку на термическую стойкость.

 

6.8 Выбор и проверка опорных изоляторов внутренней установки.

 

Выбираем И4-80 УХЛ3, , высотой  [2, с 282].

Проверка изоляторов внутренней установки по допустимой нагрузке:

 

(6.33)

 

(6.34)

 

                                                   (6.35)

 

где  – высота изолятора, мм.

Рисунок 6.4 – Расположение сборных шин.

 

 

 

 

 

 

Проверяем условие:

                                                   (6.37)

 

 

Выбранный изолятор удовлетворяет условию проверки.

 

 

6.9 Выбор и проверки отходящей кабельной линии.

 

Кабели выбирают:

• По напряжению установки ;
• По конструкции и способу прокладки: прокладка в земле;
• По экономической плотности тока

 

(6.38)

 

 

Выбирается кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена АПвП 1х70/16-10, для которого длительно допустимый ток при прокладке в земле     [8, с 399].

 

Выбранный кабель проверятся:

 

• По допустимому току

 

(6.39)

 

(6.40)

 

где  – поправочный коэффициент на число рядом расположенных кабельных линий, ;

 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, , т.к. прокладка в земле.

 

 

 

• По термической стойкости

 

 

(6.42)

 

 

Выбранный кабель удовлетворяет условиям проверки.

 

6.10 Выбор трансформатора напряжения

 

Трансформатор напряжения выбирается:

• По номинальному напряжению ;
• По конструкции и схеме соединения обмоток;
• По классу точности.

Выбирается трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 [14].

 

Таблица 6.12 – Параметры НАМИТ-10-2 УХЛ2

Параметр	Значение
Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальная вторичная нагрузка , ВА	200
Класс точности	0,5
, В	100
, В

 

Рисунок 6.5 – Схема соединения обмоток НАМИТ-10-2.

Проверка трансформатора напряжения по величине вторичной нагрузи.

 

(6.43)

 

где  – нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

 – номинальная мощность трансформатора напряжения в выбранном классе точности, ВА.

Число отходящих линий от одной секции:

 

 

 

Принимаем 10 отходящих линий от одной секции и 9 от другой.

Расчет ведется по наиболее загруженной секции.

Число счетчиков на секцию:

 

 

 

Таблица 6.13 – Приборы, подключенные к трансформатору напряжения

Наименование			Число катушек			Тип	Нагрузка
Вольтметр
Счетчик							48	116,88
Итого							56	116,88

 

Реактивная мощность, потребляемая счетчиками, ВАр:

 

 

 

Полная мощность всех установленных приборов на секции:

 

 

 

Условие проверки выполняется.

 

6.11 Выбор предохранителей для защиты трансформатора напряжения

 

Предохранитель выбирается:

• По роду установки;
• По номинальному напряжению ;
• По номинальному току .

 

Номинальный ток трансформатора напряжения:

 

(6.47)

 

 

Номинальный ток  плавкой вставки:

 

(6.48)

 

 

Выбирается предохранитель ПКН-001-10 У3 [2, с 259] с номинальным напряжением 10кВ, предназначенный для защиты трансформаторов напряжения.

 

7 Собственные нужды подстанции

 

К собственным нуждам подстанции относятся:

1. Наружное освещение;
2. Внутренние освещение;
3. Расход электроэнергии на подогрев масла в зимний период;
4. Питание приводов;
5. Питание цепей измерения и оперативных цепей.

 

7.1 Выбор трансформатора собственных нужд

 

Число трансформаторов собственных нужд выбираем по числу секций, т.к. потребители собственных нужд относятся к потребителям I категории.

Мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, принимаем равной 1% от полной мощности подстанции:

 

(7.1)

 

 

Мощность трансформатора собственных нужд:

 

(7.2)

 

где  – коэффициент спроса;

 – число секций на подстанции.

 

 

Выбираем сухие трансформаторы собственных нужд ТСЗ-100/10 У3[15], т.к. они взрыво- и пожаробезопасны.

 

Таблица 7.1 – Технические характеристики ТСЗ-100/10 У3

Наименование	Значение
Номинальная мощность,	100
Номинальное напряжение ВН,	10
Номинальное напряжение НН,	0,4
Потери холостого хода,	400
Потери короткого замыкания,	1720
Габариты (ширина, глубина, высота), мм	1165, 750, 1400
Вес, кг	580

Выбирается постоянный оперативный ток, потому что он является более надежным, чем переменный оперативный ток. Поэтому ТСН присоединяются к сборным шинам низшего напряжения и устанавливаются в ОРУ.

 

Рисунок 7.1 – Схема подключения ТСН

 

7.2 Выбор предохранителей для защиты трансформатора собственных нужд

 

Предохранитель выбирается:

• По роду установки;
• По номинальному напряжению ;
• По номинальному току .

Проверяют по отключающей способности

 

Номинальный ток трансформатора на стороне ВН:

 

(7.3)

 

 

Номинальный ток  плавкой вставки:

 

(7.4)

 

 

Выбирается предохранитель ПКТ 101-10-10-31,5У3 [2, с 254] с номиналь-ным током  с

Проверка по отключающей способности:

 

(7.5)

 

 

Данный предохранитель удовлетворяет условиям выбора и проверки.

 

 

8 Расчёт заземления и грозозащиты подстанции

 

8.1 Расчет заземляющих устройств.

 

В качестве заземлителя применяем уголки длиной 2,5 м, размером 60х60х6 мм, горизонтальные соединения выполняем стальными круглыми прутками диаметром 8мм. Принимаем торф (по заданию) с удельным сопротивлением 100 , климатическая зона г. Архангельск - III.

Сопротивление растеканию одиночного заземлителя:

 

(8.1)

 

где  – коэффициент, зависящий от климатической зоны, для вертикального заземлителя [16, с 301].

 

 

Количество заземлителей без учета соединительных полос определяется по формуле:

(8.2)

 

где  сопротивление заземляющего устройства, принимаем равным 0,5 Ом;

 – коэффициент использования вертикальных заземлителей, принимаем равным 0,5 [16, с 304].

 

 

Сопротивление растеканию вертикальных заземлителей с учетом их экранирующего влияния:

 

(8.2)

 

 

 

Максимально возможное число заземлителей:

 

(8.4)

 

где – периметр подстанции c учётом заземления, м;

 и  соответственно ширина и длина подстанции, м;

 минимальное расстояние между электродами, м;

 

 

 

Принимается .

2,5

Рисунок 8.1 – Расположение заземляющих электродов

 

Суммарное сопротивление всех вертикальных заземлителей:

 

(8.5)

 

 

Сопротивление соединительной полосы:

 

(8.6)

 

где  – длина соединительных полос, м;

 – коэффициент использования соединительных полос;

 – ширина полосы, м;

 – глубина залегания полосы, м;

 

 

Суммарное сопротивление заземляющего устройства:

 

(8.7)

 

 

Суммарное сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом:

 

(8.8)

 

Условие выполняется.

Расстояние между соседними вертикальными заземлителями:

 

(8.9)

 

 

8.2 Грозозащита подстанции

 

Расчет стержневого молниеотвода, принимаются 4 молниеотвода высотой 19,3м.

Превышение молниеотвода над защищаемым объектом:

 

(8.10)

 

где  - высота молниеотвода, м;

 – высота защищаемого объекта, м.

 

 

Условие защищенности всей площади подстанции:

 

(8.11)

 

где  – наибольшая диагональ четырехугольника, в углах которого расположены молниеотводы, м.

Рисунок 8.2 – Расположение молниеотводов на подстанции

 

 

 

Условие защиты подстанции выполняется.

 

Радиус действия тросового молниеотвода:

 

(8.12)

 

где  – высота подвеса троса, м;

 – высота защищаемых проводов, м.

 

 

Радиус действия одиночного стержневого молниеотвода:

 

	(8.13)
где  – высота конуса, м;         – радиус конуса на уровне земли, м.           Зона действия одиночного стержневого молниеотвода представлена на рисунке 8.3. Рисунок 8.3 – Зона действия одиночного стержневого молниеотвода

 

 

 9 Релейная защита подстанции

 

На подстанции устанавливаются следующие виды релейных защит:

1) Продольная дифференциальная защита трансформатора – основная защита мощных трансформаторов от внутренних повреждений, позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями; для осуществления защиты используются трансформаторы тока, установленные с обеих сторон защищаемого силового трансформатора.

2) Газовая защита трансформатора – реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, очень чувствительная защита; повреждения трансформатора, возникающие внутри его корпуса, сопровождаются нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию газов. Газовое реле устанавливается в трубе, соединяющей корпус трансформатора с расширителем так, чтобы через него проходили газ и поток масла, устремляющийся в расширитель при повреждениях в трансформаторе. Газовая защита действует на сигнал и на отключение. Газовая защита – единственная защита, реагирующая на утечку масла из бака.

3) Продольная дифференциальная защита сборных шин – защищает шины без выдержки времени от междуфазных КЗ, а именно от трёхфазного и двухфазного.

4) Максимальная токовая защита отходящих кабельных линий. Защищает кабельную линию от междуфазных КЗ с выдержкой времени отстроенного от последующей защиты.

5) Токовая отсечка отходящих кабельных линий. Защищает кабельную линию от междуфазных КЗ без выдержки времени.

6) Защита от замыканий на землю отходящих кабельных линий.

 

10 Техника безопасности на подстанции

 

Эксплуатация электроустановок представляет опасность для  жизни людей, что обуславливает необходимость соблюдения правил техники безопасности. На подстанции приняты все меры для того, чтобы сделать токоведущие части недоступными для случайного прикосновения человека.. Территория подстанции обязательно должна быть ограждена. По периметру подстанции устанавливается секционированный забор из железобетонных конструкций высотой 2,0 м.

Персонал, обслуживающий электроустановки, должен быть снабжён всеми электрозащитными средствами, обеспечивающими безопасность обслуживания этих электроустановок.

Они служат для защиты людей от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля.

К основным изолирующим защитным средствам при обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В относят:

-оперативные и измерительные штанги;

-изолирующие и токоизмерительные клещи;

-указатели напряжения;

-изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ;(например, изолирующие лестницы, изолирующие площадки, захваты для переноски гирлянд, изолирующие штанги для укрепления зажимов и т.д.)

Кроме основных изолирующих защитных средств имеется ряд дополнительных защитных изолирующих средств, а именно: диэлектрические перчатки, боты, резиновые коврики, переносные заземления, плакаты и знаки безопасности.

Так же на подстанциях для обеспечения безопасности работы обслуживающего персонала используются защитное заземление, применяются всевозможные виды блокировок, разъединителей и заземляющих ножей.

Для предотвращения подачи напряжения на заземленное оборудование применяют блокировки разъединителей и заземляющих ножей. Для предотвращения ошибочного отключения разъединителей под нагрузкой применяют электромагнитную блокировку, включение и отключение их производится в определённой последовательности.

Для защиты людей и оборудования от внешних перенапряжений применяются стержневые, тросовые молниеотводы, искровые промежутки и ограничители перенапряжений, для защиты оборудования от внутренних перенапряжений применяют ограничители перенапряжения.

В целях пожарной безопасности на подстанции предусматривается наличие маслосборных ям, ящиков с песком, углекислотных и порошковых огнетушителей.

 

Заключение

 

В данном курсовом проекте произведен расчёт районной понизительной подстанции U_н=110/10кВ. Осуществлён выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов. Согласно типу подстанции выбрана главная схема электрических соединений.

На основании расчёта токов короткого замыкания и определения теплового импульса были выбраны и проверены все аппараты на стороне ВН и НН. По экономической плотности тока были выбраны сечения проводов питающей и отходящих линий, сечение шинного моста и выбран по допустимому току нагрузки сечение сборных шин. Так же выбраны и проверены опорные, подвесные и проходные изоляторы.

В этом проекте были учтены собственные нужды подстанции, а так же приведены расчёты по защите подстанции (расчёт заземления и грозозащиты).

 

Список использованных источников

 

1. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки ГОСТ-14209-85 (ст. СЭВ 39 16-82) - М. 1987г, 30с.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования, учеб. пособ., стер. - СПб, БХВ Петербург, 2014г 608с. Ил (учебная лит-ра для ВУЗов 5е изд.).
3. ПУЭ Все действующие разделы 6го и 7го изд. с изм. и доп. по сост. на 1 янв. 2012г. - М.: КНОРУС - 2012г, 488с.
4. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56 94 7007-9.240.30.010-2008. Перечень типовых схем по классам напряжений 35-750 кВ и область их применения. Вып. 2008г, 50с.
5. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр «ACADEMA», 2004. – 448с.
6. Проектирование подстанции: методические указания к КП - 2-е изд., перераб. и доп. / Л.И. Кулеева, С.В. Митрофанов, Л.А. Семенова; 2014г, 73с (режим доступа http://artlib.osu.ru).
7. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153-34. 0-20 527. –98 – М.; НЦЭНАС, 2002, 152с.
8. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учебные пособие. М. НЦ ЭНАС, 2006. – 480 с.
9. Абрамова Е.Я., Алёшина С.К., Чиндяскин В.И. Расчёт понизительной подстанции в системах электроснабжения: Учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию. 2-е изд., перераб. и доп. – 2004. -91с.
10. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вызов. - 2-е изд., стереот. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 288 с., ил.
11. Сайт компании Южноуральская изоляторная компания http://www.uik.ru
12. Сайт компании Электроаппарат http://www.ea.spb.ru
13. Сайт компании Таврида Электрик http://www.tavrida.ru
14. Сайт компании Завод Релейной Защиты http://zaozrz.ru
15. Сайт компании Электрозавод http://www.elektrozavod.ru
16. Сибикин Д.Ю. Яшков В.А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Учебник для проф. учею. заведений. - М.: 2001г., 336 с. Ил

 

Скачать: 4505.rar