Проектирование электрической подстанции

i_t²t_t=1200кА²с

Вк< i_t²t_t (34.956кА²с<1200кА²с)

Для подключения отходящих линий используем шкафы на номинальные токи 630А.

Таблица 9 - Условия выбора ячеек для отходящих линий

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10кВ	Uуст<Uном( 10кВ<10кВ)
I10пр =2501.851 А	Iном=3200А	I10нр <Iном(2502А<950А)
iбф= 2.643кА,	Iоткл =20кА	Iбф < Iоткл ( 2.64кА<20кА)
Iкз = 6.1415кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (6.14кА<51кА)
iуд= 18,085 кА	Iм.дин =51 кА	iуд < iскв ( 18,75кА<51кА)
Вk =34.956 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (21,3кА2с<1200кА2с)

Исходя из расчетов видно, что выбор всех электрических аппаратов в РУ - 10 кВ удовлетворяет допустимым условиям.



6. Релейная защита

Основными видами повреждения трансформаторов являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар в стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки. Наиболее вероятны короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные замыкания в обмотках. При витковых замыканиях разрушается изоляция и магнитопровод трансформатора, поэтому такие повреждения должны отключатся быстродействующей защитой. Использовать для этой цели токовые и дифференциальные защиты не представляется возможным, так как при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится. Защиты, основанные на использовании электрических величин не реагируют на "пожар в стали" магнитопровода. Для защиты от такого вида повреждений и от витковых замыканий на трансформаторе устанавливается токовая защита, которая является универсальной защитой от токовых повреждений Достоинствами газовых защит являются:

- высокая чувствительность и реагирование на все виды повреждений внутри бака;

- сравнительно не большое время срабатывания;

- простота выполнения;

- способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла.

Наряду с этим защита имеет ряд недостатков, основной из которых - не реагирование на повреждения вне бака. Защита может действовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, например при доливке масла. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты от внутренних повреждений. Вместе с газовой защитой устанавливается дифференциальная защита.

Для защиты от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, следовательно могут использоваться как резервные. Защита от перегрузки выполняется на реле тока, включенном в сеть одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий.

а) На силовом трансформаторе 110/10

дифференциальная токовая защита

максимальная токовая защита с блокировкой по напряжению с 2 выдержками времени на отключение ввода 110кВ-1 ступень, отключение выключателя 110кВ-2 ступень

-токовая защита от перегрузки с действием на сигнал

-газовая защита с действием на сигнал и на отключение тр-ра

-от понижения уровня масла

б) на вводах 10кВ

- максимальная токовая защита(1 ступень защиты тр-ра установлена на стороне 110кВ

в) На секционном выключателе10кВ максимальная токовая защита

г) На отходящих кабальных линиях 10кВ

- токовая отсечка

- максимальная токовая защита

- защита от замыкания на землю(с действием на сигнал).

7. Управление сигнализация блокировка

Управление приводами масляных выключателей осуществляется с помощь ключа управления установленного в шкафах КМ-1Ф и в релейных шкафах ИТР (предполагается автоматическое управление ими). Управление разъединителями 110кВ осуществляется с помощью ручных приводов. В релейном шкафу собраны выходные сигналы (аварийное отключение выключателей и неисправности подстанции), которые выдают сигнал в пункт диспетчерского управления. Кроме того выдается информация о положении выключатея110/10кВ. Предполагается применение аппаратуры телемеханики КУСТ-А. Оперативная блокировка подстанции на стороне 110кВ выполняется электромагнитной на выпрямленном оперативном токе 220В.На стороне 110кВ в комплектных РУ выполняется механическая блокировка.



8. Автоматика

Автоматика на подстанции предусматривает:

а) на тр-рах 110/10кВ-автоматическое регулирование напряжения со стороны 110кВ

б) на вводах 110кВ:

-автоматическое отключение вводов при исчезновение напряжения.

- автоматическое включение вводов при восстановление напряжения.

в) на секционном выключателе 110кВ

-2х стороннее автоматическое включение резерва без выдержки времени при отключении одного из вводов 110кВ.

-автоматическое выключение выключателя при восстановление напряжения.

г) на отходящих линии 110кВ

-автоматическая частотная разгрузка.

-автоматическое повторное включение после АЧР.

д) на шинах собственных нужд 220В

-автоматическое включение резерва (АВР).

е) на шинах обеспечивающих питание 220В-АВР.



9. Высокочастотная связь

Проектом предусмотрено высокочастотная связь с диспетчерским пунктом электрической сети.



10 выбор трансформаторов тока в ЗРУ - 10кв

В ввод ячейки Iн=2000А выбирают тр-ры тока типа ТШЛ-10-УЗ. Сравнение его номинальных данных с расчетными параметрами схемы сведены в таблице 10

Таблица 10 - Условие выбора трансформатора тока

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10кВ	Uуст<Uном ( 10кВ<10кВ)
Iраб =2501,851 А	Iном=2000 - 5000А	I110нр < Iном ( 2502А<3000А)
iуд = 18,085 кА	Iм.дин = 81 кА	Iуд < Iм.дин (18,085кА <51кА)
Вk =34.956 кА2с	it2tt=4400 кА2с	Вк< it2tt (34.956кА2с <4400кА2с)

Расчетные параметры не превышают номинальных данных следовательно принимаем трансформатор тока ТШЛ-10-УЗ.

Проверка измерительных обмоток в трансформаторе тока по нагрузочной способности. Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико то принимаем z₂=r₂ Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных приборов и переходного сопротивления контактов

r₂= r_пр+ r_к

r_к =0,05 0м при двух или трех приборах

r_пр=Sприб/I²₂

Мощность каждой обмотки 2,5 Вт

Sприб=2.5·2=5 Вт

I_2ном=5А , r_приб =5/25=0,2 0м

Следовательно сопротивлении проводов

R_пр= r₂-r_k= 1,2-0,05-0,2= 0,95

На отходящих линиях и секционном выключателе установлены трансформаторы тока ТПШЛ-10(сек.вык-1 =3000А,отх.лин I =600А).

Выбор трансформатора тока в линейной ячейке

Номинальные данные с расчетными параметрами схем сведены в Таблице

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10кВ	Uуст<Uном ( 10кВ<10кВ)
Iраб =2501.851 А	Iном=2000 - 5000А	I110нр < Iном ( 2502А <3000А)
Iуд = 18,085А	Iм.дин = 81 кА	Iуд < Iм.дин (18,085кА <81кА)
Вk =34.956 кА2с	it2tt=4400 кА2с	Вк< it2tt (35кА2с <4400кА2с)

Выбор трансформатора тока в секционной ячейке.

Номинальные данные с расчетными параметрами схем сведены в таблице

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10кВ	Uуст<Uном ( 10кВ<10кВ)
Iраб =1273.05 А	Iном=2000А	I110нр < Iном ( 1273,05А <3000А)
Iу= 18,085 кА	Iм.дин = 81 кА	Iу < Iм.дин (18,75кА <81кА)
Вk =34,956 кА2с	it2tt=4400 кА2с	Вк< it2tt (34,956кА2с <4400кА2с)



11. Выбор трансформаторов напряжения ЗРУ-10 кв

На каждой секции ЗРУ устанавливаются трансформаторы напряжения ЗНОЛ 06-10-УЗ с такими номинальными данными

Номинальная мощность в классе точности 0,5 - 0,75ВА. Учитывая,что обмотки напряжения активного и реактивного счетчика потребляют 5ВА,а к секции подключают резервные и вводные ячейки, то счетчики потребляют 30 ВА, а вольтметры 2ВА.Следовательно, для реле защиты остается 43ВА. В случае подключения приборов второй секции мощность приборов составит 64ВА,тогда на реле защиты будет приходиться 11 ВА



12. Выбор трансформаторов собственных нужд

Приемниками собственных нужд являются оперативные цепи. электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры и приводов. Суммарная расчетная мощность приемников собственных нужд определяется с учетом коэффициента спроса. Расчет мощности приемников собственных нужд приведен в табл. 1 10 Данные по мощности потребителей собственных нужд приняты по [табл. П6 1 и П 6.2, 3]

Определение активной, реактивной и полной мощности для зимнего максимума

Наименование электрич. прием.	Р кВт	Кол-во	Руст кВт	Коэф. спроса	cosц	tgц	Ррас. кВт	Qрасч. Квар	Sрасч. КВА
Электроосвещение ОРУ 110кВ	2	1	2	0,5	1	0	1	0	1
Электроосвещение, вент. ЗРУ кВ	6	1	6	0,65	0,9	0,48	3.9	1 87	4.325
Охлаждение Трансформат.	1	2	2	0.8	0.85	0.62	1.6	0.99	1.881
Электроподогрев Выключателей ВМТ-110	3.8	3	7.6	1	1	0	7.6	0	7.6
Электроподогрев разъединителя	0,6	10	3.6	1	1	0	3.6	0	3.6
Подогрев шкафов	1	24	24	1	1	0	24	0	24
КРУ 110кВ
Регулирование напряжения	1	-	1	0.8	0.9	0.48	0.8	0.384	0.887
Питание телемеханики и связи	2	-	2	0.5	0.9	0.48	1	0.48	1.109
Подогрев релейного шкафа	1	1	1	0	1	0	1	0	1
Расчетная нагрузка собственных нужд без учета ремонтной							44.5	3.724	44.65
Ремонтная нагрузка	11,1	1	11,1	1	0.9	0.48	11,1	6,5	12,3
Итого	56,95



На подстанциях необходимо предусматривать установку двух трансформаторов собственных нужд. Номинальная мощность выбирается из условия:

Sтсн?Sр

где Sтсн - мощность трансформатора собственных нужд, кВА, Sсн - суммарная мощность потребителей собственных нужд, к-ВА.

Так как Sсн = 56,95 кВА По условию работы одного трансформа собственных нужд с ремонтными нагрузками принимаем окончательно трансформаторы собственных нужд типа ТМ- 63/10, так как 63 кВА ? 56.95 кВА.



13. Компоновка ОРУ

РУ 110 кВ выполняется открытым с использованием унифицированных железобетонных элементов, на которые устанавливается электрооборудование. Токоведущие части и проводники размещаются в двух ярусах.

В первом ярусе размещаются токоведущие части аппаратов и проводники соединяющие. Их высота установки должна быть не менее 3600 мм. Проводники ответвлений находятся во втором ярусе(не менее 1650мм).

Расстояние между аппаратами выбираем из условия возможности подъезда испытательных, трансформаторных подъемных машин.

Силовые трансформаторы устанавливаются на фундаменте из сборного железобетона. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждение силового трансформатора предусматривается маслоприемники и м водоотводы.

Габариты маслоприемников выступают за габариты тр-ра на 1,5м.Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла(15т) содержащегося в корпусе трансформатора.

Для прокладки контрольных и силовых кабелей по территории РУ предусматриваются кабельные каналы.

Ошиновка выполняется алюминиевыми проводами, перемычки и ответвления укрепляются с помощью подвесных изоляторов.



14. Компоновка ЗРУ 10 кВ

Закрытое распределительное устройство выполняется сборным, модульным, одноэтажным с двухрядной установкой ячеек КРУ типа КМ-10.Ввод трансформаторов осуществляется через проходные изоляторов в наружной стене здания. Пролет здания составляет 6м.



15. Конструирование и расчёт заземляющего устройства

Заземление какой-либо части электрической установки - это преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или ее элементов в выбранном режиме. Различают три вида заземлений: рабочее, защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.

Рабочее заземление сети - это соединение с землей некоторых точек сети (обычно нейтрали обмоток части силовых трансформаторов и генераторов, реакторы поперечной компенсации в дальних ЛЭП) со следующей целью: снижение уровня изоляции элементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, снижение коммутационных пере напряжений, упрощение релейной защиты от однофазных КЗ, возможность удержания поврежденной линии в работе и т.д.

Защитное заземление - это заземление всех металлических частей установки (корпуса, каркасы, приводы аппаратов, опорные и монтажные конструкции, ограждения и др.), которые нормально не находился под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок.

Заземление молниезащиты предназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных индуцированных пере напряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки но отношению к земле.

Однако заземление отдельно стоящих молниеотводов, тросов, разрядников, находящихся за оградой объекта, желательно выполнять по возможности сосредоточенным и обособленным от станционных заземлений, чтобы предотвратить занос высоких потенциалов на общую систему заземления, на корпуса, каркасы и опорные конструкции оборудования.

Так как системы заземления различного назначения в пределах установки не могут быть выполнены изолированными друг от друга, и должны иметь при замыкании на землю одинаковый потенциал, то все они объединяются между собой в общую систему заземления станции или подстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивление заземления и общие затраты на заземляющие устройства.

Нормы на заземляющее устройство устанавливают требования, которым оно должно удовлетворять. Основными являются те, которые обеспечивают безопасность человека. Электробезопасность в эффективно заземленных сетях считается обеспеченной, если потенциал заземлителя не превышает 10 кВ, а сопротивление растеканию тока - 0,5 Ом в любое время года.

Для выполнения заземления применяются естественные и искусственные заземлители. К естественным заземлителям относятся находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части зданий и сооружений производственного и инженерного назначения, водопроводные трубы, металлические оболочки кабелей, фундаменты опор, а также система "трос-опора".

Искусственный заземлитель - это заземлитель специально выполненный для этих целей.

Со стороны ВН 110 кВ предусмотрена эффективно заземленная нейтраль, со стороны 10 кВ - глухо заземленная нейтраль. Для подстанции 110/10 кВ сопротивление заземляющего устройства R_ЗУ сети 110 кВ с эффективно заземленной нейтралью должно не превышать 0,5 Ом, для сети 10 кВ - 25 Ом.

Определим ток замыкания на землю:



I_з = ;

l_L - длина линии;

I_з = = 5 А

Определим расчетное удельное сопротивление грунта:

с_расч = K_cс

где К_с - коэффициент сезонности (для вертикальных электродов К_с = 1,3; для горизонтальных - 3,5; с = 50 Ом*м)

с_расч.В = 1,3*50 = 69 Ом*м

с_{расч. Г} = 3,5*50 = 175 Ом*м

в качестве искусственных заземлителей выберем прутки диаметром 12 мм и длинной - 5 м, сопротивление которых, с учетом сопротивления грунта составит:

R_прВ = 0,227* с_расч.В = 0,227*69 = 15,663 Ом.

Число вертикальных электродов

n_B = = = 62 шт.

- коэффициент использования вертикальных заземлителей

Периметр контура: Р = n_B*b = 62 * 5 =310 m (b - расстояние между вертикальными заземлителями должно быть не меньше их длины.

Контур имеет размеры: 48,5 х 29 м

С учетом коэффициента экранирования вертикальных электродов з = 0,42, при b/l = 1 и размещении по периметру.

Величина сопротивления всего контура заземляющего устройства без учета протяженных заземлителей (вертикальная составляющая):

R_B = = = 0.6015 Om.

Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полос 48,5х29 м, положенных на глубину b_n = 0,5 м.

Определим общую длину полосы

Для протяженных (горизонтальных) заземлителей из полосы, шириной h = 5 cm = 0.03 m, длиной l₁ = 48,5 м и l₂ = 29 м

R_Г = lg

R_Г1 = lg = 0.027 Om.

R_Г1 = lg = 0.0425 Om.

Общее сопротивление протяженного заземлителя:

R_Г = R_Г1 + R_Г2 = 0,027 + 0,0425 = 0,0695 Ом

Общее сопротивление всего заземлителя:

R_ЗУ = = = 0,28 Ом.

Сопротивление заземляющего устройства меньше нормируемого значения:

R_ЗУ = 0,28 0,5 Ом, т. е., выбранное заземление удовлетворяет условиям ПУЭ.



16. Учет электроэнергии

Учет эл-энергии предусматривает:

а) на отходящих линиях 110кВ учет активной и реактивной энергии

б) на собственные нужды 220В

в) счетчики эл.энергии устанавливают на вводах, отходящих линий и ТСН.

Затраты на потребляемую электроэнергию определяем по таблице использования эл. Энергии

энергетика электрическая схема трансформатор подстанция

Статьи затрат	Единица измерений	Количество.	Цена за 1 ед.(руб)	Сумма (руб)
1. Оплата энергосбыту за присоединенную мощность электромашин ( S)	КВА	25882,353	12642	327204705,9
2. Оплата энергосбыту за потребляемую электроэнергию (Рэл)	кВт*час	21384000	3,00	64152000 = 64,152 млн. руб
ИТОГО	400104705,9 = 400млн 104тыс 705руб 90коп

Присоединенная мощность в КВА берётся их технической характеристики, или

S = P_уст/cos ц = 22000/0.85 = 25882,353 KBA.

Оплата осуществляется по действующему тарифу при присоединенной мощности более 750 КВА : 12642 руб/КВА

Потребляемая электроэнергия в год берется по установленной мощности в кВт*часах:

Р_эл = Р_уст * Т * К_э = 22000*8100*0,12 = 2138400 кВт*час

К_э = 0,12 - коэффициент экономической эффективности



Оплата осуществляется по действующему тарифу: С = 3 руб/кВт*час.

Вывод: как видно затраты на потребляемую электроэнергию в годовом исчислении составляют 64,152 млн. руб

В случае ввода новой подстанции затраты на присоединение мощности составляют катастрофически большую сумму при дйствующих тарифах:

327,205 млн. рублей.



Список использованной литературы

1. Васильев А. А., Крючков И. П,, Наяшников Е. Ф. Околович М. Н. Электрическая часть станций и подстанций /Учебник для вузов. - М.: Энергия. 1991.

2. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. - М.: Энегоатомиздат, 1997.

3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию /Под редакцией А.А. Федорова/ - М.: Энергоатомиздат, 1996.

4. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных преприятий. - М.:,2003.

5. Правила устройства электроустановок /Минэнерго РФ - М: Энегроатомиздат, 2005.

6. Справочные материалы Главэнергонадзора - М.: Энергоатомиздат, 2006.

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети /Под редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского/ - М.: Энегроатомиздат, 1973.

8. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения /Под редакцией И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова/ - М.: Энергоатомиздат, 1991.

9. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация /Под редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербинского/ - М.: Энергоатомиздат, 1984.

10. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных преприятий. - М.: Высшая школа, 2006.

11. Справочник по проектированию электроснабжения /Под редакцией Ю.Г. Барыбина и др./ - М.: 2010.

12. Методические указания «Электрическая часть станций и подстанций» - Владивосток, 2007.

13. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов - 4-ое изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

14. Алиев И.И. Электротехнический справочник. - 4-е изд., испр. - М.: ИП РадиоСофт, 2001. - 384 с.: ил.

15. Иванов В.С., Соколов В.И. Режимы потребления и качества электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 2009

16. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. Утверждены Департаментом стратегии развития и научно-технической политики 23.03.1998 г.

17. РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений Утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР 12 октября 1987г.

18. Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС РФ» СТО 56947007-29.240.10.028 - 2009 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ (НТП ПС) от 13,04,2009.

19. Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС РФ» СТО 56947007-29.240.30.010 - 2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения. от 20,12. 2007.

Размещено на Allbest.ru