Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором

по полному току отключения

I_кз= 5,9833 кА,

I_откл = 25 кА

Iкз < Iоткл

( 5,9833 кА < 25 кА)

I_н.откл(1 + в_н) I_кз + i_б,ф

1,414*25*(1 + 0,3) = 45,96 кА 1,414*5,9833 + 1,145 = 9,605 кА

По электродинамической стойкости:

по по предельному периодическому току

по ударному току

I_кз= 5,9833 кА,

i_уд= 15,2574 кА

I_пр.с= 25 кА

Iкз < Iпр.с

5,9833кА 25 кА

i_уд < i_пр.с

(15,2574 кА< 25 кА)

По термической стойкости

В_k =77,507 кА²с

i_t = 25 кВ

i_t²t_t = I_т.с² ? t = 25²?3 = 1875 кА²с

Вк < i_t²t_t

(77,507 кА²с < 1875) кА²с)

Выключатели серии

ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 (сторона ВН) и ВВБ - 110Б - 31,5/2000 (ввод и СШ) полностью удовлетворяют условиям выбора

Таблица 5.10.

Выбор сетевых выключателей в системе 35 кВ

Характеристика условий выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
По номинальному напряжению	Ucном=35 кВ	Uном= 35 кВ	Ucном < U ном ( 35 кВ =3 кВ)
По номинальногму длительному току	I110нр = 412,882 А	Iном= 630, 1000 А	I110нр < Iном ( 412,882А < 630 А)
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения по полному току отключения	Iкз= 4,5645кА,	Iоткл = 8,25 кА	Iкз < Iоткл ( 4,5645 кА < 16 кА) Iн.откл(1 + вн) Iкз + iб,ф 1,414*8,25*(1 + 0,3) = 15,167 кА 1,414*4,5645 + 0,321= 6,776 кА
По электродинамической стойкости: по по предельному периодическому току по ударному току	Iкз= 4,5645 кА, iуд= 11,64 кА	Iпр.с= 21/25 кА	Iкз < Iпр.с 4,5645кА 21 кА iуд < iпр.с ( 15,2574кА< 21 кА)
По термической стойкости	Вk =34,794 кА2с	it = 20 кВ it2tt = Iт.с.2 ?t = 202?3 = 1200 кА2с	Вк < it2tt (77,507 кА2с < 1200 кА2с)

Выключатель серии ВМП-35-20/630УХЛ1 полностью удовлетворяет условиям выбора

Таблица 5.11.

Место установки	Тип аппарата	Соотношение каталожных и расчетных данных
Ввод 110 0кВ	ВВБ - 110Б - 31,5/2000
СШ - 1100	ВМТ-110Б-25/1250У4
Первичная обмотка трансформатора	ВМТ-110Б-25/1250У4
Ввод РУ - 35 кВ	ВМП-35-20/630У4
Фидер к/с 35 кВ (СШ)	ВМП-35-20/630У4
ТСН	ВМП-35-20/630У4
Вторичная обмотка трансформатора	ВМП-35-20/630У4
Потребители (5 потребителей)	ВМП-35-20/630У4

Выбор выключателей нагрузки

Выключатель нагрузки - коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме. Выключатели нагрузки применяют в установках напряжением 6/10/35/110 кВ на распределительных пунктах и трансформаторных подстанциях. Они предназначены для работы в шкафах, камерах внутренней установки.

Выключатели нагрузки применяются в РУ 110 и 35 кВ на подстанциях с ВН 110 кВ типа МВ (маломаслянные МВ-35 и МВ-110) или наиболее новые: LBSH-36.

Выключатель нагрузки LBSH 36/630. В КРУ 35 кВ серии HMH 36 используется элегазовый ВН типа LBSH 36. Его корпус изготовлен из эпоксидных смол и заполнен элегазом под небольшим давлением 0,5 атм. В течении 20 лет нормальной эксплуатации газ не требует какой-либо замены или обслуживания. LBSH-36 объединяет в себе ВН и заземлитель, которые находятся в элегазовой среде. Наличие механической блокировки исключает возможность ошибочной последовательности действий при включении/выключении ВН и заземлителя.

Условия выбора:

Таблица 5.12.

Характеристики условий выбора выключателей нагрузки	Формула
По конструкции	-
По номинальному напряжению	Uуст Uном
По номинальному току	I35 нрIном
По отключающей способности	I35 нрIоткл
По электродинамической стойкости	iуд < iпр.с
По термической стойкости	Вк< it2tt



Таблица 5.13.

Тип	Номинальный ток, А	Номинальный ток отключения, А	Наибольший ток отключения, А	Предельный сквозной ток, А	Допустимый ток включения, кА	Ток термической стойкости, кА/допустимое время его действия	Ток отключения холостого хода трансформатора, А
				Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей	Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей
LBSH-36 (5 штук + 1 в резерве)	400	400	800	40	16	-	-	12	-
	630	630	1250	50	20	-	-	16	-
	1250	1250	2500	62,5	25	-	-	20	-

5.3.2 Выбор разъединителей

Условия выбора:

Таблица 5.14.

Характеристики условий выбора разъединителей и отделителей	Формула
По конструкции	-
По номинальному напряжению	Uуст Uном
По номинальному току	I110нрIном
По электродинамической стойкости	iуд < iпр.с
По термической стойкости	Вк< it2tt

Промышленность выпускает разъединители на 110 кВ типа РНДЗ. На стороне 110 кВ необходимо установить разъединители : с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 110Б\1000 и с одним заземляющим ножом РНДЗ.1 - 110Б\1000

Условия выбора разъединителей одинаковы. Выбираем разъединители 2 типов РНДЗ-1- 110Б/1000У1 и РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.

Таблица 5.15.

Выбор разъединителей -110 кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uуст Uном(110 кВ = 110 кВ)
I110нр = 211,224 А	Iном= 1000 А	I110нрIном(211,224А < 1000 А)
iуд= 15,2574 кА	Iпр.с= 80 кА- амплитуда предельного сквозного тока	iуд < iскв ( 15,2574 кА < 80 кА)
iat= 1,145 кА	iаном = 40 кА	iat < iаном(1,145 < 40кА)
Вk =77,507 кА2с	it2tt = 31,52*3= 2977 кА2с	Вк< it2tt (77,507кА2с < 2977 кА2с)

I_т = 31,5 кА - ток термической стойкости (1 с).

Разъединитель полностью удовлетворяет условия выбора.

Таблица 5.16

Выбор разъединителей - 35кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст= 35 кВ	Uном= 35 кВ	Uуст Uном(35 кВ = 35 кВ)
I110нр = 412,882 А	Iном= 1000 А	I110нрIном(412,882 А < 1000 А)
iуд= 11,64 кА	Iпр.с= 63 кА- амплитуда предельного сквозного тока	iуд < iскв (11,64кА < 63кА)
iat= 1,145 кА	iаном = 25 кА	iat < iаном(1,145 < 25кА)
Вk =34,794 кА2с	it2tt=Iт2t=252*3 =1875 кА2с Iт = 25 кА, tt=3 сек.	Вк< it2tt (34,794 < 1875кА2с)

Разъединитель РНДЗ-35/1000 У3 полностью удовлетворяет условия выбора.



Таблица 5.17.

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Стойкость при сквозных токах КЗ, кА	Время протекания наибольшего тока термической стойкости, с	Привод
				Амплитуда предельного сквозного тока	Предельный ток термической стойкости	главных ножей	заземляющих ножей
Разъединители внутренней установки В трехполюсном исполнении (рама)
РВЗ-35/630У3	35	40,5	630	51	20	4		ПР-3У3
РВЗ-35/1000У3	35	40,5	1000	80	31,5	4		ПР-3У3
Разъединители внешней установки В однополюсном исполнении
РНДЗ-1-110/1000У РНДЗ-2-110/1000У	110	126	1000 1000	80 80	31,5 31,5	3	1	ПР-У1 или ПД-5У1

Таблица 5.18.

Место установки	Тип аппарата	Соотношения каталожных и расчетных данных
		,кВ	А	кА	кАІ·с
Вводы подстанции	РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.
Сборные шины РУ-110 кВ	РНДЗ - 1 - 110Б/1000У1.
Линейный разъединитель на 35 кВ	РВЗ-35/630У3
Шинный разъединитель на 35 кВ	РВЗ-35/630У3
Сборные шины РУ-35 кВ (секционный)	РВЗ-35/630У3
Потребитель (шинный)	РНД-35/1000 У3
Потребитель (линейный)	РНДЗ-35/1000 У3
ТСН	РНДЗ-35/1000 У3
Фидер к/с 35 кВ	РНД-1-35/1000



Линейные разъединители потребителей и ТСН с двумя заземляющими ножами или с заземлителями типа ESH-01.

5.3.3 Выбор разрядников

Таблица 5.19.

Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ и ЗРУ-35

	РВС-35-У1	РВМГ-110М-У1
Uном	35 кВ	110 кВ
Uмакс.доп(дейст.знач.)	40,5 кВ	115 кВ
Uпробивное	75-90 кВ	170 - 195 кВ
Uпроб имп	116 кВ	260 кВ
U, не более, остающееся при импульсном токе с амплитудой, кА	3	97 кВ	245 кВ
	5	105 кВ	265 кВ
	10	116 кВ	295 кВ

В нулевой провод трансформатора встроен трансформатор тока типа ТВТ-35

5.3.4 Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗОН-110М-11У1.

Т.к. изоляция нейтрали трансформатора выполнена на напряжение 50 кВ, параллельно разъединителю устанавливаются два, включенных последовательно, разрядника тина РВС-35-У1

5.4 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по месту установки, конструкции, назначению, номинальному напряжению и току первичной цепи согласно условиям

U_1HOM U_РАБ

I_1HOM I_РАБ.MAX

I_РАБ.MAX - максимальный рабочий ток присоединения электроустановки, на котором устанавливают трансформатор тока.

Выбранные трансформаторы тока проверяются по току КЗ на динамическую и термическую стойкость:

;

,

i =

и - коэффициенты динамической и термической стойкости по каталогу;

и В_к - ударный ток и тепловой импульс тока КЗ в месте установки трансформатора тока;

t_т -время термической стойкости по каталогу;

I_T = - ток термической стойкости.

Таблица 5.20

Место установки	Тип аппарата	Соотношения каталожных и расчетных данных
		кВ	А	кВ	кАІ·с
Сборные шины РУ-110 кВ	ТФЗМ-110Б					60	60
Первичная обмотка трансформатора	ТФЗМ-110А					60	60
Вторичная обмотка трансформатора 35 кВ	ТФЗМ-35					150	65
Потребители 1	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 2	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 3	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 4	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 5	ТПОЛ-35					150	65
ТСН	ТПОЛ-35					150	65
Фидер к/с	ТПОЛ-35					150	65

5.5 Выбор трансформаторов напряжения

Тип выбираемого трансформатора определяется назначением его в электроустановке.

Выбирают трансформатор по величине рабочего напряжения распределительного устройства согласно условию

U_1HOM U_РАБ

U_1HOM -номинальное первичное напряжение трансформатора, кВ;

U_РАБ -рабочее напряжение распределительного устройства, к шинам которого подключается трансформатор, кВ;

Выбранный трансформатор проверяют на соответствие классу точности согласно условию

S_2HOM S _2РАСЧ

S_2HOM -номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора в соответствующем классе точности, ВА

S _2РАСЧ -мощность, потребляемая измерительными приборами и реле, подключенными к трансформатору, ВА;

Рис. 5.1. Подключение ТН

Для ОРУ-110 кВ выбираем трансформатор напряжения НКФ 110-57, который удовлетворяет условию:

U_1HOM = 110 кВ U_РАБ = 110 кВ

Выбранный трансформатор проверяем на соответствие классу точности согласно условию S_2HOM S _2РАСЧ

S_2HOM = 400 ВА в классе точности 0,5, который необходим для нормальной работы счетчиков. Расчет S _2РАСЧ производим в соответствии со схемой. Определяем расчетную вторичную мощность.

S _2РАСЧ = = = 180.3 АВ

-сумма активных мощностей приборов и реле, Вт;

- сумма реактивных мощностей приборов и реле, вар;

Условие проверки трансформатора напряжения на соответствие классу точности выполняется, т.к.

S_2HOM = 400 А S _2РАСЧ = 180,3 АВ

Таблица 5.21.

Наименование	Тип	Число катушек	Число приборов	Мощность, потребляемая одной катушкой	cos	sin	Суммарная потребляемая мощность
Вольтметр	Э378	1	2	2	1	0	4	0
Счетчик активной энергии	СА3У	2	2	4	0,38	0,93	6,08	14,88
Счетчик реактивной энергии	СР4У	3	2	4	0,38	0,93	9,12	22,32
Реле напряжения	РН-50	1	3	1	1	0	3	0
Реле направления мощности	РБМ-171	2	2	35	1	0	140	0
	Итого	176,44	37,2

Для ЗРУ-35 кВ выбираем трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, который удовлетворяет условию:

U_1HOM = 35 кВ U_РАБ = 35 кВ

Выбранный трансформатор проверяем на соответствие классу точности согласно условию S_2HOM S _2РАСЧ

S_2HOM = 3 = 3450 ВА

в классе точности 0,5, который необходим для нормальной работы счетчиков. Расчет S _2РАСЧ производим в соответствии со схемой. Определяем расчетную вторичную мощность.

S _2РАСЧ = = = 43.3 АВ

Условие проверки трансформатора напряжения на соответствие классу точности выполняется, т.к.

S_2HOM = 450А S _2РАСЧ = 43,3 АВ

Таблица 5.22.

Наименование	Тип	Число катушек	Число приборов	Мощность, потребляемая одной катушкой	cos	sin	Суммарная потребляемая мощность
Вольтметр	Э378	1	2	2	1	0	4	0
Счетчик активной энергии	СА3У	2	2	4	0,38	0,93	6,08	14,88
Счетчик реактивной энергии	СР4У	3	2	4	0,38	0,93	9,12	22,32
Реле напряжения	РН-50	1	3	1	1	0	3	0
	Итого	22,2	37,2

5.6 Выбор электрических аппаратов в ЗРУ-35 кВ

Выбор того или иного исполнения необходимо делать на основе анализа существенных факторов, влияющих на условия эксплуатации и строительства подстанции. Применение закрытых распределительных устройств, в первую очередь, оправдано на объектах, размещенных в районах с высоким уровнем атмосферного загрязнения и суровыми климатическими условиями. В данных случаях закрытые РУ, особенно в модульном исполнении, значительно сокращают сроки строительных и пусконаладочных работ, а в дальнейшем обеспечивают максимально надежное энергоснабжение.

Закрытое распределительное устройство 35 кВ предназначено для приема, распределения и передачи электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в сетях с изолированной нейтралью. ЗРУ 35 кВ размещаются в железобетонной оболочке и содержат внутренний коридор обслуживания. При этом распределительное устройство имеет небольшие размеры, что позволяет их применять на ограниченных территориях, в частности, в городской местности .

Отличительной особенностью закрытых распределительных устройств является применение малогабаритных комплектных РУ с элегазовой изоляцией типа НМН-36 или типа RGD ЗРУ-35кВ состоит из отдельных блок-контейнеров с установленным в них комплектными распределительными устройствами из шкафов КРУ напряжением 35кВ.

Вводные шкафы на токи 630 - 1250 А комплектуются вакуумными выключателями с металлическими дугогасительными камерами типа ВВУ-35 Секционные шкафы на токи до 1250 А и линейные на токи до 3200 А комплектуются многобъемными масляными выключателями серии С-35М-10 с приводом ПЭ-38 - поэтому выбираем в ЗРУ- 35 кВ НМН-36

В ячейках установлены выключатели типа МКП-35. Для выключателей этого типа t_cв=0,08с, тогда ф = t_сз+ t_cв =0,01+0,08 = 0,09 с

Условия выбора вводных ячеек сведены в таблице 5.23.

Таблица 5.23.

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=36 кВ	Uуст<Uном( 35кВ<36кВ)
I35нр =288,684 А	Iном = 630 - 1250 А	I35 нр <Iном(288,634А < 630А)
iбф=0,321 кА,	Iоткл = 20 кА	Iбф < Iоткл ( 0,321 < 20кА)
Ik = 4,5645 кА	Iм.вык = 10, 25, 40 кА	Ik< Iм.вык (4,5645кА < 10 кА)
iуд= 11,64 кА	Iскв.т = 26, 63, 100 кА	iуд < iск.т ( 11,64 кА < 26 кА)
Вk = 34,794 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,794 кА2с<1200кА2с)

Таблица 5.24.

Основные технические параметры ЗРУ НМН-36

Номинальное напряжение (линейное), кВ: 35 Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ: 40,5 Номинальный ток главных цепей шкафов ЗРУ, А: 630 - 1250 Номинальный ток сборных шин, А: 1600; 2000; 2500; 3150 Номинальный ток выключателя нагрузки, А 630 Номинальный ток разъединителя А 1250 Ток отключения, кА 20 Ток термической стойкости (1с), кА 16, 20 Ток электродинамической стойкости, кА 40. 50 Наличие в шкафах выкатных элементов с выкатными элементами Условия обслуживания двухстороннее Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В: - постоянного тока - переменного тока - освещения 24; 48; 110; 220 24; 48; 110; 220 36 Климатическое исполнение и категория размещения (ГОСТ 15150) У1 (УХЛ1) Толщина стенки гололеда, мм до 40 Ветровое давление, Па до 1000 Степень загрязнения атмосферы (ГОСТ 9920-89) I - IV Сейсмичность в баллах по шкале MSK 64 до 9 Типовые схемы, согласно «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 35 - 750 кВ»(приведены в Приложении Б) 35 - 1, 3Н, 4Н, 5Н, 5АН, 9

Вводные ячейки прошли все контрольные параметры. Для секции сборных шин применяется спаренные ячейки .

Таблица 5.25.

Условия выбора ячеек для секционирования сборных шин

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=36 кВ	Uуст<Uном( 35кВ<36кВ)
I35пр =288,684 А	Iном= 1600; 2000; 2500; 3150А	I10нр <Iном(288,684А <1600А)
iбф= 0,321 кА,	Iоткл =20кА	Iбф < Iоткл ( 0,321кА<20кА)
Ik = 4,5645кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (4,5645<51кА)
iуд= 11,64 кА	Iскв=51 кА	iуд < iскв ( 11,64 кА<51кА)
Вk = 34,794кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,794кА2с<1200кА2с)

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



Таблица 5.26.

Условия выбора ячеек для отходящих линий

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=36кВ	Uуст<Uном( 35кВ<36кВ)
I10пр = 288,684А	Iном= 630 А	I10нр <Iном(288,684А<630А)
iбф= 0,321 кА,	Iоткл =20кА	Iбф < Iоткл ( 0,321кА<20кА)
Iкз = 4,5645кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (4,5645кА<51кА)
iуд= 11,64кА	Iм.дин =51 кА	iуд < iскв ( 11,64кА<51кА)
Вk = 34,794 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,764кА2с<1200кА2с)

Исходя из расчетов видно, что выбор всех электрических аппаратов в РУ - 35 кВ удовлетворяет допустимым условиям

5.7 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 110/35

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 35 кВ

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

в) На секционном выключателе 35 кВ максимальная токовая защита

г) На отходящих кабальных линиях 35 кВ

- токовая отсечка

- максимальная токовая защита

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

5.8 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 выключатея110/35кВ. Предполагается применение аппаратуры телемеханики КУСТ-А. Оперативная блокировка подстанции на стороне 110кВ выполняется электромагнитной на выпрямленном оперативном токе 220 В.На стороне 110 кВ в комплектных РУ выполняется механическая блокировка.

5.9 Автоматика

Автоматика на подстанции предусматривает:

а) на тр-рах 110/35 кВ - автоматическое регулирование напряжения со стороны 110 кВ

б) на вводах 110 кВ:

-автоматическое отключение вводов при исчезновение напряжения. -автоматическое включение вводов при восстановление напряжения.

в) на секционном выключателе 110 кВ

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

-автоматическое выключение выключателя при восстановление напряжения.

г) на отходящих линии 110 кВ

-автоматическая частотная разгрузка.

-автоматическое повторное включение после АЧР.

д) на шинах собственных нужд 220 В

-автоматическое включение резерва (АВР).

е) на шинах обеспечивающих питание 220 В-АВР.

5.10 Высокочастотная связь

Проектом предусмотрено высокочастотная связь с диспетчерским пунктом электрической сети.

6. Компоновка ТП

6.1 Компоновка ОРУ 110 кВ

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.



Таблица 6.1.

Технические параметры ОРУ 110 кВ

Наименование параметра	ОРУ-110 кВ
Номинальное напряжение, кВ
· высшее	110
· низшее	35 (10)
Номинальный ток , А
· цепей силовых трансформаторов	630
· цепей линий	до 630
· сборных шин ОРУ и перемычек	630 - 2500
· сборных шин щитов ввода 35 кВ	-
· ячеек 35 кВ	-
Мощность силового трансформатора, кВА	до 125 000
Сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), кА	20, 25
Ток термической стойкости в течение 3 с, кА	31,5 - 50
Ток электродинамической стойкости, кА	80
Климатическое исполнение и категория размещения (ГОСТ 15150)	У1 (УХЛ1)
Толщина стенки гололеда, мм	до 40
Ветровое давление, Па	до 1000
Степень загрязнения атмосферы (ГОСТ 9920-89)	I - IV
Сейсмичность в баллах по шкале MSK 64	до 9
Типовые схемы, согласно «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 35 - 750 кВ» (приведены в Приложении А)	110 - 1, 3Н, 4Н, 5Н, 5АН, 6, 6Н, 7, 8, 9, 9Н, 9АН, 12, 12Н, 13, 13Н, 14

Приведем схему ОРУ 110 кВ. в графической части работы.

6.2 Компоновка ЗРУ 35 кВ

ЗРУ-35 кВ соответствует ТУ-3412-010-23120818-2005.

Конструкция

Конструкция блок-контейнеров состоит из сварного металлического каркаса. Стены и потолок обшиваются с наружных и внутренних сторон окрашенными профильными листами и утепляются не горючим материалом из базальтового волокна толщиной 100мм.

Основание блок-контейнеров изготовлено из швеллера. Пол основания выполнен из рифленых стальных листов.

Крыша блок-контейнера двускатная, двойная, выполнена из окрашенных профилированных листов.

В ЗРУ-35кВ предусмотрены отопление, освещение напряжением 220В 50Гц, переносное освещение 36В 50Гц, система противопожарной сигнализации, охранная сигнализация, система кондиционирования и вентиляции, коридор обслуживания оборудования с двумя входами и наружные ремонтные двери.

Оборудование

ЗРУ-35кВ комплектуется следующим электротехническим оборудованием:

- распределительным устройством из шкафов с силовыми вакуумными выключателями, установленными на выкатные тележки;

- шкафом собственных нужд (ШСН);

- блоком питания для устройств РЗА;

- шкафом управления оперативным током;

- щитом учета электроэнергии (ЩУ).

Компоновка ЗРУ-38 типа НПМ-36 приведена в приложении В

7. Требования ПУЭ к сооружению трансформаторных подстанций

Нормы проектирования подстанций определяются рядом нормативно-правовых актов РФ, которые в полной мере или частично применяются подрядчиком при проектировании в зависимости от:

ѕ целевого назначения подстанции (трансформаторные или преобразовательные);

ѕ места/значения подстанции в системе электроснабжения - главная понизительная или подстанция глубокого ввода (аббревиатура ГПП и ПГВ соответственно), тяговая, комплектная трансформаторная (КПП);

ѕ места размещения и способа присоединения к лини электропередач - тупиковая, осветительная, проходная, узловая;

ѕ уровня напряжения входного тока - низкого, среднего и высшего; количества и мощности используемых трансформаторов.

Следует отметить, что нормы проектирования подстанций низкого напряжения 6-10/0.4 кВ сегодня не систематизированы и формализованы так, как нормы проектирования подстанций высшего напряжения, что в основном связано с применением комплектных трансформаторных подстанций разного типа (мачтовых, киосковых, шкафных и т.д.), одно и двухтрансформаторных, разрабатываемых на специализированных предприятиях по ведомственным или собственным техническим условиям для определенного уровня мощности и целевого использования (городских, цеховых). Вместе с тем нормы проектирования подстанций высшего напряжения в различных аспектах рассматриваемых конкретных вопросов (площадка для строительства подстанции, электрические схемы распределительных устройств, защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная совместимость, елейная защита и автоматика, в том числе противоаварийная автоматика и т.д.) проецируются на подстанции более низкого напряжения и согласно № 184-ФЗ «О техническом регулировании», действующим техническим регламентам и ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации» являются обязательными для исполнения.

Наиболее актуальными и полными для проектирования подстанций в настоящий момент являются «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», разработанные ОАО «Институт «Энергосетьпроект» совместно с ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Фирма «ОРГРЭС», ФГУП «Отделение дальних передач», ОАО «РОСЭП», филиалом ОАО «СевЗапНТЦ» «Севзапэнергосетьпроект - Западсельэнергопроект», ОАО «Институт «Томскэнергосетьпроект», ОАО «Институт «Нижегородскэнергосетьпроект», ОАО «Дальэнергосетьпроект» и ОАО «Восточно-Сибирский Энергосетьпроект», согласованные с Департаментом систем передачи и преобразования электрической энергии, Департаментом информационно-технологических систем, Дирекцией технического регулирования и экологии ОАО «ФСК ЕЭС».

Согласно этому нормативно-правовому акту, имеющему статус стандарта организации, для подстанций высшего напряжения (или любых подстанций при адаптации этих норм к конкретным требованиям ТЗ):

· нормы проектирования подстанций в части выбора площадки для строительства определяются требованиями земельного, водного законодательства Российской Федерации, законодательными актами по охране природы и использованию природных ресурсов, Градостроительным кодексом РФ, градостроительными кодексами субъектов Федерации, Правилами землепользования и застройки, градостроительными регламентами, а также СНиП 2.02.01-83 по просадочности грунтов;

· нормы проектирования подстанций в части электрических схем распределительных устройств и выбора основного электротехнического оборудования регламентируются положениями «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ»;

· нормы проектирования подстанций в части защиты от грозовых перенапряжений определяются разделом 4.2 ПУЭ, внутренних перенапряжений - расчетом средств компенсации емкостного тока в соответствии с ПУЭ и «Методическими указаниями по выбору ограничителей перенапряжений в электрических сетях», от высокочастотных перенапряжений - СО 153-34.47.38-2003 «Методические указания по устойчивости энергосистем», заземление - в соответствии с требованиями ПУЭ (7-е издание), электромагнитная совместимость - по СТО 56947007-2008 «Руководство по обеспечению электромагнитной совместимости вторичного оборудования и систем связи электросетевых объектов» и СТО 56947007-2008 «Методические указания по обеспечению электромагнитной совместимости на объектах электросетевого хозяйства»;

· нормы проектирования подстанций в части выбора числа и мощности трансформаторов и резервного питания для собственных нужд определяются «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением»;

· нормы проектирования подстанций в части освещения устанавливаются согласно 6 разделу ПУЭ 7-го издания;

· нормы проектирования подстанций в части релейной защиты и автоматики устанавливаются по «Общим требованиями к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России»;

· нормы проектирования подстанций в части АСУ ТП и диспетчерского управления принимаются в соответствии с главой 3.5 ПУЭ «Автоматизированное управление»;

· нормы проектирования подстанций в части пожарной безопасности устанавливаются по НПБ 105-03 (взрывопожаробезопасность), НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» и главе 4-й ПУЭ-7;

· нормы проектирования подстанций в части ремонта, технического и оперативного обслуживания устанавливаются «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» и «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением», в части численности персонала подстанции - действующими «Нормативами численности промышленно-производственного персонала электрических сетей»;

· нормы проектирования подстанций в части учета электроэнергии устанавливаются в соответствии с ПУЭ, РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии и ее производству, передаче и распределению» и регламентов ОРЭ «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ»;

· нормы проектирования подстанций в части влияния негативных факторов окружающей среды устанавливаются в соответствии с требованиями СНиП II-7-81 «Строительство в сейсмических районах», ПУЭ-7, ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды», ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности», ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) «Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (КОД IP)» и т.д.

Как видно общее число нормативно-правовых актов и регулируемые ими аспекты строительства подстанций определяют исключительно командную работу профессионалов, коллегиально осуществляющих проектирование подстанций различного типа и разного уровня напряжения. Причем даже использование типовых проектов низковольтных подстанций (комплектных трансформаторных подстанций) требует от подрядчика выполнения объемных работ по адаптации проекта к конкретным параметрам энергопотребления, климатическим условиям эксплуатации, возможности размещения и т.д. Поэтому проектирование подстанций бескомпромиссно делегируют компании, имеющей большой опыт работы в этой сфере деятельности, как «АБ Арбат» или сходной с ней по профессиональному потенциалу и числу успешно разработанных и реализованных проектов.



Заключение

При выполнении дипломного проекта была спроектирована трансформаторная подстанция 110/35 кВ. Были изучены вопросы особенностей спроектированной подстанции.

Разработана однолинейная схема подстанции, которая определяет состав необходимого оборудования и аппаратуры. Надёжность работы подстанции обеспечивается:

1. Резервированием силовых трансформаторов, аппаратуры и выключателями;

2. Секционированием сборных шин, разъединителями и выключателями;

3. Устройством системы обходных шин с выключателями для замены основных выключателей во время ремонта.

Произведены расчёты токов рабочего и аварийного режима работы подстанции. На основании значений этих токов были выбраны и проверены токоведущие элементы, сборные шины, изоляторы подстанции, а также коммутационная аппаратура и измерительные трансформаторы. Были выбраны компенсационные устройства для РУ. Разработан план размещения основного оборудования на подстанции.



Список литературы

1. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под редакцией Т.В. Ангарова - М.; Энергоиздат,1981

2. Справочник по проектированию / Под редакцией Ю.Г. Барыбина, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова.- М.; Энергоиздат,1981

3. Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова “Электроснабжение промышленных предприятий и установок” - М.; Энергоиздат, 1989

4. Учебно-методическое пособие по курсовому проекту и дипломному проектированию / Под редакцией О.П. Королева, В.Н. Раткевич, В.Н. Сощункевич- М.; Энергоиздат, 1998

5. А.Д. Рожкова, В.С. Козулин “Электрооборудование станции и подстанции”- М.; Энергоиздат, 1987

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под редакцией А.А. Федорова-М.; Энергоиздат, 1987

7. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). изд.7. - М.: Энергоиздат.2003

8. А.В.Кабышев, С.Г.Обухов. РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ: СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ. Томск. 2014

9. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989

ГОСТы и другая нормативная документация

ГОСТ 21.613-88 Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи.

ГОСТ 2.105-95 Общие требования к текстовым документам

ГОСТ 2.755-87 Обозначения устройств коммутационных и контактных соединений.

ГОСТ 2.614-88 Изображение, условные графические элементы оборудования и проводок на планах.

ГОСТ 2.702-75 Правила выполнения электрических схем.

РД 153-34.0-20.527-98 - Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. 2012

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). приказ ОАО «ФСК ЕЭС»от 13.04.2009 № 136

Pyкoвoдящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования PД 153-34.0-20.527-98/ IIoд peд. Б.H. Неклепаева.M.: Изд-вo НЦ ЭНАС,2000.

СТО 56947007- 25.040.70.101-2011. Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством ПТК и АСУ ТП. Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» 22.09. 2011

Размещено на Allbest.ru