Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ

Рис. 7.2.1 Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами

Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1, выключатель Q4 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются, а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается, производя включение выключателя QB1. Если включение происходит на повреждённые шины, то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия УАВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.

АПВ на отходящих фидерах

Опыт показывает, что значительная часть отключений оборудования релейной защиты вызывается нарушением изоляции высокого напряжения, которые самоустраняются при снятии напряжения. На воздушных линиях, например, они возникают при перекрытии изоляции во время грозы, схлёстывании проводов при сильном ветре и т.п. После кратковременного отключения линии её изоляция обычно восстанавливается и при повторном включении линии действием АПВ она остаётся в работе.

Рассмотрим принцип работы и схему двукратного АПВ линий, оборудованных выключателями с электромагнитными приводами, с применением реле типа РПВ-258 (рис.7.2.2). данное устройство применяют для линий с одно-двухсторонним питанием на подстанциях, работающих на оперативном постоянном токе. В схеме АПВ двукратного действия для осуществления первого цикла используют проскальзывающий контакт реле времени 1В, а второго поперечный контакт 1В. После срабатывания реле 1В замыкается его проскальзывающий контакт 1В и конденсатор 1С разряжается на параллельную обмотку реле 1П и обмотку вспомогательного реле 1У, вызывая их кратковременное срабатывание. При неуспешном АПВ в первом цикле защита вновь срабатывает, и на реле времени 1В подаётся напряжение. проскальзывающий контакт 1В замыкается, но реле 1П не срабатывает, т.к. конденсатор 1С не успевает разрядиться. При замыкании замыкающего контакта 1В, имеющего выдержку времени при замыкании, конденсатор 2С разряжается, срабатывают реле 1П и 2У и выключается выключатель так же, как и в первом цикле.

Рис. 7.2.2 Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе

Неуспешное действие устройств АПВ приводит к новому пуску реле РПВ-258, однако при замыкании замыкающих контактов 1В реле 1П не срабатывает, т.к. конденсаторы не успели зарядиться. Реле 4П и РПВ-258 остаются во включённом состоянии до отключения схемы ключом управления. Контакт 4П включён на “-“ для предупреждения заряда конденсатора 1С и неправильного третьего отключения выключателя при возврате реле времени в исходное состояние, происходящем после отключения схемы ключом управления.

Для ограничения скорости заряда конденсаторов 1С и С2 предназначены, соответственно резисторы R2 и R3. Разряд конденсаторов 1С и 2С при наличии запрета АПВ происходит соответственно через резисторы R4 и R5.



8. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.

В силу особенности порядка расчета в проекте, КИП были выбраны в пп.7.6.

Выбранные КИП приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Выбранные контрольно-измерительные приборы

Приборы	Тип	Число приборов
РУ 35 кВ
Амперметр	Э 335	2
Ваттметр	Д-335	2
Счётчик ватт-часов	СА3-И681	2
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	2
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
Амперметр	Э 335	2
Частотомер	Э362	2
Счётчик ватт-часов	СА3-И681	2
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	2
На секционных ТТ (10 кВ)
Амперметр	Э 335	1
На отходящих линиях 10 кВ
Амперметр	Э 335	12
Счётчик ватт-часов	СА3-681	12
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	12
На сборных шинах 10 кВ
Вольтметр	Э335	1
На сборных шинах 35 кВ
Вольтметр	Э335	1
РУ 110 кВ
Амперметр	Э 335	1
На отходящих линиях 35 кВ
Амперметр	Э 335	6
Счётчик ватт-часов	СА3-681	6
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	6



9. ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ

Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной установки. На проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, так как мы выбирали выключатели, которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

Для проектируемой подстанции применим блоки питания:

- БПН-1002 - для питания цепей сигнализации и блокировки, что уменьшает разветвленность цепей оперативного тока и обеспечивает возможность выдачи всей мощности стабилизированных блоков для срабатывания защиты и отключения выключателей;

- Блок питания стабилизированный типа БПНС-2, который обеспечивает надежное питание при удаленных трехфазных и любых несимметричных КЗ, совместно с токовыми типа БПТ-1002 - для питания цепей защиты, автоматики и управления.

- Блоки питания БП-11 и БП-101 будем использовать для питания релейной защиты и автоматики.

Запитаем цепи включения выключателей с электромагнитными приводами от трансформаторов собственных нужд через специальные мощные выпрямительные устройства КВУ-66/2, размещаемые в комплектных шкафах КРУН.



10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ

На упрощенных подстанциях 35-110 кВ схема и аппаратура собственных нужд (СН) должны обеспечить работу подстанции как в нормальном, так и в аварийном режимах при отсутствии обслуживающего персонала.

Основными потребителями собственных нужд являются: устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов; двигатели вентиляторов дутьевого охлаждения; выпрямительные устройства; блоки питания; нагревательные элементы для подогрева счетчиков, приводов в КРУН, короткозамыкателей и отделителей; освещение территории подстанции, шкафов КРУН и т.д.

Для определения мощности ТСН составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей СН при выходе из строя одного из ТСН.

Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 10.1

Таблица 10.1

Расход на СН для проектируемой подстанции

Электроприёмники	Установленная мощность приёмника, кВт	Кол-во приёмников	Суммарная мощность
Электродвигатели обдува трансформатора	8	2	16
Подогрев выключателей на 35 кВ	1,15	9	10,35
Обогрев шкафов релейной аппаратуры	0,5	2	1
Обогрев приводов разъединителей	0,6	26	15,6
Обогрев шкафов КРУН	0,6	12	7,2
Наружное освещение	4,5	-	4,5
Оперативные цепи	1,8	-	1,8
Подогрев выключателей на 110 кВ	1,75	3	5,25

Итого = 61,17 кВт

Выбираем мощность ТСН-63 кВ•А., а именно ТМ-63/10. Трансформатор СН присоединяют к выводам 6-10 кВ силового трансформатора. Схема электрических соединений СН предусматривает одновременную работу обоих трансформаторов СН на секционированные разъединителем основные шины 220 В.



11. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПС

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации.

Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение, близкое к номинальному, когда первичное или вторичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения и под нагрузкой.

На проектируемой подстанции выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирование напряжения под нагрузкой), которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рис.11.1 (для одной фазы).

Рис.11.1 Устройство РПН трансформаторов

где аb - основная обмотка;

bc - ступень грубой регулировки;

de - ступени плавной регулировки;

П - переключатель;

И - избиратель.

Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки. Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положении II, а избиратель И - на ответвлении 6.

Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. На рис. 11.2 представлена схема переключающего устройства с резисторами и регулировочная часть обмотки de.

Рис. 11.2 Схема переключений устройства РПН с токоограничивающими сопротивлениями



12. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДУСТРОЙСТВ

РУ 110, 35 кВ подстанции выполняется открытого типа. Они выполняются из сборного железобетона. Ошиновка РУ - гибкая, из сталеалюминевых проводов и труб. Соединения выводов 6-10 кВ трансформаторов с КРУН (шинный мост) выполняются жесткими токопроводами.

Все аппараты на стороне высшего напряжения подстанции располагаются на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Короткозамыкатели, отделители, разъединители, трансформаторы напряжения - монтируют на специальных опорных конструкциях (стульях).

Фундаменты под силовые трансформаторы, несущие конструкции (порталы, опоры) и опорные конструкции аппаратов сооружаются на отметках 250 мм выше уровня планировки. Фундаменты выполняются в виде железобетонных подножников.

Фундамент под силовой трансформатор имеет размеры, соответствующие трансформатору (на одну ступень мощности более спроектированного).

Шины 10 кВ - жёсткие алюминиевые прямоугольного сечения, однополосные.

РУ 10 кВ выполняются из комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления с ячейками типа КВВ-02-10-31,5-У3.Таблица 12.1

Таблица 12.1

Технические данные КРУ

Наименование параметра	Значение параметра
1. Номинальное напряжение, кВ	10
2. Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ	12
3. Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ, А	630
4. а) Стойкость к токам короткого замыкания главных цепей, за исключением цепей, подключаемых непосредственно к выводам трансформаторов напряжения, разрядников, конденсаторов и т. д. б) электродинамическая термическая в течение 3 с, кА в) эффективное значение периодической составляющей, кА	51 31,5 31,5
5. Ширина шкафа, мм	900
6. Глубина шкафа, мм	1664
7. Высота, мм	2380



13. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.

Выбранные КИП приведены в таблице 13.1

Таблица 13.1

Название прибора	Тип	Количество
РУ ВН
Амперметр	Э335	4
РУ СН
Амперметр	Э335	3
Ваттметр	Д335	3
Счётчик активный (ватт-часов)	СА3-И681	3
Счётчик реактивный (вольт-ампер-часов)	СР4-И689	3
Вольтметр	Э335	2
Частотомер	Э362	2
Отходящие линии СН
Амперметр	Э 335	6
Счётчик активный (ватт-часов)	СА3-И681	6
Счётчик реактивный (вольт-ампер-часов)	СР4-И689	6
РУ НН
Амперметр	Э 335	3
Счётчик активный (ватт-часов)	СА3-И681	3
Счётчик реактивный (вольт-ампер-часов)	СР4-И689	3
Вольтметр	Э335	2
Частотомер	Э362	2
Отходящие линии НН
Амперметр	Э 335	12
Счётчик активный (ватт-часов)	СА3-И681	12
Счётчик реактивный (вольт-ампер-часов)	СР4-И689	12



14. ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов), а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, т.к. выбраны выключатели, которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

Для проектируемой подстанции применим блоки питания БПТ-1002 и БПН-1002, т.к. они выдают значительные мощности (выходная мощность до 1200 Вт, напряжение 110 В).

Блоки питания БП-11 и БП-101 будем использовать для питания релейной защиты и автоматики.

Запитаем цепи включения выключателей с электромагнитными приводами от ТСН через специальные мощные выпрямительные устройства КВУ-66/2, размещаемые в комплектных шкафах КРУН.

15. Заземление подстанции

Заземляющие устройства представляют собой электрические устройства, предназначенные для создания надежных и обладающих небольшим сопротивлением заземления определенных частей электрических машин, электрических аппаратов, токопроводов и молниеотводов с целью обеспечения принятых режимов работы электроустановок, защиты их персонала от поражения электрическим током, выполнения грозозащиты и защиты от перенапряжений. Соответственно, различают рабочее, защитное и грозозащитные заземления.

Обычно для выполнения всех трех типов заземления электроустановки используют одно заземляющее устройство. Оно состоит из заземлителя, непосредственно соприкасающегося с землей, и системы проводников, соединяющих заземляемые элементы с заземлителем. Различают естественные и искусственные заземлители.

Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.

Определяем площадь заземляющего устройства подстанции. От ограды подстанции отступаем 2 м

,

м².

Произведем расчет заземляющего устройства подстанции площадью 3686м²; Омм (с учетом промерзания); м; Омм; м; м; с; с.

Естественных заземлителей нет.

Расчётный ток принимаем равным: кА.

Длина вертикальных заземлителей (согласно эскизу заземляющего устройства подстанции на рис. 28) м.

Рисунок 16.1 Эскиз заземляющего устройства подстанции

Для с находим предельно допустимое напряжение В.

Коэффициент прикосновения

, где:

= 0,53 при ;

,

Потенциал на заземлителе

В,

что в пределах нормы (меньше 10 кВ).

Сопротивление заземляющего устройства

Ом.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную модель со стороной м.

Число ячеек по стороне квадрата

Принимаем = 13

Длина полос в расчетной модели:

м

Длина сторон ячейки м.

Число вертикальных заземлителей:

.

Принимаем = 49.

Общая длина вертикальных заземлителей

м.

Эскиз заземляющего устройства подстанции приведены на рис. 16.1.

Относительная глубина:

, тогда

.

По табличным данным для

,

Определяем , тогда Ом*м.

Общее сопротивление сложного заземлителя:

Ом,

что больше допустимого. Напряжение прикосновения:

В,

что больше допустимого.

Примем подсыпку гравия (толщиной 0,2 м) рабочих мест. Удельное сопротивление верхнего слоя (гравия) в этом случае будет с_в,с = 3000 Ом*м, тогда:

,

Подсыпка гравием не влияет на растекание тока с заземляющего устройства, так как глубина заложения заземлителей (2 м) больше толщины слоя гравия, поэтому соотношение р₁/р₂ и М остаются неизменными. Тогда:

В

Ом

Таким образом, R_з < R`_здоп. Напряжение прикосновения:

В,

что меньше допустимого.

Из расчёта видно, как эффективна подсыпка гравием на территории подстанции.

Определим наибольший допустимый ток, стекающий с заземлителей подстанции при однофазном КЗ:

А.

16. МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ

Принимаем h_x = 6,4 м (по плану подстанции). Устанавливаем молниеотводы стержневого типа по углам территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения. Тогда расчетные расстояния между молниеотводами: L₁ = 80 - 2 • 3 = 64 м; L₂ = 52 - 2 • 3 = 36 м;

м.

Высота молниеотвода h = 20 м.

r₀ = (1,1 - 0,002 • h) • h ,

r₀ = (1,1 - 0,002 • 20) • 20 = 21,2 м;

r_x = (1,1 - 0,002 • h) • (h - h_x/0,85), м;

r_x = (1,1 - 0,002 • 20) • (20 - 6,4/0,85) = 13,21 м;

h₀ = 0,85 • h,

h₀ = 0,85 • 20 = 17 м.

Зона защиты определяется как зона защиты попарно взятых соседних молниеотводов. Условием защищенности объектов высотой h_x является выполнение неравенства r_cx > 0 для всех попарно взятых молниеотводов

h_c1 = h₀ - (0,17 + 3 • 10^-4 • h) • (L₁ - h),

h_c1 = 17 - (0,17 + 3 • 10^-4 • 20) • (66 - 20) = 8,9 м;

h_c2 = 17 - (0,17 + 3 • 10^-4 • 20) • (37 - 20) = 14,008 м;

h_c3 = 17 - (0,17 + 3 • 10^-4 • 20) • (75,66 - 20) = 7,2 м;

,

м;

м;

м

Для всех r_сх > 0. Радиус действия молниеотводов позволяет защитить подстанцию от прямых ударов молнии.

Эскиз молниезащиты подстанции представлен на рисунке 16.1.

Рисунок 16.1 Эскиз молниезащиты подстанции

Предусматриваем установку четырёх одиночных стержневых молниеотводов.

Стандартной зоной защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h является круговой конус высотой h₀ < h, вершина которого совпадает с вертикальной осью молниеотвода (рис. 16.1). Габариты зоны определяются двумя параметрами: высотой конуса h₀ и радиусом конуса на уровне земли r₀. Расчёт зоны защиты каждого их молниеотводов представлен в табл. 16.1

Рисунок 16.1 Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Таблица 16.1

Высота молниеотвода h, м	Высота конуса h0, м	Радиус конуса r0, м
25	0,85h = 21,25	1,2h = 300



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате курсового проектирования была спроектирована районная понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергии напряжением 110/35/10 кВ.

Спроектированная подстанция позволяет:

- бесперебойно снабжать электроэнергией потребителей I и II категории. Для этого были рассмотрены и выбраны различные устройства релейной защиты и автоматики;

- измерять и учитывать протекающую через нее электрическую энергию;

- устройства автоматического регулирования напряжения (РПН), установленные в силовых трансформаторах, позволяют без выключения трансформаторов изменять напряжение в заданных пределах;

- установки комплектных распределительных устройств наружной установки (КРУН) позволяют не только «легко» управлять подстанцией, но и затраты на сооружение такой подстанции существенно меньше, нежели при сооружении открытых устройств;

- большая часть подстанции управляется с помощью автоматических устройств, наличие дежурного персонала становится не обязательным.

В результате проделанной работы были приобретены навыки по курсовому проектированию электрической части электростанций и подстанций.

Выбор современного оборудования позволил повысить надёжность и актуальность объекта проектирования.

Таким образом, был осуществлён проект районной понизительной подстанции, удовлетворяющий нормам современного проектирования.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С.. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник.- М.:Энергоатомиздат, 2009.-648 с.

2. Куликов В.Д.. Электрические станции и подстанции систем электроснабжения. Методические указания по курсовому проектированию.- Саратов: СГТУ, 2004.- 35 с.

3 Методика оценки эффективности инвестиционных проектов в электроэнергетике: Метод. указ. к дипломному и курсовому проектированию Сост. Гусева Н.В., Куликов В.Д., Новичков С.В.. Саратов: СГТУ, 2014.-19 с.

4 Неклепаев Б.Н.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 2010.-640 с.

5 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 2009.- 608 с.

6 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для энергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок.-М.: Высш. шк.,1990.- 383 с.

7) Каталог «НПП Контакт», 2008

8) Каталог «Таврида Электрик», 2008

9) Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Барыбин Ю.Г. и др.-М.:Энергоатомиздат,2010.-576с.

10) Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения.- М.: Высшая школа, 2011. - 495 с.

Размещено на Allbest.ru