Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"БРЯНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ"

Факультет заочного обучения

Кафедра систем энергообеспечения

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине Электрические станции и подстанции

на тему: «Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей»

Брянск-2014

Содержание

Введение

1 Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений ПС

2. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов

3. Выбор главной схемы подстанции

4. Расчет токов короткого замыкания

5 Выбор электрических аппаратов и проводников

5.1 Выбор выключателя

5.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

5.3 Выбор трансформатора тока

5.4 Выбор трансформатора напряжения

5.5 Выбор жестких шин

5.6 Выбор гибких шин

6. Система измерений на подстанции

7. Релейная защита

8. Расчет заземления подстанции

9. Молниезащита подстанции

Литература

подстанция трансформатор замыкание проводник

Введение

Разнообразное использование электроэнергии в областях народного хозяйства и современного быта объясняется рядом очевидных преимуществ электрической энергии по сравнению с другими видами энергии:

- возможностью экономичного транспортирования на большие расстояния;

- простотой и эффективностью преобразования в другие виды энергии;

- простотой распределения среди любого количества потребителей.

Оборудование и сооружения, объединённые функциями получения или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии, называется электроустановкой. По правилам устройства электроустановок (ПУЭ) [3] различают электроустановки напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ.

Электроустановки, служащие для производства электрической энергии, называются электрическими станциями с помощью генераторов, а предназначенные для преобразования электрической энергии по напряжению, частоте или роду тока - электрическими подстанциями (ПС). На электрических трансформаторных ПС (ТП) электроэнергия преобразуется по напряжению одной частоты с помощью трансформаторов.

Электроустановка, предназначенная для передачи электрической энергии на определённое расстояние, называется линией электропередачи (ЛЭП).

Электроустановка, служащая для приёма и распределения электрической энергии одного напряжения, называется электрическим распределительным устройством (РУ). Они используются на электростанциях, ТП, в электрических сетях и на вводах потребителей электрической энергии.

Комплекс ТП, ЛЭП и РУ, предназначенный для распределения электроэнергии на определённой территории, образует электрическую сеть.

Совокупность генераторов электростанций, ТП, ЛЭП, РУ и приёмников электроэнергии называется электрической (электроэнергетической) системой.

Современные электростанции и ПС имеют большое количество присоединений к электроустановкам различного напряжения. Это значительно усложняет главную схему соединений. На крупных ПС секционирование шин и применение двух трансформаторов повышает надежность работы энергосистемы и уменьшает токи короткого замыкания.

Рациональное построение главной схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования ПС должны в первую очередь учитывать категории надёжности электроснабжения электроприемников, которые по надежности электроснабжения подразделяют на три категории.

Потребители I категории допускают перерыв в электроснабжении на время автоматического восстановления питания и должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников. Наиболее ответственные приёмники I категории должны иметь три независимых взаимно резервируемых источников питания непосредственно на вводе к потребителю.

Электроснабжение крупных потребителей с нагрузкой более 10 МВт должно обеспечиваться от отдельной ПС 35...110/10 кВ.

Для потребителей II категории допускается перерыв в электроснабжении 0,5...10 часов или на время восстановления питания ремонтной бригадой. Потребителей II категории рекомендуют обеспечивать электроэнергией также от двух источников питания. Вторым источником может быть ПС 35...110/10 кВ или другая секция шин ПС с двухсторонним питанием по сети 35...110 кВ.

Независимо от наличия резервного питания электроприемники I категории и электроприёмники II категории, допускающие перерыв в электроснабжении не более 0,5 часа, должны иметь резервное питание в виде автономных источников резервного электропитания.

Главную схему ПС разрабатывают также с учетом перспективы роста нагрузки потребителей района электроснабжения.

При проектировании ПС необходимо выбрать тип и рассчитать количество и мощность трансформаторов, коммутационной аппаратуры, устройств релейной защита и защиты оборудования от перенапряжений с учётом ПУЭ и ПТБ [4].

1 Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений ПС

По установленной мощности Руст.j с учётом спроса Ксj рассчитываем максимальные активные мощности и строим графики активной нагрузки потребителей:

Рмакс.j=Руст.j·Ксj.

Р_макс.1=11·0,27=2,97 МВт;

Р_макс.2=3·0,3=0,9 МВт;

Р_макс.3=5,5·0,26=1,43 МВт.

Рис. 1.1 Типовой а) и реальный б) графики активной нагрузки потребителя I категории с Р_макс1=2,97 МВт. Расчет: W_сут1=41,58 МВт·ч; Р_ср.сут1=1,7325 МВт; К_зап.гр1=0,583

Рис. 1.2. Типовой а) и реальный б) графики активной нагрузки потребителя II категории с Р_макс2=0,9 МВт. Расчет: W_сут2=12,96 МВт·ч; Р_ср.сут2=0,54 МВт; К_зап.гр2=0,6



Рис. 1.3. Типовой а) и реальный б) активной суточной нагрузки потребителя III категории с Р_макс3=1,43 МВт. Расчет: W_сут3=20,984 МВт·ч; Р_ср.сут3=0,874 МВт; К_зап.гр=0,611

Для реальных суточных графиков определяем:

1) суточный расход электроэнергии потребителей для ступеней длительностью ti:

Wсут. = УPi·ti;

Wсут1=2,97·4+2,376·6+1,782·6+0,594·8=41,58 МВт·ч;

Wсут2=0,9·4+0,81·4+0,72·6+0,18·10=12,96 МВт·ч;

Wсут3=1,43·6+1,114·6+0,858·4+0,286·8=20,984 МВт·ч;

2) среднесуточные нагрузки Рср.с., МВт, наносим на графики пунктиром:

Рср.с. = Wсут./tсут.= Wсут./24;

Рср.с1=41,58/24=1,7325 МВт;

Рср.с2=12,96/24=0,54 МВт;

Рср.с3=20,984/24=0,874 МВт;

3) коэффициенты заполнения графика Кз.гр., который показывает степень неравномерности графика нагрузки электроустановок потребителей

Кз.гр. = Рср.с./Рмакс. = Wсут./( Рмакс·tсут);

Кз.гр1=1,7325/2,97=0,583;

Кз.гр2=0,54/0,9=0,6;

Кз.гр3= 0,874/1,43=0,611.

Определяем максимальную активную мощность подстанции

УРмакс.= Рмакс.1 + Рмакс.2 + Рмакс.3 = 2,97 + 0,9 + 1,43 = 5,3 МВт

Для получения годового графика длительности нагрузки ПС принимаем, что графики нагрузки летних и зимних суток потребителей одинаковы. Затем выполняем графическое сложение ординат реальных суточных графиков (табл. 1) и получаем суммарный график суточной активной нагрузки, который показан на рис. 1.4.

Таблица 1 - Ординаты графика суточной активной нагрузки ПС

№ ступени	Время суток, часы	Рступ., МВт	Рступ., %	Тi., ч	Рi.П·Тi., МВт·ч
1	с 0 до 6	Р1П = 1,06	22,1	6	6,36
2	с 6 до 8	Р2П =3,076	64	2	6,152
3	с 8 до 10	Р3П =3,796	79	2	7,592
4	с 10 до 12	Р4П = 4,112	85,6	2	8,224
5	с 12 до 16	Р5П =4,616	96,1	4	18,464
6	с 16 до 18	Р6П = 4,804	100	2	9,608
7	с 18 до 20	Р7П =4,548	94,7	2	9,096
8	с 20 до 22	Р8П =3,954	82,3	2	7,908
9	с 22 до 24	Р9П =1,06	22,1	2	2,12
					УРi.П·Тi =75,524



Рис.1.4. График суточной активной нагрузки ПС

Из графика активной суточной нагрузки ПС на рис. 1.4 находим:

1) годовое потребление электроэнергии на ПС:

Wг=(УРi.П·Тi )·365=75,524·365=27566,3 МВт·ч;

2) продолжительность использования максимальной нагрузки:

Тмакс= Wг/Рмакс. П =27566,3/4,804=5738 час.;

3) длительности ступеней годового графика нагрузки:

Т1=Т6.П·365=730 ч; Т2=Т5.П·365= 1460 ч; Т3=Т7.П·365=730 ч;

Т4=Т4.П·365=730 ч; Т5=Т8.П·365=730 ч; Т6=Т3.П·365=730 ч;

Т7=Т2.П·365=730 ч; Т8=(Т1.П+Т9.П)·365=2920 ч.

Полученные расчётные значения используем для построения годового графика длительности нагрузок ПС (рис. 1.5).



Рис.1.5. Годовой график продолжительности нагрузок ПС

Рис. 1.6.

Так как в курсовой работе предусмотрено электроснабжение потребителей I и II категорий надёжности, то принимаем ПС с двумя трансформаторами тупиковую напряжением 35/10 кВ (в соответствии с заданием). Главная схема соединений ПС представлена на рис. 1.6.

Главные схемы электрических соединений изображают элементы основного оборудования (силовые и измерительные трансформаторы, реакторы, коммутационные аппараты и соединяющие их проводники) напряжением 35...110 кВ (первичной цепи) со всеми соединениями между ними.

Типовые схемы соединений потребительских подстанций 10/0,4 кВ приведены на рис. 1.7.

Рис. 1.7.

На рис. 1.8 представлены главные однолинейные схемы соединений распределительных ПС 35/10 кВ, а на рис. 1.9 - ПС 110/10 кВ.



Рис. 1.8. Главные схемы соединений двухтрансформаторных ПС 35 кВ:

а) - мостик с выключателями в перемычке и цепях трансформаторов; б) - два блока с выключателями, шинами 35 кВ и неавтоматической перемычкой со стороны линий 35 кВ

Рис. 1.9.

На каждой ступени распределительного напряжения проектируемой подстанции заданы графики активной нагрузки потребителей в виде временной зависимости Рmax. По годовым графикам активной нагрузки определяем графики изменения полной мощности, используя формулу:

Siн = Рiн/cosцiн

Определяем годовое потребление электроэнергии заданными потребителями, с учётом заданных активных мощностей Рiн и заданных максимумов использованной нагрузки ti.

Потребляемая энергия населенным пунктом:

WН.П. = УРiн·ti

= 13·1000+10,4·2670+7,8·2400+4,2·2130 = 68434 МВт·ч.

Потребляемая энергия сельскохозяйственным предприятием 1:

WСХП.1 = УРiн·ti

= 10·1000+8·1730+7·2000+4·2130+2·2400 = 51160 МВт·ч.

Потребляемая энергия сельскохозяйственным предприятием 2:

WСХП.2 = УРiн·ti

= 12·670+10,8·1330+8·2000+6·4000+5·1070 = 67754 МВт·ч.

По графикам полной мощности отдельных потребителей построим суммарный график нагрузки для всех напряжений трансформаторов подстанции:

Sмакс.ПС = УSмакс.iн = 12+13+4 = 31 МВ·А.

Годовое потребление электроэнергии подстанцией

WПС = УWiн=51160+67754+68434=187348 МВт·ч.

Годовая продолжительность максимальной нагрузки подстанции:

Коэффициент заполнения графика нагрузки:

2. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов

K I категории относят электроприемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь зa собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования (для сельского хозяйства - болезнь и гибель животных), мaссовый брак (порчу) сельскохозяйственной продукции, нарушение сложных технологических процессов и т. п.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв в электроснабжении этих электроприемников от одного из источников допускается только на время автоматического восстановления питания.

Ко II категории относят электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовым недоотпускам продукции, простоям рабочих и мехaнизмов, нарушению нормaльной деятeльности значительного числа городских и сельских жителей.

Электроприемники II кaтегории должны обеспечиваться электроэнергией от двух источников питaния. При нарушении электроснaбжения от одного из них допустимы перерывы в подаче электроэнергии на время, необходимое для включения резервного питания дeжурным персонaлом или выездной оперативной бригaдой. Допускaется питание электроприемников II категории по одной линии и от одного трансформатора, если возможны проведение аварийного ремонта линии или замена повредившегося трансформатора за время не более одних суток.

K III категории относят все остальные электроприемники. Для них электроснабжение может выполняться от одного источникa питания при yсловии, что перерывы в электроснабжении не превышают одни сутки.

Так как присутствуют потребители I категории тог согласно условию указанному выше необходимо выбрать два трехобмоточных трансформатора 110/10/6кВ. SТНОМ определяется с учетом 40% перегрузки в нормальном режиме и с учетом коэффициента участия потребителей первой категории:

Выбираем для дальнейшего рассмотрения трансформатор с мощностью 16 МВА

Выбирая по справочнику принимаем два трансформатора марки: ТДТН-16000/110/10

Технико-экономический выбор рациональной номинальной мощности трансформатора.

Рассматривается вариант если подстанция будет укомплектована трансформатором ТДТН 16000/110/10.

Технические данные:

Рхх=24 кВт Uk% (ВН-НН)=10.5% Ркз=85 кВт Iхх%=0,7%

Находим приведенные потери мощности в стали трансформатора на Х.Х.:

Рх= Рх + КипQх = 24 + 0,05 112 = 29,6 кВт,

Qх = Iхх% Sном т / 100 = 0,7 16 000 /100 = 112 квар

Кип = 0,05 кВт/квар

Потери активной мощности в режиме к.з. соответствующих обмоток при 10% загрузке:

Напряжение в режиме к.з. соответствующих обмоток:

Находим приведенные потери активной мощности в режиме к.з. соответствующих обмоток трансформатора:

Рк.i= Рк + КипQк.i

где Qк = Uкi% Sном т / 100

Р?к.в. = 70 + 0.052687.5 = 338.8 кВт

Р?к.с. = 70 + 0.050 = 70 кВт

Р?к.н. = 70 + 0.051687.5 = 154.4 кВт

Коэффициент загрузки соответствующих обмоток трансформатора:

Определяем приведенные потери активной мощности в трансформаторе:

Определяем экономическую нагрузку трансформаторов ПС:

при загрузке трансформаторов на подстанции менее чем на 15.1 МВА один из трансформаторов следует отключить.

Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах сведены в таблицу.

Таблица 2 - Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах

i	SВi	SСi	SНi	Ni	Ti,ч	Wx,кВт ч	КЗВi	КЗСi	КЗНi	WKВi,кВт	WKСi,кВт	WKНi,кВт
1	38.4	11.4	24.2	2	680	49170	1.53	0.46	0.97	261722	4888	47817
2	36.8	11.4	22.8	2	200	19370	1.47	0.46	0.91	95174	1926	16579
3	34.6	9	20.4	2	1060	78970	1.38	0.36	0.82	341962	4808	54884
4	31.2	9	20	2	600	58110	1.25	0.36	0.8	206456	3538	38438
5	27.8	8	16.5	2	1200	89400	1.11	0.32	0.66	250461	4300	40249
6	25.8	8	14.4	2	600	24585	1.03	0.32	0.58	237226	4731	34191
7	19.4	4.5	11	2	2000	47500	0.78	0.18	0.44	412251	4536	59629
8	17.4	2.2	8.8	2	200	9685	0.7	0.09	0.35	43163	147	4905
9	13.4	2.2	8.8	1	1060	39485	0.54	0.09	0.35	104721	601	19997
10	12	2.2	7.5	1	1200	44700	0.48	0.09	0.3	93671	680	16632
Wxi=460975		2046807	30155	333318
WПС=2410280

На основании расчетных графиков нагрузки определяется стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе на подстанции:

ИWПС = Сэх(Тх)Wx + Cэк()Wk

= 0.012460975+ 0.0112410280= 32044.8 р.

где Сэх(Тх)=0,012 руб/кВтч - стоимость 1кВтч потерь электроэнергии Х.Х. трансформаторов за время их работы в году Тх.

Cэк()=0,011 руб/кВтч - стоимость 1 кВтч нагрузочных потерь электроэнергии трансформатора, которые определяются с помощью значения продолжительности максимальной нагрузки Тм.

Определяются приведенные затраты:

Зпр = ЕнК + И = ЕнК + Иэ + ИWПС

= 0,15 144600 + 13592.4 +32045 = 67327.4 руб.

где Ен=0,15 - номинальный коэффициент эффективности;

К=272300 руб - капитальные затраты на оборудование ПС;

Иэ= РсумК=0,094144600

= 13592.4 руб - ежегодные эксплуатационные издержки ( для ПС 110 кВ Рсум = 0,094).

3. Выбор главной схемы подстанции

Основные решения по схемам подстанций принимаем с учётом беспечения надёжности, перспектив развития, проведения ремонтных работ и безопасности эксплуатации. При разработке стремимся к максимальному упрощению схемы и применения минимума коммутационной аппаратуры.

Однолинейная схема проектируемой подстанции изображена на рисунке 1. Питание всех потребителей осуществляем напряжением 10 кВ.

Питание потребителей (a) и (b) (наименование согласно задания) осуществляем от силового трансформатора VT1, питание потребителя (c) (наименование согласно задания) от VT2 с возможностью резервного включения питания от трансформатора VT1.

Достоинства этой схемы: простота, малая стоимость позволяющая обеспечить надежность электроснабжения потребителей.

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ при проектировании ПС необходимы для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, заземляющих устройств, разрядников и т.д. Расчеты токов КЗ для выбора аппаратов и проводников, их проверки по условиям термической и электродинамической стойкости при КЗ, для определения параметров срабатывания, проверки чувствительности и согласований действий устройств РЗ электроустановок 0,4 - 220 кВ будем производить приближенным, так называемым практическим методом, многолетний опыт применения которого доказал его технико-экономическую целесообразность.

При выполнении расчетов не учитываем:

q Сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных машин;

q Ток намагничивания трансформаторов;

q Насыщение магнитных систем генераторов, трансформаторов и электродвигателей;

q Емкостную проводимость воздушных или кабельных линий;

q Различие значений сверх переходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;

q Возможную не симметрию 3-х фазной системы;

q Влияние не двигательной нагрузки на токи КЗ;

q Подпитку места КЗ со стороны электродвигателей напряжением до 1 кВ при расчете токов КЗ в сети напряжением выше 1 кВ.

Для расчета составим расчетную схему и схему её замещения для нашей системы электроснабжения (рисунок 2).



Рисунок 2 - Расчетная схема (а) и схема замещения (б) питающей станции для определения токов КЗ.

Технические данные: система: UH = 110 кВ; Sб = 1000 МВА; Sк = 1600 МВА

Линия: Х0 = 0.4 Ом/км; L = 20 км; UH = 110 кВ

трансформатор: Sн = 16 МВА; Sб = 1000 МВА

Произведем расчет максимального тока в сети согласно выражения:

где Sраб - суммарная мощность всех потребителей

0,8 - коэффициент одновременности

Расчет сопротивлений элементов схемы:

В точке К1:

Определим ток трехфазного металлического КЗ

Мощность в точке короткого замыкания:

Найдем ударный ток в точке К1:

Куд=1,82 [Л: 6 стр 127 таблица 2,45]

В точке К2:

Величина сопротивления линии составит:



Величина тока

Величина тока трехфазного короткого замыкания составит

Мощность в точке короткого замыкания:

Найдем ударный ток в точке К2:

Куд=1,92 [Л: 6 стр 127 таблица 2,45]

Расчет однофазного к.з. в точке К1 схемы:

Данные расчетов сведены в таблицу

Таблица 3 - Результаты расчета тока короткого замыкания

№ п/п	Uн, кВ	Imax, кА	Та	Куд	Iк, кА	iуд, кА	Sк, МВА
Для трансформатора VT 1
К1	110	0,108	0,05	1,82	4,56	11,6	909,1
К2	10	1,189	0,03	1,92	5,7	15,47	104,1
Для трансформатора VT 2
К1	110	0,030	0,05	1,82	4,56	11,6	909,1
К2	10	0,323	0,03	1,92	5,7	15,47	104,1

5 Выбор электрических аппаратов и проводников

5.1 Выбор выключателя

Выбор выключателей:

Выбор марки выключателя производим для максимальной нагрузки трансформатора VT1, через выключатель согласно рисунка 1 Q3.

Выбираем выключатель ВМПЭ - 10 - 2500-31.5, встроенный в КРУН-37

Таблица 4 - Выбор выключателя для напряжения 10 кВ

№	Наименование величин	Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
1	Номинальное напряжение	10кВ	10кВ	Uуст?Uном
2	Номинальный ток	1189А	2500А	Iмах?Iном
3	Номинальный ток отключения	5,7 кА	31.5кА	Iф?Iном
4	Динамическая стойкость	27,8 кА	80кА	iуд?Iдин
5	Термическая стойкость	566,4 кАІс	3969кАІс	Вk?IІT t

5.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбираем разъединитель РНДЗ-1-110/630 с приводом ПДН-220т

Таблица 5

№	Наименование величин	Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
1	Номинальное напряжение	110 кВ	110 кВ	Uуст?Uном
2	Номинальный ток	108 А	630 А	Iмах?Iном
3	Динамическая стойкость	14,8 кА	80 кА	iуд?Iдин
4	Термическая стойкость	101,6 кАІс	1452 кАІс	Вk?IІT t

Произведем выбор разъединителя

Таблица 6

№	Наименование величин	Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
1	Номинальное напряжение	110 кВ	110 кВ	Uуст?Uном
2	Номинальный ток	108 А	1000 А	Iмах?Iном
3	Динамическая стойкость	14,8 кА	80 кА	iуд?Iдин
4	Термическая стойкость	101,6 кАІс	2977 кАІс	Вk?IІT t

Выбираем отделитель ОДЗ-1-110/1000 УХЛ1 с приводом ПРО-1У1

Таблица 7

№	Наименование величин	Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
1	Номинальное напряжение	110 кВ	110 кВ	Uуст?Uном
2	Динамическая стойкость	14,8 кА	32 кА	iуд?Iдин
3	Термическая стойкость	101,6 кАІс	468,8 кАІс	Вk?IІT t

Выбираем короткозамыкатель КЗ-110Б-У1 с приводом ПРК-1У1

5.3 Выбор трансформатора тока

Таблица 8 - Приборы на сторонах СН и НН

Прибор	Тип	S прибора [BA]
Амперметр	Э-377	0.1
Ваттметр	Д-305	0.5
Варметр	Д-305	0.5
Счетчик активной энергии	И 672М	5
Счетчик реактивной энергии	И 673М	5

Iн - вторичный ток прибора;

Sпр - мощность, потребляемая приборами;

rk = 0,1 Ом - переходное сопротивление контактов;

По условию прочности сечения жил 4.3<6

Данные выбора трансформатора тока на сторону 10кВ занесены в таблицу.

Таблица 9

Параметры	Условие выбора	Расчетное значение	Номинальное значение
Uном, кВ	Uн Up	10	10
Iном, А	Iн Ip	1893,1	2000
Электродинамическая стойкость, кА	Kэд/2I1ном iуд	20,5	100
Вторичная нагрузка	Zном	-	1.2

Выбираем трансформатор тока ТШЛ - 10, встроенный в КРУН

При сечении соединительных проводов 6,0 мм2 , трансформатор тока ТШЛ - 10 соответствует классу точности 0,5, что допускается при учете электроэнергии.

Таблица 10 - Приборы на стороне ВН

Прибор	Тип	S прибора [BA]
Амперметр	Э-377	0.1

Iн - вторичный ток прибора;

Sпр - мощность, потребляемая приборами;

rk = 0,1 Ом - переходное сопротивление контактов;

По условию прочности сечения жил 2.6<6

Данные выбора трансформатора тока на сторону 110 кВ занесены в таблицу:

Таблица 11 - Данные выбора трансформатора тока на сторону 110 кВ

Параметры	Условие выбора	Расчетное значение	Номинальное значение
Uном, кВ	Uн Up	110	110
Iном, А	Iн Ip	108	300
Электродинамическая стойкость, кА	Kэд/2I1ном iуд	14,8	150
Вторичная нагрузка	Zном	-	1,2

Выбираем трансформатор тока ТВТ - 110-300/5, класса точности 0.5

5.4 Выбор трансформатора напряжения

Таблица 12 - Приборы присоединенные к трансформатору напряжения

Прибор	Тип
Вольтметр	Э-377
Ваттметр	Д-305
Варметр	Д-305
Счетчик активной энергии	И 672М
Счетчик реактивной энергии	И 673М

Суммарная мощность приборов: S = 25 ВА

Данные выбора трансформатора напряжения занесены в таблицу:

Таблица 13 - Данные выбора трансформатора напряжения

Параметры	Условие выбора	Номинальное значение	Расчетное значение
			сторона СН	сторона НН
Uном, кВ	Uн Up	10	10	6
Вторичная нагрузка	Sном S2	120	25	25

Выбираем трансформатор напряжения НТМИ - 10 - 66 УЗ:

Н - трансформатор напряжения;

Т - трехфазный;

М - с естественным масляным охлаждением;

И - для измерительных цепей;

0,5 - класс точности;

5.5 Выбор жестких шин

На сторону 10кВ

1. Выбор ошиновки производится по экономической плотности тока:

Выбираем алюминиевую шину с размером 12 100 мм

2. Из условия нагрева по допустимому току (Л3 стр. 395)

Iдоп = 2860 А Iмакс раб = 1189 А

3. На термическую стойкость при КЗ:

Qk доп = 200 о С Qk

4. На динамическую стойкость при КЗ:

Изменением L и S определяется частота собственных колебаний для шин по условию исключения механического резонанса fo > 200 Гц из выражения:

, где

5.6 Выбор гибких шин

Произведем выбор гибких шин на номинальное напряжение Uн=110кВ

1. Экономическая плотность тока:

Выбираем сечение провода АС-120.

2. Длительно допустимый ток

Imax ? Iдоп

108 А < 450 А

3. На термическую стойкость проверка не производится т.к. шины находятся на открытом воздухе.

4. Проверка на условие коронирования:

1,07·Е?0,9·Е0

17,87<29,6

5.7 Выбор изоляторов

Выбор опорных изоляторов на 10 кВ

1. Номинальному напряжению:

Uном =10 кВ Uуст = 10 кВ

2. допустимой нагрузке на головку опорного изолятора:

0,4 Н < 3 Н

Выбираем опорный изолятор: ОНШ - 10 - 5 УХЛ1.

Выбор проходных изоляторов на 10 кВ.

1.Номинальному напряжению:

Uном =10 кВ Uуст = 10 кВ

2.допустимой нагрузке на изолятор:

0,16 Н < 1.8 Н

Выбираем проходной изолятор: ИП - 10/1600 -750 У :

5.8 Выбор предохранителя

для защиты ТН:

Uн = 10 кВ:

Выбираем предохранитель ПКТ101-12.5У3

5.9 Выбор разрядников

РВС-110 У1

РВО - 10 У1

6. Система измерений на подстанции

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов, устанавливаемых на щитах управления. На линиях высокого напряжения устанавливаются приборы, фиксирующие параметры необходимые для определения мест повреждения.

На заданной ПС устанавливаются следующие контрольно-измерительные приборы:

q понизительный трехобмоточный трансформатор:

o ВН - амперметр;

o СН и НН - амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии;

q Секционный выключатель

o Амперметр

q Трансформатор собственных нужд:

o Амперметр, расчетный счетчик активной энергии.

Управление выключателями, ОД, КЗ, сигнализацией, автоматикой, связью осуществляется оперативным током.

На ПС 110 кВ без выключателей на ВН применяется переменный оперативный ток. Установки переменного оперативного тока позволяют отказаться от дорогостоящих аккумуляторных батарей, при этом уменьшается разветвленность оперативных сетей.

7. Релейная защита

В курсовом проекте производится выбор защиты основных элементов проектируемой ПС - трансформаторов, линий, шин и др. и дается краткая характеристика применяемых защит. Защита линии осуществляется в зависимости от схемы питания, числа цепей, их конструктивного исполнения и т.д. Для парных линий одностороннего питания используется:

q Попречно-дифференциальная защита;

q Максимальная токовая защита;

q Максимальная токовая защита каскадного действия в сочетании защитой минимального напряжения;

q Средства автоматики - АПВ, АВР.

Для защиты кабельных линий применяют токовые отсечки без выдержки времени. Кабельные линии защищаются от замыкания на землю для чего используют трансформаторы тока нулевой последовательности с действием на сигнал.

Защита трансформаторов осуществляется с учетом мощности и назначения трансформатора: от междуфазного КЗ в обмотках трансформаторов и на выводах, витковых замыканий, выполняются в виде продольной дифференциальной защиты, действующей на отключение; для защиты от витковых замыканий, междуфазных замыканий внутри кожуха трансформатора, пожара в стали и других внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла, предусматривается газовая защита. Понижающие трансформаторы защищаются от сверхтоков. При внешних КЗ предусматривается максимальная токовая защита без блокирования или с блокировкой минимального напряжения, действующая на отключение с выдержкой времени. Трансформаторы с.н. защищаются от к.з. и от перегрузок.

Трансформаторы СН защищаются от к.з. и перегрузок. Для секционных шин предусматривается жесткая дифференциальная защита с двумя выдержками времени.

Состав оборудования и сооружений подстанции зависит от ее параметров и принятой схемы электрических соединений. Расположение РУ высокого и среднего напряжения определяется расположением воздушных линий электропередач и расположением соответствующих обмоток трехобмоточных трансформаторов.

Силовые трансформаторы на ПС располагаются так, чтобы электрические связи с РУ были короче и проще, т.е. в центре площадки. Маслохозяйство имеет оборудование для обработки масла, а так же открытый склад масла выполняются отдельно. РУ высшего напряжения выполнено в виде ОРУ на 110 кВ. Сборные и соединительные шины выполняются голыми проводами. Силовые и контрольные кабели прокладываются в наземных каналах типа лотка. Территория ПС ограждается забором, вдоль которого устанавливаются прожекторные мачты и молниеотводы (на порталах).

На сторонах 6 и 10 кВ сооружаются ЗРУ, которые выполнены в виде комплектных распределительных устройств наружного исполнения типа КРУН. Размещение оборудования в ЗРУ должно обеспечивать безопасность при ремонтах и осмотрах, удобство эксплуатации. Для безопасности необходимо соблюдать минимальное расстояние от токоведущих частей до различных элементов РУ. Оборудование в ЗРУ устанавливается в открытых камерах, защищенных со стороны коридора ограждением. Здание перегородки выполняются из огнестойких материалов.

КРУН выполняется в виде ячеек. Для проектируемой подстанции устанавливаем КРУН К-37.

Приемниками энергии системы собственных нужд ПС являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства обогрева опасных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электродвигатели компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневмоприводы; система пожаротушения. Для электроснабжения системы собственных нужд ПС предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. Трансформаторы собственных нужд могут быть присоединены к сборным шинам РУ10кВ, однако, такие схемы обладают недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы собственных нужд при повреждениях в РУ. Поэтому ТСН предпочтительно присоединять к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участках между трансформаторами и выключателями. На двухтрансформаторных ПС 110 кВ устанавливают два ТСН, мощность которых определяется суммированием потребителей всех собственных нужд с учетом коэффициента одновременности:

Таблица 14 - Данные собственных нужд

№ п/п	Наименование потребителей	Общая потребляема мощность, кВт, при установленной мощности тр-ров 216 МВА
1	Охлаждение для трансформаторов	2,5
2	Подогрев шкафов КРУН	1,0
3	Обогрев приводов	0,6
4	Отопление,освещение, вентиляция ЗРУ	6
5	Подогрев релейного шкафа	1,0
6	Эксплуатационные ремонтные нагрузки (маслохозяйство)	75
Итого	86,1
С учетом коэффициента загрузки	0,7
Всего	60,3

На основании таблицы № 6 для заданной ПС выбираем два трансформатора собственных нужд мощностью по 16 кВА.

8. Расчет заземления подстанции

Все металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением, должны заземляться. Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения соприкосновения, определяется число электродов. Для этого применительно к конструкциям проектируемой ПС применяются следующие данные:

q Длина и диаметр стержней - L м; d мм;

q Расстояние между стержнями - а м;

q Размер соединительных полос - св мм;

q Сопротивление заземления - Rз Ом;

q Глубина заложения полосы - t м;

q Периметр ПС - L=(A+B)2 м;

q Удельное сопротивление грунта - Омм;

Порядок расчета заземления:

l = 5 м; а = 5 м; d = 12 мм; Rз = 4 Ом; t = 0.5 м; L = 210 м; с=400Ом·м

где Kc - коэффициент сезонности;

расч - расчетное сопротивление грунта;

Необходимое количество стержней:

где nс - коэффициент использования стержней;

Определяем сопротивление заземляющей полосы:

Определяем сопротивление заземляющей полосы в контуре:

где nn - коэффициент использования полосы;

Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей:

Уточненное количество стержней:

Выбираем 82 стержня.

9. Молниезащита подстанции

На ПС 6-500 кВ трансформаторы, ОРУ, в том числе шинные мосты и гибкие связи, ЗРУ, маслохозяйство и другие взрывоопасные и пожароопасные сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии.

Порядок расчета молниеотводов:

q Определяем активную высоту молниеотвода, задаваясь высотой молниеотвода h=30 м:

ha = h - hx = 30 - 11 = 19 м

q Определяем зону защиты:

Установим 4 молниеотвода, так чтобы они накрывали всю территорию подстанции.

Литература

1. Электрическая часть станций и подстанций./под редакцией А.А. Васильева - М.: Энергоатомиздат, 1980.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети./под редакцией Л.А. Федорова - М.: Энергия, 1980

3. Электрические станции и подстанции в системах электроснабжения. Учебное пособие./В.М. Салтыков - Тольятти: ТолПИ, 1996

4. Электрическая часть станций и подстанций./Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. - М.: Энергоатомиздат,1989

5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация./ пол редакцией А.А.Федорова - М.: Энергоатомиздат, 1981

6. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986

7. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Учебное пособие для студентов вузов./ под ред. В.М. Блока. - М.: Высш. Школа, 1990

8. ПТЭ и ПТБ - М.: Энергоатомиздат, 1990

Размещено на Allbest.ru