Электроэнергия состоит из подстанций, РУ, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Трансформаторы и дополнительные устройства электрических сетей устанавливаются на подстанциях, где имеются распределительные устройства, обеспечивающие соединение и переключение элементов электрической сети.
Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего народного хозяйства страны.
Районные подстанции имеют обычно высшее напряжение 110-220 кВ и низшее напряжение 6-10 кВ. На таких подстанциях устанавливают трансформаторы, позволяющие регулировать под нагрузкой напряжение на шинах низшего напряжения. Эти шины — центр питания распределительной сети, которая присоединена к ним.
В данном курсовом проекте приведен расчет районной понизительной подстанции 110/35/6 кВ.
Исходные данные
Исходные данные курсового проекта варианта № 1 приведены в таблице
| Напряжение, кВ | Sк, МВА | ЛЭП, км | ||||||
| ВН | СН | НН | C1 | С2 | lw1 | lw2 | lw3 | lw4 |
| 110 | 35 | 6 | 4500 | 3600 | 45 | 30 | 20 | — |
| Нагрузка СН | Нагрузка НН1 | Нагрузка НН2,МВт | Тм, час/год |
nс.н Сos(фн.н2)
| 6100 | |||||||||
| 6 | 8,5 | 0,9 | 6 | 4,5 | 0,9 | 6 | 4 | 0,8 |
1. Определение расчётных нагрузок и выбор силовых трансформаторов
1.1 Определение расчётных нагрузок
Расчётная нагрузка подстанции — это суммарная нагрузка потребителей низшего и среднего напряжений.
Активная мощность на стороне среднего напряжения:
трансформатор подстанция перенапряжение распределительный
,где — количество отходящих линий среднего напряжения;
- активная мощность отходящей линии среднего напряжения, МВт;
- коэффициент несовпадения максимальных нагрузок потребителей среднего напряжения (для =0,9).
Реактивная мощность на стороне среднего напряжения:
- Аналогично определяются нагрузки низшего напряжения:
Полная мощность на стороне среднего и низшего напряжения:
Активная, реактивная и полная мощность на стороне высшего напряжения:
Количество потребителей (отходящих линий) низшего напряжения равно:
Полная мощность на стороне высшего напряжения принимается за расчётную мощность подстанции:
1.2 Выбор количества и мощности силовых трансформаторов
Согласно требованиям ПУЭ для электроснабжения потребителей I и II категории на подстанции рекомендуется устанавливать два и более трансформатора. Для потребителей III категории возможна установка одного трансформатора.
Потребители проектируемой подстанции — в основном I и II категории. Потребители III категории составляют 10% от общего потребления подстанции.
Выбор мощности силовых трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки подстанции , количества трансформаторов N и возможности обеспечения электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме.
где — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, =0,65-0,75.
Определяем мощность трансформаторов:
- для двух трансформаторной подстанции;
На основании полученных расчетных величин, заданных значений напряжения, а также с учётом частичного или полного отключения потребителей
III категории и возможно частичного отключения потребителей II категории выбираем трех обмоточный трансформатор.
Таблица 1.2-Технические данные трансформаторов
| Тип трансформатора | Sном, МВА | Номинальные напряжения, кВ | Потери, кВт | Напряжения КЗ, кВ | |||||
| Uв.н | Uс.н | Uн.н | Рх.х | Ркз | |||||
| ТДТН-80000/110/35/10 | 80 | 115 | 38,5 | 6,3 | 50 | 365 | 18,5 | 11 | 7 |
Для послеаварийного режима оставшиеся в работе трансформаторы должны быть проверены на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме:
- для двух трансформаторной подстанции;
— В послеаварийном режиме разрешается перегружать трансформатор на 40% в течение 5 суток, если его нагрузка в нормальном режиме не превышала 0,93 паспортной мощности. Однако при этом необходимо применять средства для форсирования охлаждения и продолжительность перегрузки не должна превышать 6 часов в сутки.
2. Расчёт токов короткого замыкания
Коротким замыканием называют всякое случайное или преднамеренное электрическое соединение различных фаз электроустановки между собой или с землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту КЗ, резко возрастают, значительно превышая расчётные величины нормального режима. Ток КЗ представляется суммой периодической и апериодической составляющих. Наибольшее амплитудное значение полного тока КЗ наблюдается через полпериода (0,01 с) после начала КЗ. Этот ток называется ударным током КЗ (iуд).
Для выбора аппаратов и проводников и проверки их по условиям КЗ рассчитывают:
- наибольшее начальное действующее значение периодической составляющей трёхфазного тока КЗ;
- действующее значение ударного тока;
- наибольшее амплитудное значение ударного тока.
Расчетам токов КЗ должны предшествовать анализ схемы электрической сети и определение наиболее тяжелых, но достаточно вероятных, так называемых расчетных условий, в которых оказывается тот или иной ее элемент.
При расчёте токов КЗ используют схему замещения. Схема замещения представляется собой расчётную схему, в которой все электрические и трансформаторные связи представлены электрическими сопротивлениями, а генерирующие источники (энергосистема, генераторы, электродвигатели) — соответствующими ЭДС.
Расчёт токов КЗ в электрических сетях напряжением 1 кВ и выше удобнее производить в относительных единицах. В установках выше 1 кВ активные сопротивления, как правило, не превышают 30% величин индуктивного, и расчёт токов КЗ производят учитывая только индуктивные сопротивления.
За значение базисной мощности при расчёте в относительных единицах рекомендуется .
За значение базисного напряжения принимается .
Значение базисного тока определяется по формуле:
Таблица 2 Значения базисных напряжений и токов.
| Uном , кВ | 110 | 35 | 6 |
| Uср.ном , кВ | 115 | 37 | 6,3 |
| Iб , кА | 5,03 | 15,62 | 91,75 |
Сложная схема, содержащая несколько генерирующих источников и разветвленную сеть сопротивлений, в общем случае может быть приведена к схеме с одной радиальной ветвью путём её преобразования.
Преобразуем схему замещения:
Токи КЗ определяются по формулам:
- где — ЭДС в относительных единицах;
- ударный коэффициент — учитывает действие апериодической составляющей тока КЗ ().
Ударные токи КЗ определяются:
Так как расчетные величины токов КЗ превышают значения допустимых, то мы используем токоограничивающий реактор.
Х*4- Общее сопротивление в относительных единицах до точки K*4.
Где -предельно допустимый ток КЗ.
=20 кА.
- Сопротивление реактора в относительных единицах.
Зная номинальный ток, напряжение и сопротивление выбираем токоограничивающий реактор. Так как в нашем случае реакторы включаются на линиях от трансформаторов к ЗРУ, то выбираем сдвоенные реакторы РБДГ10-5000-0,18 подключенные параллельно
После выбора реактора определяем ток КЗ в точке К*4
Таблица 2.1-Токи короткого замыкания
| К1 | 10,26 | 18,47 | 26,1 | 1,8 |
| К2 | 9,5 | 18,24 | 25,8 | 1,92 |
| К3 | 49,2 | 94,46 | 133,6 | 1,92 |
| К4 | 14,3 | 28,028 | 39,63 | 1,96 |
3. Выбор электрических схем первичных соединений подстанции
Распределительным устройством (РУ) называется электрическая установка, которая служит для приёма электроэнергии от генераторов станции или трансформаторов подстанции и распределения её по потребителям.
Электрической схемой называется чертёж, на котором в условных обозначениях нанесены все агрегаты и аппараты электрической установки и соединения между ними в той последовательности, в которой они выполняются в натуре.
Электрические цепи, по которым протекают рабочие токи нагрузки, относятся к схемам первичных соединений.
Контрольно-измерительные приборы, реле защиты и автоматики и соединения между ними относятся к схемам вторичных соединений.
Схемы первичных соединений обычно выполняются однолинейными, и три провода трёхфазной цепи условно изображаются одной линией.
Схема соединений должна обеспечивать высокую надежность и бесперебойность электроснабжения, удобство оперативных переключений, ограничение токов короткого замыкания и возможность секционирования сети.
На выбор схем электрических соединений РУ влияет ряд факторов: напряжение; тип, назначение и местоположение эс, ПС, энергосистемы; число и мощность генераторов, силовых трансформаторов и линий; требуемая надежность, электроснабжения потребителей и т.д.
Применяются следующие схемы распределительных устройств:
- с одной несекционированной системой шин;
- с одной секционированной системой шин;
- с двумя одиночными секционированными системами шин;
- с четырьмя одиночными секционированными системами шин;
- с одной секционированной и обходной системами шин;
- с двумя системами шин;
- с двумя секционированными системами шин;
- с двумя системами шин и обходной;
- с двумя секционированными системами шин и обходной.
4. Выбор оборудования на стороне ВН, СН
В данном разделе необходимо выбрать высоковольтные коммутационные аппараты, трансформаторы тока и напряжения с проверкой их на термическую и динамическую стойкость к токам КЗ.
4.1 Выбор выключателей
Среди основных параметров выключателей высокого напряжения следует выделить группу номинальных параметров, присущих всем типам выключателей и определяющих условия их работы.
К основным номинальным параметрам выключателей в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии (МЭК) относятся: номинальное напряжение Uном; наибольшее рабочее напряжение Uн.р; номинальный уровень изоляции в киловольтах; номинальная частота fном; номинальный ток Iном; номинальный ток отключения Iо.ном; номинальный ток включения Iв.ном; номинальное переходное восстанавливающееся напряжение (ПВН) при КЗ на выводах выключателя; номинальные параметры при неудаленных КЗ; номинальная длительность КЗ; номинальная последовательность операций (номинальные циклы); нормированные показатели надежности и др.
Рассмотрим некоторые наиболее важные параметры. Номинальное напряжение Uном (линейное) — это базисное напряжение из стандартизованного ряда напряжений, определяющее уровень изоляции сети и электрического оборудования. Действительные напряжения в различных точках системы могут отличаться от номинального, однако они не должны превышать наибольшие рабочие напряжения (номинальное напряжение по МЭК), установленные для продолжительной работы.
Номинальный уровень изоляции выключателя характеризуется значениями испытательных напряжений, воздействующих на основную изоляцию выключателя.
Номинальный ток — действующее значение наибольшего тока, допустимого по условиям нагрева токоведущих частей выключателя в продолжительном режиме, принимающее следующие значения: 200; 400; 600; 800; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000; 5000; 6300; 8000; 10000; 12 500; 16 000; 20 000; 25 000; 31 500 А.
Коммутационная отключающая способность выключателя характеризуется номинальным током отключения Iо.ном, который может отключить выключатель при наибольшем рабочем напряжении и нормированных условиях восстановления напряжения. Ток отключения характеризуется действующим значением его периодической составляющей Iо.п, отнесенной к моменту возникновения дуги (момент размыкания дугогасительных контактов) и называемой номинальным током отключения Iо.ном (2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 35,5; 40; 45; 50; 56; 63; 71; 80; 90; 100; 112; 125; 140; 160; 180; 200; 224; 250 кА), а также нормированным процентным содержанием bн апериодической составляющей, равным отношению апериодической составляющей ia тока отключения к амплитуде периодической составляющей того же тока в момент размыкания дугогасительных контактов. Ток отключения выключателя определяется суммой периодической и апериодической составляющих.
Номинальный ток включения Iв.ном — наибольший ток, который выключатель может включить при наибольшем рабочем напряжении. При возникновении КЗ в цепи за время около 10 мс ток достигает своего максимального значения, называемого ударным током КЗ. Поэтому номинальный ток включения должен быть не менее ударного тока КЗ из условия возможности включения на существующее КЗ в цепи [в режиме автоматического повторного включения (АПВ)].
Высоковольтные выключатели по способу гашения дуги подразделяются на воздушные, элегазовые, электромагнитные и вакуумные.
Среди достоинств выключателей элегазового типа можно отметить следующее:
- возможность установки в электроустановках как закрытого, так и открытого исполнения практически всех классов напряжения;
- простота и надежность конструкции;
- большой коммутационный ресурс контактной системы;
- неплохая отключающая способность;
- высокая скорость срабатывания;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- небольшие габаритные размеры и масса (в несколько раз меньше масляного выключателя <#»903953.files/image103.gif»>, ;
- динамической стойкости к токам КЗ: iдин ³ iуд.
4.2 Выбор разъединителей
Разъединители серии РНД изготавливаются в трехполюсном исполнении. Полюс разъединителя РНД выполнен в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей на 90° в горизонтальной плоскости.
Токоведущая система разъединителей РНД выполнена в виде двух контактных ножей, установленных на верхних фланцах изоляторов. Токовый переход с основания контактного ножа на контактный вывод осуществляется через скользящий контакт розеточного типа защищенный от загрязнения кожухом.
Контактный нож разъединителей РНД представляет собой две пары контактных ламелей, на концах которых имеются отгибы (ловители).
Контактные ламели выполнены из бериллиевой бронзы и не требуют регулировки контактного нажатия в течение всего срока службы. На конце контактного ножа имеется контакт типа «кулачок», образованный отгибами двух параллельных шин и защищенный от обледенения кожухом. Все скользящие поверхности покрыты гальваническим серебром, а неподвижные — оловом. Контакты заземлителя также изготавливаются из двух пар ламелей из бериллиевой бронзы. На концах соединительных тяг расположены сферические подшипники скольжения, допускающие перекосы при повороте приводных валов и вала заземлителей.
Конструкция разъединителей РНД предусматривает установку следующих типов приводов:
- для главных ножей — ПДС-СЭЩ (двигательный), ПР СЭЩ-П (ручной);
- для заземляющих ножей — ПДС-СЭЩ, ПР СЭЩ-П (ручной).
Таблица 4.1-Выбор коммутационных аппаратов для РУ ВН
| Условия выбора | Расчётные величины | Выключатель ВЭБ-110-25/1600 У1 | Разъединитель РНД-110/1000 УХЛ1 |
| , кВ110110110 | |||
| , кА0,5451,61 | |||
| , кА10,2625- | |||
| , кА18,475180 | |||
| , кА10,262531,5 | |||
| , c234 |
Таблица 4.2 Выбор выключателей для РУ СН
| Условия выбора | Выключатель на вводе ВВУ-35А-40/2000У | Выключатель секционный ВВУ-М1000-20 | Выключатель отходящей линии ВВУ-М1000-20 | |||
| Расчётные величины | Каталожные величины | Расчётные величины | Каталожные величины | Расчётные величины | Каталожные величины | |
| , кВ353535353535 | ||||||
| , кА1,7120,85510,2851 | ||||||
| , кА9,5409,5209,520 | ||||||
| , кА18,2410218,245118,2451 | ||||||
| , кА9,5409,5209,520 | ||||||
| , c1,531,230,73 | ||||||
Таблица 4.3 Выбор разъединителей аппаратов для РУ СН
| Условия выбора | Разъединитель на вводе РДЗ-35/2000 УХЛ1 | Разъединитель секционный РДЗ-35/1000 УХЛ1 | Разъединитель отходящей линии РДЗ-35/1000 УХЛ1 | |||
| Расчётные величины | Каталожные величины | Расчётные величины | Каталожные величины | Расчётные величины | Каталожные величины | |
| , кВ353535353535 | ||||||
| , кА1,7120,85510,2851 | ||||||
| , кА18,248018,245218,2452 | ||||||
| , кА9,531,59,531,59,531,5 | ||||||
| , c1,541,240,74 | ||||||
| Число заземляющих ножей | 2 | 2 | 2 | |||
4.3 Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничители перенапряжений <#»903953.files/image111.gif»> к амплитуде первичного номинального тока трансформатора тока: Принимаем к установке трансформаторs тока наружной установки
Таблица 4.5 Трансформаторы тока ВН, СН
| Условия выбора | ВН | СН |
| ТФЗМ110Б-III У1 | ТФЗМ35А-У1 | |
| , кВ11035 | ||
| 0,751 | ||
| , кА6037 | ||
| , кА6037 | ||
| , с33 |
Выбор трансформаторов напряжения заключается в выборе типа трансформатора и схемы соединения его обмоток, определении ожидаемой нагрузки . На динамическую и термическую стойкости трансформаторы напряжения не проверяются.
При выборе типа трансформатора напряжения учитывают уровень первичного и вторичного напряжения, класс точности, схему соединения его обмоток, необходимое число фаз.
Таблица 4.6 Трансформаторы напряжения
| Тип | Номинальное напряжение | Номинальная мощность обмоток, ВА | НН, В | основной обмотки | дополнительной | ||||
| основной обмотки | дополнит. обмотки | ||||||||
| НКФ-110-57У1 | 100/34001200 | ||||||||
| НОМ-35-66У1 | 20-35 | 100 | — | 150 | — | ||||
5. Выбор ячеек закрытого распределительного устройства
Выбор оборудования 6 кВ проводим для типа ячеек — КРУ
КРУ — комплектные распределительные устройства различных серий с выкатными тележками, комплектуются вакуумными, элегазовыми и электромагнитными выключателями различных серий.
Помимо выключателей на стороне 6 кВ выбираем трансформаторы тока, трансформатор напряжения и трансформатор собственных нужд, а также выключатели нагрузки и секционные выключатели.
Шкафы КРУ всех серий имеют жесткую конструкцию, в которую встроены выключатели, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, токоведущие части (сборные шины и отпайки).
В верхней части шкафов КРУ устанавливаются релейные шкафы со встроенной аппаратурой релейной защиты и автоматики (РЗА), аппаратурой управления, измерения и сигнализации, клеммниками и цепями вторичных соединений.
Корпуса шкафов предусматривают встраивание выкатных элементов (тележек), в которых размещены выключатели, трансформаторы напряжения и разъединяющие контакты (выполняющие роль разъединителей).
Конструкция шкафов и выкатных элементов предусматривает возможность их закрепления в рабочем и контрольном положениях, а также их выкатывание из шкафа для ревизии и ремонта.
В качестве коммутационных аппаратов для шкафов КРУ применяются выключатели: маломасляные, вакуумные и элегазовые.
Переход сборных шин с одного ряда камер на другой выполняется с помощью шинных мостов. Шинный мост без разъединителей устанавливается в любом месте распредустройства. Шинный мост с двумя разъединителями устанавливается только на крайние камеры ряда.
Конструкция шкафов предусматривает кабельный и шинный ввод.
Для цепей ввода от силового трансформатора:
,где — полная расчетная мощность на стороне низшего напряжения.
для секционной ячейки:
для отходящих линий:
где — активные мощности отходящих линий низшего напряжения.
КРУ должны быть устойчивы к воздействию сквозных токов короткого замыкания, т.е. должны выдерживать (во включенном положении установленных коммутационных аппаратов главных цепей) номинальный ток электродинамической стойкости, установленный для КРУ конкретного типа. Время протекания тока термической стойкости 1 или 3 с устанавливается в технических условиях. При иной длительности протекания тока термической стойкости соотношение между током и временем находят по формуле:
- ,где , кА;
- время протекания тока термической стойкости, равное 1 или 3 с;
- ток термической стойкости, соответствующий времени протекания , кА;
- время протекания тока термической стойкости, с.
Основные параметры шкафов КРУ
Таблица 5.1 — Выбор ячеек КРУ напряжением 6 (10) кВ
| Условия выбора | Ячейка ввода | Ячейка секционного выключателя | Ячейка отходящей линии | |||
| расчетное значение | паспортное значение | расчетное значение | паспортное значение | расчетное значение | паспортное значение | |
| Uном≥Uc , кВ | 10 | 10 | 10 | 6 | 10 | 10 |
| Iном≥Iп. ав.., кА | 5,53 | 20 | 2,768 | 20 | 0,963 | 20 |
| , кА39,635139,635139,6351 | ||||||
| , кА14,32014,32014,320 | ||||||
| tт ≥ tф. , с | 1,5 | 3 | 1,2 | 3 | 0,7 | 3 |
| Тип выключателя | МГГ-10-5000-63У3 | VF-07.20.50У3 | VF-07.12.50У3 | |||
| Тип КРУ | КМ1-10-20У3 | |||||
Таблица 5.2 — Выбор выключателей на напряжение 6 (10) кВ для КРУ
| Условия выбора | Вводной выключатель | Секционный выключатель | Выключатель отходящей линии | |||
| расчетное значение | паспортное значение | расчетное значение | паспортное значение | расчетное значение | паспортное значение | |
| , кВ10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | |
| , Iном≥Iп. ав.., А | 5,53 | 5 | 2,768 | 3,2 | 0,963 | 1,2 |
| , кА39,63 | 31,5 | 39,63 | 125 | 39,63 | 125 | |
| , кА14,3 | 51 | 14,3 | 50 | 14,3 | 50 | |
| , кА1,5 | 31,5 | 1,2 | 25 | 0,7 | 3 | |
| tт ≥ tф. , с | 1,5 | 3 | 1,2 | 3 | 0,7 | 3 |
| Тип выключателя | МГГ-10-5000-63У3 | VF-07 | VF-07 | |||
5.1 Выбор измерительных трансформаторов
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираем по номинальному току и напряжению и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ. Кроме того, для выбора трансформаторов тока рассчитываем мощность вторичной нагрузки. При определении этой нагрузки учитывается нагрузка от сопротивлений приборов (амперметров, счётчиков активной и реактивной мощности), соединительных проводов и переходного сопротивления контактов. Расчёт мощности нагрузки приборов сведен в таблицу .
Расчетные нагрузки трансформаторов тока определяются по формулам:
- ;где zконт — расчетное сопротивление контактов, zконт ≈ 0,1 Ом;приб — расчетное сопротивление подключаемых к ТТ приборов.
Ом.
пров — расчетное сопротивление проводов, которое определяется по формуле:
Ом,
где = 28 Ом·мм2/м;
- длина токовых цепей, 36 м. — на вводе, 5 м. — на отходящих линиях;
- сечение проводов токовых цепей.
Для больших токов применяют ТТ типа ТШЛ и у которых роль первичной обмотки выполняет шина.
Таблица 5.3 — Выбор трансформаторов тока для вводной и секционной ячеек
| Условия выбора | Ввод РУ 10 кВ | Секционная ячейка | ||
| расчетное значение | паспортное значение | расчетное значение | паспортное значение | |
| , кВ6106 | 10 | |||
| , А5,5352,7683 | ||||
| , кА14,317514,331,5 | ||||
| , кА39,63-39,63- | ||||
| , с14,3314,33 | ||||
| , ВА9,8159,810 | ||||
| , Ом0,3920,60,3920,6 | ||||
| Класс точности | 5Р | 5Р | ||
| , А5000/53000/5 | ||||
| Тип трансформатора тока | ТЛШ-10-5 | ТЛШ-10-3 | ||
Таблица 5.4 — Выбор трансформаторов тока на ячейки отходящих линий
| Условия выбора | Отходящие линии НН1 | Отходящие линии НН1 | ||
| расчетное значение | паспортное значение | расчетное значение | паспортное значение | |
| , кВ6 | 10 | 6 | 10 | |
| , А0,963 | 1 | 0,963 | 1 | |
| , кА39,63 | 31,5 | 39,63 | 31,5 | |
| , кА14,3 | — | 14,3 | — | |
| , с0,7 | 3 | 0,7 | 3 | |
| , ВА0,7 | 8 | 0,7 | 8 | |
| , Ом | 0,29 | 0,29 | ||
| Класс точности | 5Р | 5Р | ||
| , А1000/5 | 1000/5 | |||
| Тип тран-ра | ТЛШ-10 | ТЛШ-10 | ||
Выбор трансформаторов напряжения
Для щитовых измерительных приборов допускают погрешности 1÷3%, для коммерческих счетчиков — 0,5%, для большинства реле защиты -3÷5%.
Поскольку часть приборов имеет две обмотки напряжения (электрические счетчики, ваттметры), подлежащие присоединению на линейные напряжения АВ и ВС, целесообразно установить два однофазных трансформатора напряжения. Возможны и другие варианты. Так, для низшего напряжения 6-10 кВ возможна установка трехфазных трансформаторов.
Однофазные трансформаторы напряжения могут иметь схемы соединения обмоток в «треугольник» или «неполный треугольник» при .
Таблица 5.5 — Мощность подключаемых приборов
| Наименование прибора | Кол-во | Мощность, присоединённая к фазам АВ, ВА | Мощность, присоединённая к фазам ВС, ВА | Мощность, присоединённая к фазам СА, ВА |
| Вольтметр Э-377 | 1 | 1 | — | — |
| Счётчик активной (реактивной) энергии | 5 | 5 | 5 | 5 |
| Реле напряжения | 1 | 1 | — | — |
| Итого | 7 | 7 | 5 | 5 |
Основные параметры трансформаторов напряжения: тип, схема соединения обмоток, номинальная вторичная нагрузка, уровень первичного и вторичного напряжений, класс точности (приложение Г10), сопоставляем с расчетными данными.
По приложению Г7 выбираем трансформатор напряжения и проверяем его по наиболее загруженной фазе, по условию:ном.≥S2расч.
С учётом рассчитанных суммарных нагрузок, напряжения сети и класса точности 0,5 выбирается трансформатор напряжения. Выполняется проверка по вторичной мощности. Параметры выбранного трансформатора напряжения заносятся в таблицу.
Таблица 5.6 — Выбор измерительного трансформатора напряжения
| Тип трансформатора | Номинальное напряжение, В | Ном. мощность при КЛТ=0,5, ВА | Предельная мощность, ВА | |
| ВН | НН | |||
| НОЛ-08 | 6000 | 100 | 100 | 1000 |
При определении вторичной нагрузки сопротивление проводов не учитывают, однако учитывают потерю напряжения в них.
Согласно ПУЭ потеря напряжения в проводах для коммерческих счетчиков не должна превышать 0,5%, а в проводах к щитовым измерительным приборам -3%.
Выбор и проверка силовых кабелей для отходящих линий
Выбор по напряжению
,где — номинальное напряжение кабеля;
- номинальное напряжение РУ.
Выбор по экономической плотности тока:
- ,где — экономическая плотность тока;
- номинальный ток отходящей линии, А;
- ,где ;
- коэффициенты мощности отходящих линий соответственно.
Выбор по длительно допустимому току:
,где — рабочий утяжелённый ток.
,где — допустимый ток для N кабелей с учётом их перегрузочной способности в послеаварийном режиме и совместной прокладке в одной траншее;
- количество параллельно проложенных кабелей ();
- коэффициент допустимой перегрузки в послеаварийном режиме;
- поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле;
- справочное значение длительно допустимого тока для выбранного значения одного кабеля.
справочное значение длительно допустимого тока для одного трехжильного кабеля сечением 240 мм2 с ПВХ изоляцией.
Для НН1:
- =0,9;
Для НН2:
- =0,9;
Суммарное сечение кабелей:
- ;Для НН1: ;
- Для НН2: .
Проверка на термическую стойкость:
- ,где — минимальное по термической стойкости сечение пучка из 3 кабелей;
- действующее значение периодической составляющей тока КЗ, А;
- где — полное время срабатывания релейной защиты и силового выключателя;
- с — коэффициент, учитывающий теплоотдачу, .
Из полученных расчётных сечений кабеля выбираем наибольшее, которое удовлетворяло бы всем требованиям.
Выбираем кабели для прокладки в земле с алюминиевыми жилами, с алюминиевой оболочкой в поливинилхлоридном шланге (из поливинилхлоридного пластика):
Для НН1:3 АВБбШв-6 3*240.
Для НН2:3 АВБбШв-6 3*240.
7. Собственные нужды подстанции
Приемниками энергии системы СН ПС являются электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов и синхронных компенсаторов. Устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электродвигатели компенсаторов, снабжающих сжатым воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы, электрическое отопление и освещение. Система пожаротушения.
Наиболее ответственными приемниками являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых осуществляется или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника — аккумуляторной батареи.
Для электроснабжения потребителей СН ПС предусматриваем трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. Они могут быть присоединены к сборным шинам РУ 6 кВ. Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении ЭС СН при повреждениях в РУ. Поэтому ТСН присоединяют к выводам НН главных трансформаторов — на участке между трансформатором и выключателем.
Потребляемая мощность СН тупиковыми подстанциями 50-200 кВт, узловой — 200-500 кВт.
На двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливается два ТСН, которые подключаются через разъединители и предохранители.
Для проектируемой подстанций мощность ТСН выбираем приближенно равной 0,1% от .
Таблица 7.1 — Технические характеристики трансформатора собственных нужд
Тип ,
| кВ∙АСочетание напряженийСхемы соединения обмотокПотери, Вт, %, % | ||||||||
| ВН | НН | ХХ | КЗ | |||||
| ТМ-100/6 | 100 | 6 | 0,4 | Y/Y | 200 | 1970 | 4,5 | 2,6 |
Выбор предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения
Выбор и проверку предохранителей осуществляем:
- по номинальному напряжению;
- по току плавкой вставки;
- по отключающей способности.
Ток плавкой вставки для трансформатора напряжения:
Ток плавкой вставки для трансформаторов собственных нужд:
Заключение
Спроектированная подстанция предназначена для снабжения электроэнергией потребителей первой и второй категории. Потребители третьей категории составляют 10% от общего потребления подстанции. Поэтому, согласно требованиям ПУЭ, на подстанции установлено два трансформатора, мощность каждого из них составляет 80 МВА.
В послеаварийном режиме разрешается перегружать трансформатор на 40% в течение 5 суток, если его нагрузка не превышала 0,93 паспортной мощности. Однако при этом необходимо применять средства для форсирования охлаждения.
Список используемой литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/proektirovanie-podstantsii-pod-zakaz/
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения /Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М., Энергоиздат, 1989. 768 с.
Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. М., Энергоатомиздат, 1990. 576 с.
Крючков И.П, Кувшинский Н.Н, Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций: Справочные материалы. М., Энергия, 1978. 456 с.
Васильев А.А, Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. М., Энергоатомиздат, 1990. 575 с.
Ю.С. Бурдочкин. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к курсовому проектированию. Рубцовск, РИИ, 1995.
Электротехнический справочник. Т.З, книга первая /Под общей ред. В.Г. Герасимова и др. М., Энергоатомиздат, 1988. 880 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Энергоатомиздат, 1989.
Электрооборудование и автоматизация: Справочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под общей ред. А.А. Федорова.М., Энергоатомиздат, 1981. 624 с.
Федотов М.П. Производство электрической энергии. Методические указания к курсовому проектированию. Рубцовск, РИИ, 2000.
