Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
МИНИСТЕРСТВО О БЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра ЭСДЭ
Курсовой проект
“Понизительная подстанция 110/6.3 кВ”
Выполнил:
студент гр. IV-24
Корсаков Владимир
Проверил:
Ковязин Л.В.
Аннотация
Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция
110/6.3 кВ. Заданием на данный проект явились:
схема прилегающей сети
суточный график использования нагрузки
характеристика нагрузочного района (максимальная мощность нагрузки, ка
тегории потребителей питающихся от данной подстанции и т.д.)
Результатом проектирования явился:
выбор трансформаторов использующихся на подстанции
выбор схемы соединения подстанции
выбор типов релейной защиты и автоматики
выбор оборудования и токоведущих частей
рассчитаны технико-экономические показатели подстанции
Содержание
|
Аннотация.......................................................................…………………… |
||
|
1. |
Характеристика подстанции..............................................………………... |
|
|
1.1. |
Определение типа подстанции.............................................………………. |
|
|
1.2. |
Характеристика нагрузки подстанции....................................……………... |
|
|
2. |
Выбор силовых трансформаторов......................................………………... |
|
|
3. |
Расчет токов короткого замыкания.....................................………………. |
|
|
4. |
Выбор схемы соединения подстанции...........................…………….......... |
|
|
5. |
Выбор типов релейных защит и автоматики.................…………….......... |
|
|
6. |
Выбор оборудования и токоведущих частей...................……………......... |
|
|
6.1. |
Выбор выключателей.......................................................………………….. |
|
|
6.2. |
Выбор разъединителей....................................................………………….. |
|
|
6.3. 6.4. |
Выбор коротко замыкателей с отделителями ………………...…………... Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд…………... |
|
|
6.5. |
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.………….. |
|
|
6.6. |
Выбор сборных шин высшего напряжения......................................…….... |
|
|
6.7. |
Выбор ошиновки силового трансформатора......................................…..... |
|
|
6.8. |
Выбор кабельных линий к потребителю............................................…….. |
|
|
6.9. |
Оперативный ток…………………………………………………………….. |
|
|
7. |
Меры по технике безопасности и противопожарной технике.......…........ |
|
|
7.1. |
Система рабочего и аварийного освещения...............................…........... |
|
|
7.2. |
Защита от шума и вибрации...................................................................... |
|
|
7.3. |
Мероприятия по технике безопасности...................................………..... |
|
|
7.4. |
Мероприятия пожарной безопасности...............................…………….... |
|
|
8. |
Технико-экономические показатели подстанции.......……………............ |
|
|
Литература................................................................……………………..... |
|
Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд…………... |
6.3.Выбор коротко замыкателей с отделителями
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ И ЕЕ
НАГРУЗОК
1.1. Определение типа подстанции
Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме.
По месту в энергосистеме проектируемая подстанция является узловой (рис. 1). Высшее напряжение подстанции 110 кВ, низшее напряжение 6.3 кВ
По назначению данная подстанция сочетает в себе две основные группы:
- потребительская, для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к подстанции;
- системная, для отбора мощности и осуществления управления перетоками мощности в энергосистеме.
По способу присоединения к системе является – комбинированной.
Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.
От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 24 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.
Рис.1. Участок электрической сети
Мощность КЗ на стороне ВН равна 3050 МВ*А
X0/X1=2.7
1.2. Характеристика нагрузки подстанции
К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.
таблица 1.1.
|
категория потребителя |
1 |
2 |
3 |
|
Процентное отношение |
30 % |
35 % |
35 % |
График использования активной и реактивной мощности на рис. 2.
Рис. 2. график использования активной и реактивной мощности
В таблице 1.2 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки
таблица 1.2
|
N ступени |
Часы |
Длина ступени |
P |
Q |
S |
Wi |
||
|
Час |
% |
МВт |
% |
МВАр |
МВА |
МВт*ч |
||
|
1 |
0 - 4 |
4 |
50 |
5.5 |
55 |
2.39 |
6 |
24 |
|
2 |
4 - 7 |
3 |
30 |
3,3 |
45 |
1.95 |
3.83 |
9.9 |
|
3 |
7 -9 |
2 |
80 |
8,8 |
85 |
3.7 |
9.54 |
17.6 |
|
4 |
9 -11 |
2 |
100 |
11 |
100 |
4.78 |
11.99 |
22 |
|
5 |
11 -14 |
3 |
80 |
8,8 |
85 |
3.7 |
9.54 |
26.4 |
|
6 |
14 -16 |
2 |
100 |
11 |
100 |
4.78 |
11.99 |
22 |
|
7 |
16 -22 |
6 |
80 |
8,8 |
85 |
3.7 |
9.54 |
70.4 |
|
8 |
22 -24 |
2 |
50 |
5.5 |
60 |
2.611 |
6.088 |
12.177 |
На рис. 4. приведены графики использования полной мощности.
Рис. 4. графики использования полной мощности
Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:
МВтч
МВА
2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Выбор начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов на данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Так как от подстанции питаются потребители 1 и 2 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.
Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия Sрасч 0.7* *Sмакс=0.7*11.834=8.28 МВА. Исходя из этого, принимаем трансформатор ТДН-10000/110.
Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.
Расчет перегрузочной способности
На исходном графике (рис. 4.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки.
рис. 5.
Sm - мощность ступеней исходного графика
Sном тр-ра - номинальная мощность трансформатора
2) Находим предварительное значение коэффициента перегрузки
где S` - значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки; h’= 4 ч.
3) Находим максимальное значение перегрузки
Kмакс=Sмакс/Sном тр-ра= 11,78/10 = 1.178
При полученных значениях K1 и h допустимая перегрузка равна K2доп = 1.4, а мы имеем K2 = 1.178, следовательно, трансформатор проходит по режиму перегрузки в послеаварийном режиме.
Параметры трансформатора ТДН-10000/110
Таблица 2.1
|
Sном |
UВН |
UНН |
Uк |
Pхх |
Pк |
Iк |
|
МВА |
кВ |
кВ |
% |
кВт |
кВт |
% |
|
10 |
115 |
6,6 |
10,5 |
14 |
58 |
0,9 |
3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Условия К.З.
На рис. 6. приведена расчетная схема
рис.6.
Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА
Далее находим сопротивления в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям:
сопротивление системы
сопротивление трансформатора Xтб=
Находим токи трехфазного КЗ:
- на стороне ВН
- на стороне НН
,
где Iб - базовый ток на стороне НН
Находим ток однофазного КЗ на стороне ВН:
сначала находим сопротивление нулевой последовательности для системы:
;
; ;
,
где Iб - базовый ток на стороне ВН.
X1 и X0 - суммарные сопротивления прямой и нулевой последовательности.
Ток трехфазного кз в точке больше однофазного. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току трехфазного кз. Он является расчетным.
Находим ударные токи:
- на стороне ВН
, где Kу - ударный коэффициент
- на стороне НН
Результаты расчета сведем в таблицу 3.1
|
Место КЗ |
Точка к.з. |
Начальное значение периодической составляющей токов , кА |
Ударный ток - ф. к.з. ,кА |
|
|
Трехфазное к.з. |
Однофазное к.з. |
|||
|
Шины ВН, 110 кВ |
11,045 |
8,39 |
28,116 |
|
|
Шины НН, 6,3 кВ |
10,226 |
- |
26,754 |
4. Выбор схемы соединения подстанции
Для проектируемой подстанции на напряжение 110 кВ рассмотрим следующие схемы распределительных устройств:
Рис.7
Рис.8
Выбираем схему ( Рис8 ) наиболее экономически выгодную и удовлетворяющейтребованиям надёжности.
5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ
Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6,3 кВ
На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:
Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе( tрз= 0.1 с). [Г]
Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 3.1с). [ТВ]
Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]
Максимально токовая защита устанавливается со стороны питания. На стороне НН устанавливаются по комплекту МТЗ ( tрз=2.6 с).
На, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:
Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю [Т0]
На шинах 6,3 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.
На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты ( tрз=
= 0.1с).
На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:
Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ]
Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.
Измерительные приборы и места их установки
Таблица 5.1
|
№ п/п |
Место установки приборов |
Приборы |
|
1. |
Трансформатор двухобмоточный на стороне НН |
Амперметр (Э-335) Ваттметр (Д-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М) |
|
2. |
Секционный выключатель |
Амперметр в одной фазе (Э-335) |
|
3. |
Секция шин НН |
Вольтметр (Э-335) |
|
4. |
Воздушная линия |
Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М) |
|
5. |
Трансформатор собственных нужд |
Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) |
6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
6.1. Выбор выключателей
Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, таблица 6.1.
Ток продолжительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей.
Обозначение |
Выключатель или токоведущая часть |
Вариант задания |
|
Q1 и I |
Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения |
кА |
|
Q2 |
Секционный выключатель шин 6-10 кВ |
|
|
Q3 |
Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ |
|
|
Q4 |
Выключатель на стороне высшего напряжения |
|
|
II |
Сборные шины высшего напряжения |
Выбор выключателей на ВН
таблица 6.2
тип выключателя ВМТ-110Б –20/1000-УХЛ1
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ I прод.расч. = 60 А |
Uном = 110 кВ I ном = 1000 А |
По условию длительного режима |
|
кА |
i дин= 52 кА |
По динамической стойкости |
|
=20,32 |
= =36,8 |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения |
|
Вк = 28,057 |
=1200 |
По термической стойкости |
|
кА кА |
кА кА |
По току включения |
|
Тип привода |
ППК-1800УХЛ1 |
τ = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;
20,32 кА ;
кА.
Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3. , 6.4. и 6.5.
Выбор вводного выключателя
таблица 6.3
тип выключателя ВВЭ-10 - 20/1250 У3
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч. = 1084 А |
Uном = 11 кВ Iном = 1250 А |
По условиям длительного режима |
|
= = 18,81 кА |
= 36.1 кА |
По коммутационной способности |
|
кА |
iдин=52 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк=263,2 |
Вк=202*4=1600 |
По термической стойкости |
|
По току включения |
||
|
Тип привода |
ЭМ |
τ = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ;
кА ;
кА .
Выбор и обоснование конструкции распределительного устройства на НН
На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство. Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 15 штук. Принимаем шкафы серии К-104, рассчитанные на номинальные токи до 1250А .
КРУ - распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.
Выбор секционного выключателя
Таблица 6.4
тип выключателя ВКЭ-10 –20/1000У3
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети =6,3 кВ Iпрод.расч.= 648 А |
Uном = 10 кВ Iном = 1000 А |
По условию длительного режима |
|
= 19,86 кА |
= 35,74 кА |
По коммутационной способности |
|
iу=26,754 кА |
iдин=52 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк= 287.72 |
Вк=202*4=1600 |
По термической стойкости |
|
По току включения |
||
|
Тип привода |
ЭМ |
τ = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;
кА ;
кА.
Выбор выключателя отходящей воздушной линии
Таблица 6.4
тип выключателя ВК-10 –20/630-У2
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети =6,3 кВ Iпрод.расч.= 201,6 А |
Uном = 10 кВ Iном = 630 А |
По условию длительного режима |
|
= 18,8 кА |
= 35,74 кА |
По коммутационной способности |
|
iу=26,754 кА |
iдин=52 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк= 139.08 |
Вк=202*4=1600 |
По термической стойкости |
|
По току включения |
||
|
Тип привода |
ДПП |
τ = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;
кА ;
кА.
6.2.Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.
Таблица 6.5.
разъединитель типа РНДЗ-2-110/630 Т1 с приводом ПДН-220Т
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 60 А |
Uном =110 кВ Iном = 630 А |
По условию длительного режима |
|
кА |
iдин = 80 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк = 28,057 |
Вк=31,52*4 = 3969 |
По термической стойкости |
Расчетные данные из данной таблицы аналогичны расчетным данным табл.6.2.
6.3.Выбор коротко замыкателей с отделителями
Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.
Таблица 6.6.
отделитель типа ОД-110/1000УХЛ1 с приводом ПРО-1У1
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 60 А |
Uном =110 кВ Iном = 1000 А |
По условию длительного режима |
|
кА |
iдин = 80 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк = 192,4 |
Вк=31,52*3 = 2976,75 |
По термической стойкости |
τ = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;
Таблица 6.7.
короткозамыкатель типа КЗ-110УХЛ1 с приводом ПРК- 1У1
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 60 А |
Uном =110 кВ |
По условию длительного режима |
|
кА |
iдин = 51 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк = 142,22 |
Вк=202*3 = 1200 |
По термической стойкости |
6.4. Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд
Выбор трансформаторов собственных нужд
Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять:
Принимаем трансформаторы типа ТСЗ -160/10.
Uвн=6,3 кВ Uнн=0.4 кВ S=160 кВА
Условие для выбора аппаратуры
;
Выбор предохранителя
А
Из условия выбора аппаратуры принимаем ПКТ 101-6-8-40 У3
Iном= 8 А , Iном.откл = 40 кА.
Проверка по коммутационной способности: Iном.откл Iпо 40 > 11,157 кА.
Выбор автомата
А
Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р31
Iном = 100 А, iу =10 кА, Вк =16
Принимаем автомат АВМ4Н с Iном = 400 А, iоткл = 20 кА .
Проверка по коммутационной способности : Iном.откл Iпо 20 > 10,226 кА.
6.5. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформаторов тока
На стороне ВН принимаем трансформатор тока наружной установки.
Тип ТТ ТФЗМ 110Б-I
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8 :
Таблица 6.8
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 60 А |
Uном = 110 кВ Iном = 100 А класс точности = 0.5 |
По условию длительного режима |
|
кА |
Iдин = 41 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк = 28,057 |
Вк = 122*3 = 432 |
По термической стойкости |
На стороне НН на выводе силовых трансформаторов ставим ТТ ТПЛК-10. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9.:
Таблица 6.9.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч.= 1084 А |
Uном = 10 кВ Iном = 1500 А класс точности = 0.5 |
По условию длительного режима |
|
iу = 26,754кА |
Iдин = 74,5 кА |
По динамической стойкости |
|
Z2расч = 0,6 Ом |
Z2ном = 0,4 Ом |
По нагрузочной способности |
|
Вк =139.08 |
Вк = 702*3 = 14700 |
По термической стойкости |
Проверка по нагрузочной способности:
Определим сопротивления приборов : Zамп.= Sпотр. обм / I2 = 0,5/52 = 0,02 Ом;
Zватт.= Sпотр. обм / I2 = 0,5/52 = 0,02 Ом;
Zвар.= Sпотр. обм / I2 = 0,5/52 = 0,02 Ом;
Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2 = 2,5/52 = 0,1 Ом;
Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2 = 2,5/52 = 0,1 Ом,
где Sпотр.обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора, I -ток во вторичной обмотке ТТ.
Таблица 6.10
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, создаваемая прибором, Ом |
||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
||
|
Амперметр |
Э-335 |
- |
0.02 |
- |
|
Ваттметр |
Д-335 |
- |
0,02 |
- |
|
Варметр |
Д-335 |
- |
0,02 |
- |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
0,1 |
- |
0,1 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И676М |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
Самой нагруженной фазой является фаза А, либо фаза С. Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой а) рис.9:
Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = Zсч.акт.+ Zсч.реакт.+ rпров+ rконт = 0,1 + 0,1 + rпров + 0,05= 0,25 + rпров
Находим допустимое сопротивление провода:
rпров. доп.= 0,4 - 0,25 = 0,15 Ом
Находим требуемое сечение для заданного сопротивления: , где
- удельное сопротивление;
l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);
rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.
В результате расчета получаем:
q = 0,028 50 / 0,15 = 9,3 мм2
принимаем сечение контрольного кабеля 10 мм2
q = 4 мм2 rпров.= 0,028 50 /10 = 0,14 Ом
Z2расч= 0,14 + 0,25 = 0,39 < 0,8 ,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.
а) Включение приборов в неполную звезду
б) Включение приборов в полную звезду
Рис.9. Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов
На секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.11:
Таблица 6.11
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч.= 648 А |
Uном = 10 кВ Iном = 800 А класс точности = 0.5 |
По условию длительного режима |
|
iу = 26,754кА |
Iдин = 74,5 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк=139,08 |
Вк = 37,82*3 = 4287 |
По термической стойкости |
На отходящих воздушных линиях ставим ТТ ТПЛК-10.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:
Таблица 6.12
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч.= 201,6 А |
Uном = 10 кВ Iном = 300 А класс точности = 0.5 |
По условию длительного режима |
|
iу = 26,754кА |
Iдин = 74,5 кА |
По динамической стойкости |
|
Z2расч = 0,36 Ом |
Z2ном = 0,4 Ом |
По нагрузочной способности |
|
Вк=160 |
Вк = 70,82*3 = 15037,9 |
По термической стойкости |
Таблица 6.13
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка создаваемая прибором, Ом |
|||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
0 |
||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,02 |
- |
- |
- |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
0,1 |
- |
0,1 |
- |
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И676М |
0,1 |
- |
0,1 |
0,1 |
Самой нагруженной фазой является фаза А, производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой б) рис.9:
Находим требуемое сечение для заданного сопротивления: ,
где - удельное сопротивление; l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);
- допустимое сопротивление провода.
В результате получаем : .
Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 10 мм2
Выбор трансформаторов напряжения
На секции 6,3 кВ ставим ТН типа НТМИ-6-66У3 с параметрами:
первичное напряжение 6000 В;
вторичное напряжение 100 В;
дополнительной вторичной 100/3 В;
допустимая мощность 75 ВА при классе точности 0.5;
группа соединений обмоток Y0/Y0/-0.
Проверка по нагрузочной способности :
Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.14.
Таблица 6.14.
|
Наименование прибора |
Тип |
Число катушек |
Потребляемая мощность одной катушки ВА |
Число приборов |
P, Вт |
Q, ВАр |
|
Вольтметр |
Э-335 |
1 |
2 |
4 |
8 |
0 |
|
Ваттметр |
Д-335 |
2 |
1,5 |
4 |
12 |
0 |
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
2 |
8 |
7 |
2*7*8*0,25 = =28 |
2*7*8*0,97 = =108.64 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И676М |
2 |
8 |
7 |
2*7*8*0,25 = =28 |
2*7*8*0,97 = =108,64 |
Т.к. условие не выполняется, то на каждой секции требуется установить дополнительные трансформаторы напряжения.
Устанавливаем трансформаторы типа НОМ-10-66У2:
первичное напряжение 6300;
вторичное напряжение 100 В;
дополнительной вторичной 100/3 В;
допустимая мощность 50*3 ВА при классе точности 0.5;
группа соединений обмоток .
, следовательно устанавливаем 1 трансформатор.
На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НКФ-110-83У1:
первичное напряжение 110000/ В;
вторичное напряжение 100/ В;
допустимая мощность 400 ВА при классе точности 0.5;
группа соединений обмоток 1/1/1-0-0.
6.6. Выбор сборных шин высшего напряжения
Сборные шины ВН на 110 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал – алюминий, со стальным сердечником.
Сечение сборных шин выбирается по условию:
,
где - допустимый ток для данного сечения проводника;
- максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее
нагруженного присоединения, определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1.
Выбираем провод марки АС – 70/11 с .
> А
Проверка на корону не требуется, т.к. согласно ПУЭ, для U = 110 кВ минимальное сечение, для которого необходимо осуществлять проверку на корону, должно быть меньше .
6.7.Выбор ошиновки силового трансформатора
Принимаем ошиновку силового трансформатора в виде комплектного токопровода. Тип токопровода ТЗК-6-1600-51 проверка токопровода приведена в таблице 6.15.
таблица 6.15.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети= 6,3 кВ Iпрод.расч.= 540 А |
Uном = 6 кВ Iном = 1600 А |
По условию длительного режима |
|
iу= 26,226 кА |
iдин =51 кА |
По динамической стойкости |
Сечение токоведущих шин (из алюминия) - двутавр, площадь сечения 14600мм2;
расположение шин - по треугольнику;
кожух: форма - цилиндр Dн=622 , материал - сталь выполняется без междуфазных
перегородок.
Ошиновка в цепи трансформатора на стороне ВН выполняется такого же сечения, как и сборные шины.
6.8. Выбор воздушных линий к потребителю
Максимальный длительный ток нормального режима:
.
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.
Экономическое сечение одного провода , где 1,1 - экономическая плотность тока ВЛ с алюминиевой жилой.
Принимаем ВЛ с сечением
q =95/16 мм2.
Данные ВЛ:
- допустимый ток ВЛ: Iдоп=330 А;
Коэффициент предварительной загрузки
, следовательно =1,35.
Проверка ВЛ на термическое действие тока не производится ,так как провода находятся на открытом воздухе
Поэтому устанавливать дополнительную токовую отсечку с не нужно.
принимаем ВЛ АС 95/16
6.9. Оперативный ток
Так как высшее напряжение данной подстанции 110 кВ и число выключателей больше трех, то рекомендуется применить постоянный оперативный ток.
Для получения постоянного оперативного тока на подстанциях до 330 кВ включительно устанавливается одна аккумуляторная батарея, работающая в режиме постоянного подзаряда.
Для постоянного подзаряда, а также после аварийного заряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260-40/80-2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери самозаряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.
7. МЕРЫ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ТЕХНИКЕ
7.1. Система рабочего и аварийного освещения
Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 110 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках и верстаках) напряжением 36 В.
Питание шин рабочего освещения осуществляется от трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах.
Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи. Кроме того, выездная бригада должна быть снабжена персональными аккумуляторными фонарями.
Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется c шин собственных нужд 380/220 В переменного тока, и при исчезновении последнего автоматически переводиться на шины оперативного постоянного тока.
Для освещения помещений подстанций используются обычные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств используются прожекторы ПКН с галогеновыми лампами. Прожекторы устанавливаются группами на существующих опорах молниеотводов порталах открытого распределительного устройства.
В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах громоздкого оборудования, прожекторные установки размещаются с двух противоположных сторон.
7.2. Защита от шума и вибрации
При выборе площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение производится органами санитарного надзора по предоставлению проекта санитарно-защитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих конструкций.
Основными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы и реакторы, вентиляционные установки в зданиях, компрессорные установки.
7.3. Мероприятия по технике безопасности
Ограждение территории ПС
На подстанции применено два вида оград: внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 1,8 – 2,0 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-110 кВ и имеет высоту 1,6 м.
В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 50х50 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.
Необходимые изоляционные расстояния.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 1,8 мм;
Между проводами разных фаз – 1,5 м;
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,5 м, до габаритов транспортируемого оборудования - 2550 мм;
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней – 3,0 м;
От не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов – 1,5 м;
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущими частями и зданиями или сооружениями – 3,8 м;
От контакта и ножа разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту – 1,9 м.
Маркировка частей установок и предупредительная окраска
В соответствии с требованиями ПУЭ выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение - шины обозначаются:
Цветовое обозначение выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.
Заземляющие шины тоже окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих приборов окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.
Планировки, обеспечивающие электробезопасности при обслуживании ПС
РУ-110 и 6,3 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:
включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.
В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
Проходы, входы и выходы в РУ.
Габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее 3 м. Также предусматриваются проезды: к порталу для ревизии трансформаторов, КРУН, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.
Устройство защитного заземления.
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, подлежат заземлению. Заземление выполняется во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, постоянного тока - 440 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках - при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше - постоянного тока.
Заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов, возможных перегрузок и аварийных режимов.
Проводники и аппараты удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.
Для кабелей, напряжением до 10 кВ, с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в таблице 9.1:
Таблица 7.1
|
Коэфф. предвар. нагрузки |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение (ч) |
||
|
0,5 |
1,0 |
3,0 |
||
|
0,6 |
В земле |
1,35 |
1,30 |
1,15 |
|
В воздухе |
1,25 |
1,15 |
1,10 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,20 |
1,10 |
1,0 |
|
|
0,8 |
В земле |
1,20 |
1,15 |
1,10 |
|
В воздухе |
1,15 |
1,10 |
1,05 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,10 |
1,05 |
1,00 |
На период ликвидации после аварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, допускается перегрузка до 10 %, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15 % номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.
На период ликвидации после аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблице 9.2:
Таблица 7.2
|
Коэфф. предвар. нагрузки |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению к ном. при длительности максимума |
||
|
1 |
3 |
6 |
||
|
0,6 |
В земле |
1,5 |
1,35 |
1,25 |
|
В воздухе |
1,3 |
1,25 |
1,25 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,3 |
1,2 |
1,15 |
|
|
0,8 |
В земле |
1,35 |
1,25 |
1,20 |
|
В воздухе |
1,30 |
1,25 |
1,25 |
|
|
В трубах (в земле) |
1,2 |
1,15 |
1,10 |
Устройство молниезащиты.
Защита ОРУ-110 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ, а также отдельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не менее 80 Ом.
Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перенапряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов молний тросом, установкой на ВЛ метровых промежутков и ОПН . Для защиты обмотки 110 кВ трансформаторов вентильные разрядники устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.
7.4. Мероприятия пожарной безопасности
Установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ.
Расстояния от выключателей и силовых трансформаторов, а также трансформатора СН, до зданий и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и т.д.) предусматривается не менее 16 м.
Противопожарные расстояния от зданий трансформаторной мастерской и аппаратной маслохозяйства, а также от складов масла до ограды ОРУ предусматривается не менее 6 м.
Противопожарные мероприятия
По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями ПС относится к третьей группе. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, за исключением: общеподстанционного пункта управления, помещения связи, компрессорной. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.
Объем маслоприемника предусматривает одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора (реактора) и 80 % масла, содержащегося в одном баке выключателя.
Комплекс противопожарной автоматики состоит из устройств обнаружения очага пожара (извещателей, расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала.
На ПС применяются извещатели комбинированного типа ДИЛ-1 и ДТЛ-контактные. Извещатели устанавливаются на потолке.
Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока В с частотой 50 Гц.
Система электрической пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом.
На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.
8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПОДСТАНЦИИ
2*10=20, где
Sном.т. - номинальная мощность одного трансформатора
n - количество трансформаторов на подстанции
где - расчетная стоимость трансформаторов с учетом стоимости вспомогательного оборудования монтажных работ.
,
где - коэффициент, определяемый по табл.10.3 [л-4];
- заводская стоимость трансформатора;
- коэффициент пересчета цены на оборудование.
- стоимость схемы ВН.
980000 руб. ,где
руб. ,
где - количество ячеек с выключателем;
- стоимость ЗРУ.
- постоянная часть затрат.
3) Относительная величина капитальных затрат
4) КПД подстанции средневзвешенный
, где
Wгод - годовой отпуск энергии потребителям
Wгод - годовые потери энергии в трансформаторах
, где
Pхх и Pкз - потери в трансформаторе;
Si - мощность на i - й ступени графика;
ti - продолжительность i - й ступени графика.
Для ТРДН-10000/110 Pхх=10 кВт Pкз=58 кВт
%
5) Себестоимость трансформации энергии на подстанции
Sтр = Иусл/ Wгод , где
Иусл - условные годовые издержки
Иусл=Ипс+Ипот , где Ипот - стоимость потерь энергии
, где
С - затраты на возмещение потерь электроэнергии принято равным 0.3 руб/кВтч
Ипс - годовые издержки подстанции
Здесь - основная заработная плата производственного персонала подстанции
= n пер ЗП Кр , где ЗП = 20000 руб/год , Кр=1, n пер= 6
=6200001=120000 руб/год
- дополнительная заработная плата производственного персонала
, где m=0,1
= 120000 0,1 =12000 руб/год
- отчисления по социальному страхованию
руб/год
- расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, включая текущий ремонт
руб/год
- цеховые расходы
, где =0.15
руб/год
=120000 +12000 +18480 +208000 +31200= 389680 руб./год.
= 389680+ 110301 = 499981 руб/год
6) время использования установленной мощности
Итоговые данные по подстанции сведены в таблицу 10.1:
Таблица 10.1.
|
№ п/п |
Показатель подстанции |
Единицы измерения |
Величина |
|
1 |
Установленная мощность , Sуст |
кВА |
20000 |
|
2 |
Стоимость сооружения подстанции |
руб. |
3250000 |
|
3 |
Относительная величина капитальных затрат |
руб./кВА |
162.5 |
|
4 |
ср. взв. |
% |
99.5 |
|
5 |
Время использования установленной мощности |
ч |
3645 |
|
6 |
Себестоимость трансформации энергии на п/ст |
коп/(кВтч) |
0,67 |
Список литературы
1. Правила устройства электро установок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 1985, - 640 с.
2. Нормы технологического проектирования подстанции напряжением 35-750 кВ. -М,:
Энергосетьпроект, 1979
3. Справочник по проектированию подстанций 35-750 кВ. /под общей ред. С.С. Рокотяна , -
М.:Энергоиздат, 1982. -352с.
4. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и ди-
пломного проектирования/под ред. В.Н. Неклепаева. -М.: Энергоатомиздат, -1989.
5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций.
Альбом 1: схемы и указания по их применению .-Л: Энергосетьпроект,1978.
6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для
техникумов. 2-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980. -600 с.
. 2-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980. -600 с.