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
Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
ГОУВПО
Ивановский государственный энергетический университет
им. В.И.Ленина
Кафедра ЭСП и ДЭ
Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту на тему:
Понизительная подстанция 110/6 кВ
Курсовой проект выполнил:
студент группы 4-29
Крупко В.В.
Курсовой проект проверил:
преподаватель кафедры ЭСДЭ
Скоробогатов А. А.
Иваново 2009
Оглавление
Аннотация 4
Исходные данные. 5
1. Характеристика проектируемой подстанции 7
1.1 Определение типа подстанции (ПС) 7
1.2. Характеристика нагрузки подстанции 8
2. Выбор силовых трансформаторов. 11
3. Расчет токов короткого замыкания. 13
3.1. Расчетная схема. 13
3.2. Выбор базисных величин. 14
3.3. Расчет трехфазного тока короткого замыкания. 14
3.4. Расчет однофазного тока короткого замыкания. 17
3.5. Результаты расчета. 20
4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. 22
5. Выбор типов релейных защит и автоматики 24
6. Выбор аппаратов и токоведущих частей 26
6.1 Высоковольтные выключатели 26
6.2 Разъединители 32
6.3 Аппараты в цепях собственных нужд 32
6.4 Измерительные трансформаторы тока и напряжения 33
6.5 Сборные шины высшего напряжения 38
6.6 Ошиновки цепи силового трансформатора 40
6.7 Силовые кабели и воздушные линии 6 кВ 41
6.8 Выбор ограничителей перенапряжения. 43
7. Оперативный ток. 44
8. Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств. 45
9. Меры по технике безопасности и противопожарной технике 46
9.1. Система рабочего и аварийного освещения 46
9.2. Защита от шума и вибрации. 46
9.3. Мероприятия по технике безопасности. 47
9.4. Мероприятия пожарной безопасности. 49
10. Технико-экономические показатели подстанции. 51
10.1. Установленная мощность подстанции. 51
10.2. КПД подстанции средневзвешенный 51
10.3. Время использования установленной мощности 51
Заключение 52
Список литературы 54
Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция
110/6 кВ. Заданием на данный проект явились:
Результатом проектирования явился:
Исходные данные.
Схема системы.
Исходный график нагрузки.
Таблица исходных данных.
|
Вариант |
Система: Sкз, МВ*А; x0/x1 |
Линии: длина, км, худ, Ом/км |
Генераторы, МВт. |
Трансформаторы МВ*А |
|||||||
|
ВЛ1 |
ВЛ2 |
ВЛ3 |
ВЛ4 |
ВЛ5 |
Г-1,2,3 |
Т-1,2 |
Т-3,4 |
Т-5,6,7 |
Т-8,9 |
||
|
7 |
2300;3 |
18; 0,38 |
16; 0,39 |
12; 0,4 |
32; 0,4 |
31;0,41 |
63 |
40 |
10 |
80 |
10 |
Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме. Высшее напряжение подстанции 110 кВ, низшее напряжение 6,3 кВ.
По способу присоединения к сети подстанция является тупиковой. Ее питание осуществляется по двум тупиковым линиям.
По назначению подстанция потребительская, для электроснабжения потребителей территориально примыкающих к ПС.
Рис.1.1 Участок электрической сети
Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.
От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 10 кабельных линий.
Мощность короткого замыкания на стороне высшего напряжения равна 2300 МВ*А;
X0/X1=3.
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 |
10 % |
80 % |
10 % |
Рис.1.2. 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 |
22 - 01 |
3 |
30 |
1,8 |
45 |
1,53 |
2,36 |
5,4 |
|
2 |
01- 06 |
5 |
15 |
0,9 |
30 |
1,02 |
1,36 |
4,5 |
|
3 |
06 - 08 |
2 |
70 |
4,2 |
75 |
2,55 |
4,91 |
8,4 |
|
4 |
08 - 10 |
2 |
90 |
5,4 |
95 |
3,23 |
6,29 |
10,8 |
|
5 |
10 - 14 |
4 |
60 |
3,6 |
70 |
2,38 |
4,32 |
14,4 |
|
6 |
14 - 20 |
6 |
100 |
6 |
100 |
3,4 |
6,9 |
36 |
|
7 |
20 - 22 |
2 |
60 |
3,6 |
70 |
2,38 |
4,32 |
7,2 |
Пример расчета для первой ступени:
На рис. 1.3. приведены графики использования полной мощности:
Суточный график нагрузки
Годовой график нагрузки
Рис. 1.3. Графики использования полной мощности
Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:
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[8, п. 3.5].
Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:
.
Это обеспечит перегрузку в аварийном режиме не более чем на 40%, что составляет допустимую аварийную перегрузку для большинства реальных графиков нагрузок, а также наивысшую экономичность работы трансформаторов.
По [1, табл.2.5] выбираем трансформаторы ТМН-6300/110 с номинальной мощностью кВА двухобмоточный масляный трансформатор.
Для определения допустимой перегрузки преобразуем исходный график в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график нагрузки.
Для этого на исходном графике проведем линию номинальной мощности трансформаторов.
Расчет перегрузочной способности:
На исходном графике (рис. 2.1.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки.
Рис. 2.1. Преобразование исходного графика в двухступенчатый
Sm - мощность ступеней исходного графика
Sном тр-ра - номинальная мощность трансформатора
где S1` - значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки h’ ч.
При полученных значениях K1 =0,609 и h=6 допустимая аварийная перегрузка трансформатора при температуре охлаждающего воздуха 20°С составляет величину 1,45, а мы имеем К`2 = 1.0946, по [2, табл. 2.1], следовательно, трансформатор проходит по режиму перегрузки в послеаварийном режиме.
Параметры трансформатора ТМН-6300/110
Таблица 2.1
|
Sном |
UВН |
UНН |
Uк |
Pхх |
Pк |
Iк |
|
МВА |
кВ |
кВ |
% |
кВт |
кВт |
% |
|
6,3 |
115 |
6,6 |
10,5 |
10 |
44 |
1 |
3.1. Расчетная схема.
Рассчитаем для проектируемой подстанции (ПС) начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания(ТКЗ) – Iп0:
Для ограничения токов КЗ на стороне 6 кВ принимаем раздельную работу трансформаторов и то, что двигательная нагрузка потребителей на напряжение 6 кВ достаточно удалена от шин ПС, в связи с чем можно не учитывать ток подпитки от нее места КЗ.
Рис. 3.1. Расчетная схема.
Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА, базисное напряжение UВН=115 кВ, UНН=6,3кВ.
Рис. 3.2 Схема замещения прямой последовательности.
Находим сопротивления прямой последовательности в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям:
Системы: , Ес=1;
Генераторы [3, табл. 2.1]: ТВФ-63-2УЗ;
, , Ег=1.
;
Приняв точки К1 и К2 удаленными, можно считать Е”*=1.
Трансформаторы [1, табл. 2.5]: Т – 5,6,7: ТРДН-80000/110: :
Проектируемые трансформаторы:
Воздушные линии:
ВЛ1:
ВЛ2:
ВЛ5:
Упрощая схему, рассчитываем результирующие сопротивления:
- При КЗ в точках К1,К2 :
Рис. 3.3 Упрощенная схема замещения прямой последовательности.
Рис. 3.4 Упрощенная схема замещения прямой последовательности.
Рис. 3.5 Упрощенная схема замещения прямой последовательности.
3.3.4. Расчет действующего значения начальной периодической составляющей тока короткого замыкания и ударного тока короткого замыкания.
Находим токи трехфазного КЗ:
- на стороне ВН:
- на стороне НН:
Находим ударные токи трехфазного КЗ:
- на стороне ВН
Kу - ударный коэффициент, принимается по [2, табл. 3.2]
- на стороне НН
Рис. 3.6 Схема замещения нулевой последовательности.
Находим сопротивления нулевой последовательности в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям:
Система:
= 4,7 — для двухцепной линии со стальными тросами по[3, табл. 3.1]
ВЛ1:
ВЛ2:
ВЛ3:
ВЛ4:
ВЛ5:
Трансформаторы [1, табл. 2.5]:
Т – 1,2: ТРДН-40000/110: :
Т – 3,4: ТДН-10000/110: :
Т – 8,9: ТДН-10000/110: :
Упрощая схему, рассчитаем результирующие сопротивления:
- При КЗ в точке К1:
Рис. 3.7 Упрощенная схема замещения нулевой последовательности.
Рис. 3.8 Упрощенная схема замещения нулевой последовательности.
Рис. 3.9 Упрощенная схема замещения нулевой последовательности.
Рис. 3.10 Упрощенная схема замещения нулевой последовательности.
Находим ток однофазного КЗ на стороне ВН:
Находим ударные токи однофазного КЗ:
Kу - ударный коэффициент, принимается по [2, табл. 3.2]
Результаты расчета сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1
|
Место КЗ |
Точка к.з. |
Начальное значение периодической составляющей токов , кА |
Ударный ток - ф. к.з. ,кА |
Ударный ток - ф. к.з. ,кА |
|
|
Трехфазное к.з. |
Однофаз-ное к.з. |
||||
|
Шины ВН, 110 кВ |
|||||
|
Шины НН, 6,3 кВ |
– |
– |
Согласно [5, пункт 1.4.5] в качестве расчетного вида КЗ следует принимать:
Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями - трехфазное КЗ.
Для выбора аппаратов по коммутационной способности - по большему из значений, получаемых для случаев трехфазного и однофазного КЗ на землю, в нашем случае по току однофазного КЗ.
Для определения термической стойкости аппаратов и проводников - трехфазное КЗ.
Выбираем схему - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (рис. 4.1), это единственный вариант.
Рассмотрим схему по критериям:
Оперативные переключения:
При выводе в ремонт трансформатора необходимо включить ремонтную перемычку, отключить выключатели, создать видимый разрыв разъединителями и заземлить с двух сторон.
Рис. 4.1 Распределительное устройство 110 кВ «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии»
Выбор схемы РУ НН.
Основанием выбора схемы на стороне 6 кВ является обмотка трансформаторов на НН. В связи с этим выбираем по [3, табл. 4.1] схему РУ НН – «одна одиночная, секционированная выключателем, система шин» (рис. 4.3).
Рис. 4.3 Схема распределительного устройства 6 кВ
Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6 кВ.
На силовом трансформаторе устанавливаются следующие типы релейных защит:
На секционном выключателе 6 кВ устанавливается максимальная токовая защита (tрз= 1.3с).
На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:
(tрз= 0.8 с) .
На шинах 6,3 кВ предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора (марку трансформатора выберем в пункте 6). 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:
Типы измерительных приборов и места их установки определяем по [1, табл. 4.8, 4.9] и сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 Типы измерительных приборов и места их установки на ПС
|
№ п/п |
Место установки приборов |
Приборы |
|
1. |
Трансформатор двухобмоточный (сторона НН) |
Амперметр (Э-350) Ваттметр (Д-350) Варметр (Д-350) Счетчик активной энергии (СЭТ3a-01-01) Счетчик реактивной энергии (СЭТ3р-01-08) |
|
2. |
Секционный выключатель 6 кВ |
Амперметр в одной фазе (Э-350) |
|
3. |
Секция шин 6 кВ |
Вольтметр (Э-350) |
|
4. |
Кабельная линия 6 кВ |
Амперметр (Э-350) Счетчик активной энергии (СЭТ3a-01-01) Счетчик реактивной энергии (СЭТ3р-01-08) |
|
5. |
Трансформатор собственных нужд (сторона НН ТСН) |
Амперметр (Э-350) Счетчик активной энергии (СЭТ3a-01-01) |
|
6. |
Сторона ВН силового трансформатора |
Вольтметр (Э-350) Вольтметр регистрирующий (Н-394) ИМФ Амперметр (Э-350) |
Пояснения по параметрам, используемым при выборе выключателей:
Uном и Iном – номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;
Uсети – номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;
Iпрод.расч – максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.6.1.;
Id – амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
Вк- интеграл Джоуля для заданной цепи;
tотк –полное время отключения тока короткого замыкания.
tрз – время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель;
tо.в – полное время отключения выключателя с приводом;
Iо.ном – номинальный ток отключения выключателя;
- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени ,
;
tзащ.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин=0.01с);
tо.с – собственной время отключения выключателя с приводом;
iв.ном – амплитудное значение номинального тока включения;
Iв.ном – действующие значение номинального тока включения выключателя;
Iтер, tтер – ток и время релейной защиты по условию термической стойкости;
Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, таблица 6.1.
Ток продолжительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей.
Таблица 6.1. Ток продолжительного режима.
|
Обозначение |
Выключатель или токоведущая часть |
|
|
Q1 и I |
Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения |
кА |
|
Q2 |
Секционный выключатель шин 6 кВ |
|
|
Q3 |
Выключатель на линиях потребителей 6 кВ |
|
|
Q4 |
Выключатель на стороне высшего напряжения |
|
|
II |
Сборные шины низшего напряжения |
|
|
III |
Сборные шины высшего напряжения |
Выбор выключателей на ВН
Выбираем выключатель элегазовый типа ВГБУ-110II-40/2000У1 по [1, табл. 4.1]
Обоснование выбора выключателя сводим в табл. 6.2.
Таблица 6.2 Обоснование выбора выключателя ВГБУ-110II-40/2000У1
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора и проверки |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч. = 36 А |
Uном = 110 кВ Iном = 2000 А |
По условию длительного режима |
|
кА |
iдин= 102 кА |
По динамической стойкости |
|
= 15,317 кА |
= =79,567 кА |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения |
|
ВК=8,1 |
=4800 |
По термической стойкости |
|
кА кА |
кА кА |
По току включения |
Для таблицы 6.2:
В качестве расчётного КЗ берём трехфазное КЗ;
,
где - интеграл Джоуля для заданной цепи
с,
tРЗ- время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель [см. пп.5];
tОТКЛ.В- полное время отключения выключателя с приводом [1, табл.4.1];
с.- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ
c;
кА ;
кА.
tотк – полное время отключения тока КЗ;
tр.з – время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель;
tо.в – полное время выключателя с приводом;
tо.с – собственное отключения выключателя с приводом;
Iо.ном – номинальный ток отключения выключателя;
Iв.ном – действующее значение номинального тока включения выключателя;
Iтер, tтер – ток и время термической стойкости, гарантированные заводом-изготовителем.
Выбор выключателей на НН
Выбор выключателей на низшем напряжении сводим в таблицы 6.3, 6.4. и 6.5.
В качестве вводного выключателя выбираем вакуумный выключатель типа ВВ-10-20У3/1000 с пружинным типом привода [1, табл. 4.1]
Таблица 6.3. Обоснование выбора вводного выключателя ВВ-10-20У3/1000
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч. = 632 А |
Uном = 10 кВ Iном = 1000 А |
По условиям длительного режима |
|
= = 11,243 кА |
= 39,913 кА |
По коммутационной способности |
|
кА |
iдин = 52 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк=52,98 |
По термической стойкости |
|
|
По току включения |
Для данного выключателя примем тип комплектного распределительного устройства КВ-3 по [1, табл.4.7] с номинальным напряжением 10 кВ, номинальным током шкафа 1000А, номинальным током отключения выключателя 31,5 кА.
Для таблицы 6.3:
,
где с, с.
c;
кА ;
кА.
В качестве секционного выключателя выбираем вакуумный выключатель типа ВВ-10-20У3/630 с пружинным типом привода [1, табл. 4.1]
Таблица 6.4 Обоснование выбора секционного выключателя ВВ-10-20У3/630
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети =6,3 кВ Iпрод.расч.= 379 А |
Uном = 10 кВ Iном = 630 А |
По условиям длительного режима |
|
= = 11,243 кА |
= =39,913 кА |
По коммутационной способности |
|
iу=13,743 кА |
iдин = 52 кА |
По динамической стойкости |
|
= 39,183 |
По термической стойкости |
|
|
По току включения |
Для данного выключателя примем тип комплектного распределительного устройства КВ-3 по [1, табл.4.7] с номинальным напряжением 10 кВ, номинальным током шкафа 630 А, номинальным током отключения выключателя 31,5 кА.
Для таблицы 6.4:
,
где с, с.
c;
кА ;
кА.
В качестве выключателя отходящей кабельной линии выбираем вакуумный выключатель типа ВВ-10-20У3/630 с пружинным типом привода [1,табл.4.1]
Таблица 6.5. Обоснование выбора выключателя отходящей кабельной линии ВВ-10-20У3/630
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети =6,3 кВ Iпрод.расч.= 179,07 А |
Uном = 10 кВ Iном = 630 А |
По условиям длительного режима |
|
= = 11,243 кА |
= =39,913 кА |
По коммутационной способности |
|
iу=13,743 кА |
iдин = 52 кА |
По динамической стойкости |
|
= 25,386 |
По термической стойкости |
|
|
По току включения |
Для данного выключателя примем тип комплектного распределительного устройства КВ-3 по [1, табл.4.7] с номинальным напряжением 10 кВ, номинальным током шкафа 630 А, номинальным током отключения выключателя 31,5 кА.
Для таблицы 6.5:
,
где с, с.
c;
кА ;
кА.
Выбираем тип комплектного распределительного устройства внутренней установки 10кВ КВ-3 по [1, табл. 4.7]
Табл. 6.6. Основные технические данные КРУ 10 кВ КВ –3
|
Параметры |
Шкафы выкатного исполнения |
|
Номинальное напряжение, кВ |
10 |
|
Номинальный ток, А: - сборных шин - шкафов |
630; 1000 630; 1000 |
|
Номинальный ток отключения, кА |
31,5 |
|
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА |
81 |
|
Ток термической стойкости, кА |
31,5 |
|
Тип выключателя: вакуумный |
ВВ-10 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-10, ТШЛ-10 |
Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ. На стороне ВН разъединитель типа РГ-110/1000УХЛ1 с приводом ПДГ-9 [1, табл.4.4].
Проверка разъединителей приведена в таблице 6.6
Таблица 6.7. Разъединитель типа РГ-110/1000УХЛ1 с приводом ПДГ-9
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 34,62 А |
Uном =110 кВ Iном = 1000 А |
По условию длительного режима |
|
iу = 13,743 кА |
iдин = 80 кА |
По динамической стойкости |
|
ВК=8,1 |
=4800 |
По термической стойкости |
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 ТСН -25/6 [6].
Uвн=6,3 кВ Uнн=0.4 кВ S=25 кВА.
В цепях выбираются:
на стороне 6 кВ – высоковольтный предохранитель;
на стороне 0.4кВ – рубильник и автомат.
Вся аппаратура выбирается по номинальному току по условию:
Таблица 6.8 Выбор плавкого предохранителя ПКТ101-6-3,2-20У3 [3, табл. 5.4]
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора или проверки |
|
Uсети=6,3 кВ Iпрод.расч.=3,178 А |
Uном=6 кВ Iном= 3,2 А |
По условиям длительного режима |
|
Iп.о.=5,253 кА |
Iо.ном.=20 кА |
По коммутационной способности Iо.ном. Iп.о. |
где Iп.о.– ток КЗ на стороне НН;
Iо.ном – номинальный ток отключения предохранителя;
А.
Продолжительный расчетный ток для аппаратуры на стороне 0.4кВ:
А.
Автомат: АВМ4Н, Iном=400 А > Iпрод.расч.=50,52 [3, табл.6.9].
Таблица 6.9 Измерительные приборы и места их установки (1, табл.4.9)
|
№ п/п |
Место установки приборов |
Приборы |
Тип прибора |
|
1. |
Трансформатор двухобмоточный на стороне НН |
Амперметр |
Э-350 |
|
Ваттметр |
Д-350 |
||
|
Варметр |
Д-350 |
||
|
Счетчик активной энергии |
СЭТ3а-01-01 |
||
|
Счетчик реактивной энергии |
СЭТ3р-01-08 |
||
|
2. |
Секционный выключатель 6,3 кВ |
Амперметр в одной фазе |
Э-350 |
|
3. |
Секция шин 6,3 кВ |
Вольтметр |
Э-350 |
|
4. |
Кабельная линия 6,3 кВ |
Амперметр |
Э-350 |
|
Счетчики активной энергии |
СЭТ3а-01-01 |
||
|
Счетчик реактивной энергии |
СЭТ3р-01-08 |
||
|
5. |
Трансформатор собственных нужд |
Амперметр |
Э-350 |
|
Счетчик активной энергии |
СЭТ3а-01-01 |
||
|
6 |
Секция (система шин) ВН |
Вольтметр регестрирующии |
Н-394 |
Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока на стороне высшего напряжения определяется типом выключателя. Для выбранных выключателей применяются встроенные трансформаторы тока. Выбор трансформатора тока на стороне ВН ограничивается лишь выбором его типа без полной проверки.
Выбор трансформаторов тока на стороне НН осуществлен с учетом трансформаторов тока, которые имеются в ячейках КРУ. Полный выбор производится для трансформаторов тока в цепи силового трансформатора и в цепи кабельных линий 6 кВ.
На стороне ВН принимаем трансформатор тока встроенный в баковый выключатель типа ВГБУ-110II-40/2000У1.
Тип ТА ТВ-110-75-0,5/10Р [1, табл.4.5]
Таблица 6.10. Проверка ТА
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 36 А |
Uном = 110 кВ Iном = 75 А |
По условиям длительного режима |
|
Вк =8,1 |
= 1200 |
По термической стойкости |
На вводе силового трансформатора ВН выбираем ТА встроенный в силовой трансформатор: ТВТ-110-75-0,5/10Р [1, табл.4.5].
Таблица 6.11. Проверка ТА
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 36 А |
Uном = 110 кВ Iном = 75 А |
По условиям длительного режима |
|
Вк =142,59 |
= 1200 |
По термической стойкости |
На выводе силового трансформатора НН выбираем ТА
ТЛШ10-2000-У3-0,5/10Р [1. табл.4.5].
Таблица 6.12. Проверка ТА
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч.= 632 А |
Uном = 10 кВ Iном = 2000 А |
По условиям длительного режима |
|
iу = 13,743 кА |
Iдин = 81 кА |
По динамической стойкости |
|
Z2расч = 0,494 Ом |
Z2ном = 0,8 Ом |
По нагрузочной способности |
|
Вк =52,98 |
=2976,75 |
По термической стойкости |
Проверка по нагрузочной способности
Таблица 6.13. Вторичная нагрузка ТА
|
Прибор |
Тип |
Класс точности |
Потребляемая мощность обмотки, |
Нагрузка создаваемая прибором Z, Ом |
||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
||||
|
Амперметр |
Э-350 |
1,5 |
0,5 |
- |
0,02 |
- |
|
Ваттметр |
Д-350 |
1,5 |
0,5 |
0,02 |
- |
0,02 |
|
Варметр |
Д-350 |
1,5 |
0,5 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
|
Счетчик активной энергии |
СЭТ3а-01-01 |
0,5 |
0,05 |
0,002 |
- |
0,002 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СЭТ3р-01-08 |
0,5 |
0,05 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
|
Итого: |
0,044 |
0,042 |
0,044 |
Для табл. 6.12
Zамп.=Sпотр. обм / I2=0,5/52=0,02 Ом;
Zваттметр= Sпотр. обм / I2=0,5/52=0,02 Ом;
Zварметр= Sпотр. обм / I2=0,5/52=0,02 Ом;
Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2=0,05/52=0,002 Ом;
Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2=0,05/52=0,002 Ом.
Наиболее нагруженными являются фазы А и С.
Рис.6.1. Включение приборов в полную звезду
Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой а) рис.6.1:
Z2расч = Zприб + rпров + rконт = Zват + Zвар + Zсч.акт. + Zсч.реакт. + rпров + rконт =
=0.02+0.02+ 0.002 + 0.002 + rпров +0.1 = 0.144 + rпров
rконт = 0,1 Ом [2 стр.35]- переходное сопротивление контактов;
rпров - сопротивление соединительных проводов;
Zприб - суммарное сопротивление токовых катушек измерительных приборов.
Находим допустимое сопротивление провода:
rпров.доп.=0.8-0.144=0.656 Ом
Находим требуемое сечение для заданного сопротивления: , где - удельное сопротивление материала соединительных проводов
( медь =0,0175);
l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м); [2, стр.36]
rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.
В результате расчета получаем: q= 0.0175*50/0.656=1.33 мм2
Из условий механической прочности принимаем медный контрольный кабель КВВГ сечением q=2,5мм2 (минимальное).
q = 2,5 мм2 rпров.= 0,0175 50 /2,5 = 0,35 Ом
Z2расч=0.144+0.35=0.494 < 0.8, следовательно ТА проходит по нагрузочной способности.
На секционном выключателе ставим ТА ТЛК-10 – 400-У3 [1 табл.4.5].
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.13:
Таблица 6.14 Проверка ТА
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч.= 379 А |
Uном = 10 кВ Iном = 400 А |
По условиям длительного режима |
|
iу = 13,743 кА |
Iдин = 50 кА |
По динамической стойкости |
|
Вк=39,183 |
=768 |
По термической стойкости |
На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТЛК-10 – 200-У3. [1, табл.4.5].
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.14.
Таблица 6.15 Проверка ТА
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети = 6,3 кВ Iпрод.расч.= 179,07 А |
Uном = 10 кВ Iном = 200 А |
По условиям длительного режима |
|
iу = 13,743 кА |
Iдин = 52 кА |
По динамической стойкости |
|
Z2расч = 0,172 Ом |
Z2ном = 0,4 Ом |
По нагрузочной способности |
|
Вк = 25,386 |
=300 |
По термической стойкости |
Таблица 6.16 Проверка ТА
|
Прибор |
Тип |
Класс точности |
Потребляемая мощность обмотки, |
Нагрузка создаваемая прибором, Ом |
|||
|
Фаза А |
Фаза С |
Фаза В |
0 |
||||
|
Амперметр |
Э-350 |
1,5 |
0,5 |
0,02 |
- |
- |
- |
|
Счетчик активной энергии |
СЭТ3а-01-01 |
0,5 |
0,05 |
0,002 |
0,002 |
- |
- |
|
Счетчик реактивной энергии |
СЭТ3р-01-08 |
0,5 |
0,05 |
0,002 |
0,002 |
- |
0,002 |
|
Итого |
0,022 |
0,004 |
- |
0,002 |
Для таблицы 6.16:
Zамп.=Sпотр. обм / I2=0.5/52=0.02 Ом;
Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2=0.05/52=0.002 Ом;
Zсч.реакт.= Sпотр. обм / I2=0.05/52=0.002 Ом.
Самой нагруженной фазой является фаза А.
Рис.6.2. Включение приборов в неполную звезду
Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:
Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:
,
где - удельное сопротивление;
l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 5 м)[2, стр.36];
rпров. доп. - допустимое сопротивление провода.
В результате получаем
;
принимаем сечение контрольного кабеля 2,5 мм2
Выбор трансформаторов напряжения
На стороне ВН:
Тип трансформатора напряжения: НАМИ-110-УХЛ1 [1, табл. 4.6]
Таблица 6.17 Выбор TV
|
Расчетные данные |
Каталожные данные трансформатора напряжения типа НАМИ-110-УХЛ1 |
||
|
UНОМ. СЕТИ, кВ |
110 |
U1 НОМ , кВ U2 НОМ , В Класс точности: S2ном |
0.5 S2ном = 560 ВА |
На стороне НН:
Тип трансформатора напряжения: НАМИТ-6-УХЛ2
Таблица 6.18 Выбор TV
|
Расчетные данные |
Каталожные данные трансформатора напряжения НАМИТ-6-УХЛ2 |
||
|
UНОМ. СЕТИ, кВ S2, ВА |
6 6,896 |
U1 НОМ , кВ U2 НОМ , В Группа соединения класс точности S2НОМ, ВА |
6 100 Y0/Y0/-0 0,5 200 |
Проверка по нагрузочной способности
Таблица 6.19 Проверка TV
|
Наименование прибора |
Тип |
Число катушек |
Потребляемая мощность одной катушки В*А (Вт) |
Число приборов |
S, В*A |
|
Вольтметр |
Э-350 |
1 |
2 |
1 |
2 |
|
Ваттметр |
Д-350 |
2 |
1,5 |
1 |
3 |
|
Варметр |
Д-350 |
3 |
1,5 |
1 |
4.5 |
|
Счетчик активной энергии |
СЭТ3а-01-01 |
2 |
1 |
6 |
12 |
|
Счетчик реактивной энергии |
СЭТ3р-01-08 |
3 |
1 |
6 |
18 |
|
Итого: |
39.5 |
< 200 ВА.
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 . [1, табл.3.4].
>
Проверка по короне:
Условие проверки:
, где 0,9 – коэффициент запаса;
– начальное напряжение на выбранном проводе, вызывающее корону, кВ;
– напряжение на выбранном проводе, фазное наибольшее, кВ:
,
где – номинальное линейное напряжение, кВ.
Начальная напряженность электрического поля, вызывающая появление короны определяется по выражению:
где – коэффициент шероховатости поверхности провода (для многопроволочных проводов );
по [3, табл. 7.35] – радиус провода;
– относительная плотность воздуха.
,
где – давление воздуха на уровне ПС, Па;
– температура воздуха.
Начальное напряжение, вызывающее корону, кВ:
,
где – расстояние между фазами (для 110 кВ,).
;
;
;
Проверка на отсутствие короны:
Данное сечение прошло проверку на отсутствие короны.
Проверка на схлестывание не производится, поскольку:
по [5, п.4.2.56].
следовательно, окончательно выбираем провод марки АС – 70/11.
В ЗРУ 6 кВ ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами, т.к. они обеспечивают меньшие потери, а также у них лучше условия охлаждения. При токе 632 А необходимы шины прямоугольного сечения 505 мм2 с допустимым током 665 А, выбрали по [1, табл. 3.5]. Сборные шины и ошиновка 6 кВ из проводников прямоугольного профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Способ расположения шин на изоляторах – “плашмя”.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току)
Iдоп.>Iпрод.расч.,
где Iпрод.расч. =632 А.
Проверка электродинамической стойкости шинного моста:
Первоначально оценивается Lкр – критическое значение длины пролета, исходя из собственной частоты колебаний шинной конструкции Fсоб>200 Гц
J = 5,2 см4– момент инерции относительно оси прямоугольного проводника, перпендикулярной действию силы.
qст=2,5 мм2 по [1, табл. 3.5]
принимаем L=1,1 м.(к десятой в меньшую сторону);
Сила, действующая на пролет длиной L и на расстоянии а между фазами при трехфазном КЗ:
,
где: - ударный ток
а=0,4 м – среднее расстояние между фазами.
Изгибающий момент от междуфазных усилий:
Механические напряжения в материале шин от междуфазных усилий:
,
где – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы.
МПа;
Критерием электродинамической стойкости является соотношение:
Величина для алюминиевых шин [2, табл.6.6].
|
Материал |
Марка |
Допустимое напряжение, МПа |
|
Алюминий |
АД0 |
40 |
Шины по электродинамической стойкости проходят.
Проверка шинного моста по термической стойкости:
Для этого требуется определить минимально допустимое сечение:
мм2,
где
Шины проходят по термической стойкости.
Опорные изоляторы для наружной установки рассчитываются из условий:
Опорные изоляторы для наружной установки рассчитываются из условий:
Выбираем опорные стержневые изоляторы ОНШ-10-5-1УХЛ1 по [3, табл. 5.7].
- Условие выполняется.
Ошиновка в цепи трансформатора на стороне ВН должна выбираться по допустимому току, однако при относительно небольшой длине ошиновки в случае схемы со сборными шинами ее можно выполнять такого же сечения, как и сборные шины.
Число КЛЭП: 10 шт.
Максимальный длительный ток нормального режима:
А
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.
Экономическое сечение одной шины кабеля: , где - экономическая плотность тока кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена и медной жилой[1, табл.3.3].
Iнорм – максимальный длительный ток нормального режима.
Принимаем кабель АПвПу с сечением q =95 мм2. [7].
Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена предназначены для замены кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией. Их преимущества: большая пропускная способность за счет увеличения рабочей температуры жил – 90ºС вместо 70ºС; в восемь раз более низкие диэлектрические потери; более высокий ток термической стойкости при коротком замыкании; кабель с изоляцией из СПЭ можно прокладывать при температурах до – 20°С, тогда как прокладка кабелей с БПИ без предварительного подогрева возможна только до 0°С; меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах; возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней.
Данные кабеля:
- допустимый ток кабеля: Iдоп=265А;
- изоляция из сшитого полиэтилена;
- оболочка из полиэтилена увеличенной толщины;
Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима
А, где
- допустимый табличный ток;
к - поправочный коэффициент на количество работающих кабелей и расстояние между ними (при расположении кабелей в плоскости); к2=0.88[8, табл.3.46] (два кабеля в траншее, расстояние между кабелями 200 мм) ;
Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:
Коэффициент предварительной загрузки
,
- коэффициент допустимой перегрузки находится по [5, табл.1.3.6] из следующих условий : Кз= 0,384 и , следовательно =1,1 для кабелей проложенных в земле
Необходимым условием проверки является , 1,1 > 0,841
Производим проверку кабеля по термической стойкости:
Для этого требуется определить минимально допустимое сечение:
мм2
Кабель проходит по термической стойкости (95>56)
По [7] принимаем трехфазный кабель с алюминиевыми жилами
Тип АПвПу 10-95 сечением 95 мм2
Схема электроснабжения трансформаторных пунктов представлена на рисунке 6.1.
Рис 6.1. Схема электроснабжения трансформаторных пунктов
На подстанции предусматривается установка ОПН [3, табл. 5.21] следующих типов:
На стороне ВН принимаем ОПН-110ХЛ1;
На стороне НН принимаем ОПН-10-10(I)УХЛ1;
На нейтрале трансформатора принимаем ОПНН-110ХЛ1;
7. Оперативный ток.
Постоянный оперативный ток – это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, управления, сигнализации от аккумуляторной батареи на напряжение 220В без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда.
Для постоянного подзаряда, а также после аварийного разряда каждой аккумуляторной батареи типа СК 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 саморазряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.
На стороне ВН применяется ОРУ. Конструкция ОРУ с типовыми ячейками. Размещение оборудования в ячейках позволят осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная и равна 110 кВ - 9 м. Именно она определяет ширину распредустройства и ПС в целом. Длина ячейки и, следовательно, длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования. Применим ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на одном уровне (~3 м). Зона ячеек отделена от зоны трансформаторов автодорогой для проезда автотрейлеров шириной 4 м с отдалением от провозимого оборудования на безопасное расстояние. Расстояние между трансформаторами в свету 15 м, значит не применяются сплошные. За автодорогой кроме трансформаторов располагаются КРУ, связанные с ними токоведущими связями.
По планированной территории ПС обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью, с засевом травой. Автодороги с покрытием предусматриваются к следующим зданиям и сооружениям : порталу для ревизии трансформаторов, КРУ, зданию щита управления (ОПУ), вдоль выключателей ОРУ. Ширина проезжей части внутри площадных 3,5м. В ОРУ предусмотрен проезд вдоль выключателей передвижных монтажно-ремонтных механизмов, а также передвижных лабораторий, габарит проезда 4 метра по ширине и высоте.
Территория ОРУ и ПС в целом ограждены внешним за бором высотой 1,8-2,0 м. Вспомогательные сооружения (ОПУ мастерские и др. сооружения), расположенные на территории ПС следует ограждать внутренним забором высотой 1,6 м. Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки или уровнем сооружения (плиты кабельных каналов или лотков и т.п.) на высоте не менее 2,5 м разрешается не ограждать. Расстояния по горизонтали от токоведущих и незаземленных частей или элементов изоляции (со стороны токоведущих частей) до постоянных внутренних ограждений 1650 мм.
Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1т в единице предусматриваются маслоприемники с соблюдением следующих требований. Габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного электрооборудования не менее 0,6 м при массе масла до 2т. Объем маслоприемника должен быть рассчитан на одновременный прием 100% масла в трансформаторе.
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 220 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 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.
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.
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 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.
9.3.2. Необходимые изоляционные расстояния.
9.3.3. Маркировка частей установок и предупредительная окраска.
В соответствии с требованиями ПУЭ выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение:
Цветовое обозначение выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.
9.3.4. Планировки, обеспечивающие электробезопасность при обслуживании ПС.
РУ-110 и 6 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:
В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
9.3.5. 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, КРУ, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.
9.3.6. 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.
9.3.7. 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 СПЭ изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка в течении 6 часов в сутки на 10% больше номинальной в течении 5 суток.
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.
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.
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.
На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.
10. Технико-экономические показатели подстанции.
10.1. Установленная мощность подстанции.
Sуст=n·Sном.т.=2·6,3=12,6 МВ·А, где
Sном.т. - номинальная мощность одного трансформатора
n - количество трансформаторов на подстанции
10.2. КПД подстанции средневзвешенный
, где
Wгод - годовой отпуск энергии потребителям
Wгод - годовые потери энергии в трансформаторах
Wгод=365·Wсут=365·86,7= 31645,5 МВт·ч.
Wгод=, где
Pхх и Pкз - потери в трансформаторе;
Si - мощность на i - й ступени графика;
ti - продолжительность i - й ступени графика.
для ТМН – 6300/110: Pхх=10 кВт; Pкз=44 кВт.
=
10.3. Время использования установленной мощности
Итог подсчета технико-экономических показателей ПС представим в виде таблицы 10.1
Таблица 10.1.
|
Установленная мощность ПС (кВА) |
(%) |
W, кВт·ч/год |
Туст, час |
|
12600 |
99,1 |
284410,5087 |
3001 |
Заключение
В данной курсовой работе:
Проектируемая подстанция является проходной, высшее напряжение 110 кВ, низшее напряжение 6 кВ.
Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.
От подстанции на стороне низшего напряжения отходит 10 кабельных линий.
К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий.
Суточный отпуск электроэнергии потребителям
Время использования максимальной активной нагрузки
Максимальная нагрузка МВА
Средняя нагрузка МВА
Коэффициент заполнения годового графика нагрузки Кз=0,3379
|
Место КЗ |
Точка к.з. |
Начальное значение периодической составляющей токов , кА |
Ударный ток - ф. к.з. ,кА |
Ударный ток - ф. к.з. ,кА |
|
|
Трехфазное к.з. |
Однофаз-ное к.з. |
||||
|
Шины ВН, 110 кВ |
|||||
|
Шины НН, 6,3 кВ |
– |
– |
На ВН установлен элегазовый выключатель типа ВГБУ-110II-40/2000У1
На НН установлены вакуумные выключатели типа:
вводной выключатель ВВ-10-20У3/1000;
секционный выключатель ВВ-10-20У3/630;
выключатель отходящей кабельной линии ВВ-10-20У3/630.
На ВН выбраны разъединители РГ-110/1000УХЛ1 с приводом ПДГ-9.
Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТСН-25.
Принят предохранитель ПКТ101-6-3,2-20У3 и автомат АВМ4Н.
На стороне ВН применяется трансформатор тока встроенный в баковый выключатель ВГБУ-110II-40/2000 У1 типа ТВ-110-75-0,5/10Р
На стороне НН на выводе силовых трансформаторов установлены ТТ ТШЛ10-2000-У3-0,5/10Р. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.
На секционном выключателе установлен ТЛК-10-400-У3.
На отходящих кабельных линиях установлены ТТ ТЛК-10-200-У3.
На секции 6 кВ установлены ТН типа НАМИТ-6-УХЛ2.
Принята ошиновка силового трансформатора от выводов 6 кВ, до ввода в РУ в виде гибкой связи из пучка сталеалюминевых проводов.
Кабельные линии к потребителю выполнены кабелем с сечением q =95 мм2.
Установленная мощность подстанции Sуст=12,6 МВА
КПД подстанции средневзвешенный η=99,1 %
Время использования установленной мощности Туст=3001 ч
Приложение 1.
В курсовом проекте приняты следующие сокращения:
ВН – высшее напряжение
НН – низшее напряжение
ПС – подстанция
ТМН – трансформатор масляный с естественной циркуляцией масла с регулированием напряжения под нагрузкой
КЗ – короткое замыкание
ТКЗ – ток короткого замыкания
ТРДН – трансформатор с расщепленной обмоткой на стороне низшего напряжения масляный с дутьевой циркуляцией масла с регулированием напряжения под нагрузкой
ТДН – трансформатор масляный с дутьевой циркуляцией масла с регулированием напряжения под нагрузкой
ВЛ – воздушная линия
РУ – распределительное устройство
МТЗ –максимально-токовая защита
АВР – автоматическое включение резерва
АПВ – автоматическое повторное включение
ТСН – трансформатор собственных нужд
ИМФ - индикатор микропроцессорный фиксирующий
РЗ – релейная защита
ВГБУ – выключатель элегазовый баковый
ВВ – вакуумный выключатель
РГ – разъединитель горизонтальный
ПДГ – привод двигательный коммутирующее устройство типа ПУ на базе герконов
ПКТ – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий
КРУ – комплектное распределительное устройство
ТА – трансформатор тока
ТВ – трансформатор тока встроенный
ТЛШ – трансформатор тока с литой изоляцией шинный
ТЛК – трансформатор тока с литой изоляцией комплектный
НАМИ – трансформаторы напряжения антирезонансный масленый
TV – трансформатор напряжения
ЗРУ – закрытое распределительное устройство
ОНШ – опорные штыревые неармированные изоляторы
СПЭ – сшитый полиэтилен
БПИ – бумажно-пропитанная изоляция
ОПН – ограничитель перенапряжения
ОПНН – ограничитель перенапряжения в нейтрале
ВАЗП - выпрямительный агрегат зарядный, подзарядный
ОРУ – открытое распределительное устройство
Приложение 2.
Трехфазный трансформатор напряжения ТСН-25/6(10)
Наименование: Трехфазный трансформатор напряжения ТСН-25/6(10)
Описание товара: ТСН-25/6(10)-У3 — трехфазный силовой сухой трансформатор напряжения серии ТСН с обмотками, изготовленными из проводов с изоляцией "NOMEX" класса нагревостойкости Н (180°С), двухобмоточный, общего назначения.
Трансформаторы серии ТСН используются во многих отраслях народного хозяйства. Предназначены для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, которым предъявляются повышенные требования в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты.
Основные схемы и группы соединения обмоток Д/Ун-11, У/Ун-0.
Регулирование напряжения — переключение без возбуждения с помощью перемычек
на ±2х2,5% Uн.
Трансформаторы соответствуют стандартам МЭК-76, производство сертифицировано по ISO 9001.
Условия эксплуатации:
— температура окружающего воздуха от -5°С до 40°С
— относительная влажность воздуха не более 98% при температуре 25°С
— высота установки над уровнем моря не более 1000 м
— окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли
Технические характеристики:
Номинальная мощность, кВА: 25,0
Номинальное напряжение первичной обмотки, кВ: 6; 10
Номинальное напряжение вторичной обмотки, кВ: 0,4
Потери холостого хода, Вт: 150
Потери короткого замыкания, Вт: 600
Напряжение короткого замыкания, %: 4,0
Корректированный уровень звуковой мощности, дБА: 50
Пониженный корректированный уровень звуковой мощности, дБА: 37
Масса, кг: 600
Размеры, кг: 900х680х900
Приложение 3.
Силовые кабели со сшитой изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10, 20 и 35 КВ.
АПвП / ПвП, АПвПу / ПвПу – кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой оболочке
АПвПг / ПвПг – кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой оболочке с продольной герметизацией
АПвПуг / ПвПуг – кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой оболочке с продольной и поперечной герметизацией
АПвПу2г / ПвПу2г, АПвВ / ПвВ – кабели с оболочкой из поливинилхлоридного пластиката, не распространяющие горение при одиночной прокладке
АПвВнг-LS / ПвВнг-LS – кабели с оболочкой из поливинилхлоридного пластиката, не распространяющие горение при прокладке в пучках
МАРКИРОВКА КАБЕЛЕЙ
Условные обозначения в маркировке:
А – алюминиевая жила (без обозначения – медная жила);
Пв – изоляция из сшитого полиэтилена;
П – оболочка из полиэтилена;
Пу – оболочка из полиэтилена увеличенной толщины;
В – оболочка из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката;
Внг-LS – оболочка из ПВХ пластиката пониженной пожароопасности ( “LS” – Low Smoke – низкое дымо- и газовыделение);
г – продольная герметизация водоблокирующими лентами;
2г – двойная герметизация (водоблокирующими лентами и алюмополиэтиленовой лентой).
КОНСТРУКЦИЯ
ТОКОПРОВОДЯЩАЯ ЖИЛА — медная или медная луженая (по требованию потребителя, при заказе к марке добавляют букву "л"), круглой формы, многопроволочная класса 5 по ГОСТ 22483.
ИЗОЛЯЦИЯ. Цвета изоляции жил в проводах указаны в Приложении.
СКРУТКА — изолированные жилы скручены без заполнителя. Изолированные жилы пятижильных проводов допускается скручивать вокруг сердечника.
ОБОЛОЧКА — из ПВХ пластиката. Оболочка в проводах наложена с заполнением промежутков между жилами, придавая проводам круглую форму. Цвета оболочки проводов указаны в Приложении. Токопроводящая жила – круглая, медная или алюминиевая, сечение от 50 до 800 мм2.
Экран – по жиле из экструдируемого полупроводящего сшитого полиэтилена.
Изоляция – из сшитого полиэтилена (Пв).
Экран – по изоляции из экструдируемого полупроводящего сшитого полиэтилена.
Разделительный слой:
– для кабелей с продольной герметизацией дополнительно водоблокирующие ленты (г)
– для кабелей с продольной и поперечной герметизацией еще дополнительно алюмополиэтиленовые ленты (2г).
Экран из медных проволок, скрепленных медной лентой:
– сечением не менее 16 мм2 для кабелей с сечением жилы 50-120 мм2
– сечением не менее 25 мм2 для кабелей с сечением жилы 150-300 мм2
– сечением не менее 35 мм2 для кабелей с сечением жилы 400 мм2 и более.
Разделительный слой.
Оболочка:
– для ПвП, АПвП - из полиэтилена (П)
– для ПвПу, АПвПу - из полиэтилена, увеличенной толщины (Пу)
– для АПвВ, ПвВ - из поливинилхлоридного пластиката
– для нг-LS из ПВХ пластиката пониженной пожароопасности с низким газо-дымовыделением.
Переход на кабели с изоляцией из СПЭ взамен кабелей с БПИ обусловлен рядом неоспоримых преимуществ:
- более высокая надежность в эксплуатации;
- меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий;
- низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,001 вместо 0,008);
- высокая стойкость к повреждениям;
- большая пропускная способность за счет увеличения допустимой температуры нагрева жил:
длительной (900С вместо 700С), при перегрузке (1300С вместо 900С);
- более высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (2500С вместо 2000С);
- низкая допустимая температура при прокладке без предварительного подогрева (-200С вместо 00С);
- низкое влагопоглощение;
- меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах;
- возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;
- более экологичный монтаж и эксплуатация (отсутствие свинца, масла, битума).
ПРИМЕНЕНИЕ
АПвП / ПвП – Применяются для стационарной прокладки в земле (в траншеях) независимо от степени коррозионной активности грунтов и вод.
АПвПу / ПвПу – Допускается прокладка на воздухе без защиты от солнечной радиации, в том числе в кабельных сооружениях, при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты, например, нанесения огнезащитных покрытий.
АПвПг / ПвПг – Применяются для стационарной прокладки в земле (в траншеях) независимо от степени коррозионной активности грунтов и вод.
АПвПуг / ПвПуг, АПвП2г / ПвП2г – Допускается прокладка на воздухе без защиты от солнечной радиации, в том числе в кабельных сооружениях, при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты, например, нанесения огнезащитных покрытий.
АПвВ / ПвВ – Кабели применяют для стационарной прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях. Допускается прокладка в сухих грунтах. Не распространяют горение при одиночной прокладке.
АПвВнг-LS – Кабели применяют для стационарной прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях.
ПвВнг-LS – Допускается прокладка в сухих грунтах. Кабели марки ПвВнг-LS могут быть использованы для прокладки во взрывоопасных зонах классов В-I, В-Iа. Кабели марки АПвВнг-LS могут быть использованы для прокладки во взрывоопасных зонах классов В-Iб, В-Iг,В-II, В-IIа.
Кабели прокладываются на трассах без ограничения разности уровней. Кабели с индексом «у» - увеличенная толщина изоляции, предназначены для прокладки на сложных участках кабельных трасс.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ
Технические характеристики СПЭ БПИ*
Номинальное переменное напряжение частоты 50 Гц, кВ ............................... 10,0 10,0
Рабочая температура жил, 0С…………………………………………………….+90 +70
Допустимый нагрев жил при работе в аварийном режиме, 0С……….………+130 +90
Максимальная температура жил при коротком замыкании, 0С………………+250 +200
Эксплуатация при температуре окружающей среды, 0С……………….…….-50;+500С
— ПвВнг-LS, АПвВнг-LS………………………………………………………-40;+500С
— ПвВ, АПВв……………………………………………………………………-50;+500С
— ПвП, АПвП, ПвПу, АПвПу………………………………………………….-60;+500С
Монтаж без предварительного подогрева при температуре не ниже, 0С……..0
— ПвВ, АПВв, ПвВнг-LS…………………………………………………………..-150С
— ПвП, АПвП, ПвПу, АПвПу……………………………………………………..-200С
Радиус изгиба кабелей, количество наружных диаметров…………………..15(7,5**) 150С
Срок службы кабелей не менее, лет………………………………..….…...………..30 300С
* Для сравнения приведены данные для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией (БПИ)
** При использовании специального шаблона при монтаже.