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 общего и профессионального образования РФ
Ивановский государственный энергетический университет
Кафедра ЭСДЭ
Курсовой проект
“Понизительная подстанция 35/6.3 кВ”
Выполнил: студент гр. IV-30
Ретнев Р.А.
Проверил: Скоробогатов А.А.
Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция
35/6.3 кВ. Заданием на данный проект явились:
схема прилегающей сети
суточный график использования нагрузки
характеристика нагрузочного района (максимальная мощность нагрузки, категории 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
стр.
Аннотация
1. Характеристика подстанции.
2. Выбор трансформаторов.
3. Расчет токов короткого замыкания.
4. Выбор схемы соединения подстанции.
5. Выбор типов релейных защит и автоматики.
6. Выбор оборудования и токоведущих частей.
7. Оперативный ток.
9. Меры по технике безопасности и противопожарной безопасности
10. Технико-экономические показатели подстанции.
1. Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок.
1.1. определение типа подстанции.
Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме.
По своему назначению подстанция является потребительской (рис. 1). Высшее напряжение подстанции 35 кВ, низшее напряжение 6.3 кВ
По способу присоединения к системе подстанция является тупиковой.
От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 20 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.
Рис.1. Участок электрической сети
Т3,Т4= 25 МВ*А
Таблица1.1
|
Длина,км ; Худ,Ом/км |
|||||
ВЛ1 |
ВЛ2 |
ВЛ3 |
ВЛ4 |
ВЛ5 |
ВЛ6 |
|
35/0.4 |
16/0.41 |
10/0.4 |
13/0.39 |
20/0.41 |
23/0.4 |
1.2. Характеристика нагрузки подстанции.
К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.2 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.
Таблица 1.2
|
категория потребителя |
1 |
2 |
3 |
|
Процентное отношение |
30 % |
20 % |
50 % |
График активной и реактивной нагрузки приведен на рис.2.
Рис. 2. график использования активной и реактивной мощности
В таблице 1.3 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки
|
N ступени |
Часы |
Длина ступени |
P |
Q |
S |
W |
||
|
час |
Час |
% |
МВт |
% |
МВА |
МВА |
МВт ч |
|
|
1 |
0 4 |
4 |
10 |
1.4 |
20 |
1.376 |
1.963 |
5.6 |
|
2 |
4 6 |
2 |
30 |
4.2 |
40 |
2.752 |
5.02 |
8.4 |
|
3 |
6 8 |
2 |
40 |
5.6 |
50 |
3.44 |
6.572 |
11.2 |
|
4 |
8 11 |
3 |
70 |
9.8 |
70 |
4.816 |
10.92 |
29.4 |
|
5 |
11 16 |
5 |
60 |
8.4 |
60 |
4.128 |
9.36 |
42 |
|
6 |
16 18 |
2 |
70 |
9.8 |
70 |
4.816 |
10.92 |
19.6 |
|
7 |
18 21 |
3 |
100 |
14 |
100 |
6.88 |
15.6 |
42 |
|
8 |
21 23 |
2 |
70 |
9.8 |
70 |
4.816 |
10.92 |
19.6 |
|
9 |
23 24 |
1 |
10 |
1.4 |
20 |
1.376 |
1.963 |
1.4 |
Рис. 3. график использования полной мощности
Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:
4) коэффициент заполнения годового графика нагрузки
.
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*15.6 МВА. Исходя из этого, принимаем трансформатор ТДН - 10000/35 [4].
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. 4.
1) Находим начальную нагрузку (эквивалентную ступень охлаждения).
,
где Sm значение текущей нагрузки;
Δtm– продолжительность ступеней графика входящих в участок начальной нагрузки;
Sном тр-ра - номинальная мощность трансформатора ;
2) Находим предварительное значение коэффициента перегрузки
,
где Sp - значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки;
Δhp –продолжительность ступеней графика, входящих в участок перегрузки;
3) Находим максимальное значение перегрузки
Kмакс=Sмакс/Sном тр-ра=15.6/10=1.56
При полученных значениях K1 и h допустимая перегрузка равна K2доп=1.4, следовательно, трансформатор проходит по перегрузочной способности.
Параметры трансформатора ТДН-10000/35
|
Sном |
UВН |
UНН |
Uк |
Pхх |
Pк |
Iк |
|
МВА |
кВ |
кВ |
% |
кВт |
кВт |
% |
|
10 |
38.5 |
6.3 |
8 |
12.3 |
65 |
0,8 |
3. Расчет токов короткого замыкания.
Условия К.З.
На рис. 5. приведена расчетная схема.
Рис.5.
Т.к. на проектируемой подстанции напряжение ВН 35 кВ, то считаем только трехфазное КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 6 кВ принимаем раздельную работу трансформаторов.
Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА
Далее находим сопротивления в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям.
Сопротивление системы:
Сопротивление трансформаторов:
, Х4=0;
;
Сопротивление линий электропередачи:
;
;
;
;
;
;
Составляем схему замещения и приводим ее к простейшему виду.
Рис.6.
Находим базовые токи:
;
- на стороне НН (К2)
;
Находим токи КЗ:
- на стороне ВН (К2)
;
- на стороне НН (К1)
;
Находим ударные токи:
- на стороне ВН
- на стороне НН
,
где Kу - ударный коэффициент [7].
Результаты расчета токов короткого замыкания сведем в таблицу 3.1
|
Место КЗ |
Точка к.з. |
Начальное значение периодической составляющей токов , кА |
Ударный ток ,кА |
|
Трехфазное к.з. |
Трехфазное к.з. |
||
|
Шины ВН, 35 кВ |
1,7 |
4,33 |
|
|
Шины НН, 6.3 кВ |
5,34 |
13,91 |
4. Выбор схемы соединения подстанции.
Исходя из назначения данной подстанции, с учетом установленных на ней силовых трансформаторов по [7] выбираем следующие схемы распределительных устройств.
РУВН – два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линий.
РУНН - одна одиночная секционированная выключателем система шин
Упрощенно схема подстанции представлена на рис.9.
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
а) 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= 2.1с). [ТВ]
Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания
Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]
На секционном выключателе 6 кВ устанавливается комплект МТЗ (tрз=1.6 с). [ТВ]
На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:
(tрз= 1.1с). [ТВ]
Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз=0.1-0.2 с). [Т]
Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т0]
На шинах 6 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.
6. Выбор оборудования и токоведущих частей.
6.1. Выбор выключателей.
Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима.
Ток продолжительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей приведен в таблице 6.1.
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 |
кА |
|
Q3 |
Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ |
|
|
Q4 |
Выключатель на стороне высшего напряжения |
А |
|
II |
Сборные шины низшего напряжения |
|
|
III |
Сборные шины высшего напряжения |
А |
Выбор выключателей на ВН
тип выключателя ВМКЭ –35А-16/1000У1 по [4].
Таблица 6.2
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=35 кВ Iпрод.расч=218 А |
Uном=35 кВ Iном=1000 А |
По условию длительного режима |
|
кА |
iдин=64 кА |
по динамической стойкости |
|
=2.8 кА |
= =25.7 кА |
По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения |
|
0.1c. |
По термической стойкости |
|
|
кА кА |
кА кА |
По току включения |
|
Тип привода |
ПЭ-31Н |
;
τ = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.08= 0,09с ;
кА;
кА,
где tотк – полное время отключения тока короткого замыкания;
tр.з. – время действия цепи основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель;
tо.в. – полное время отключения выключателя с приводом[4];
tо.с. – собственное время отключения выключателя с приводом[4];
Iо.ном. – номинальный ток отключения выключателя[4];
tтер., Iтер. – время и ток термической стойкости, гарантированные заводом изготовителем[4];
iв.ном., Iв.ном. – амплитудное и действующее значение номинального тока включения [4];
Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3. , 6.4. и 6.5.
Выбор вводного выключателя
тип выключателя ВК-10 –1600-31.5У2 по [4]
Таблица 6.3
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условия выбора |
|
Uсети=6 кВ Iпрод.расч.=1283 А |
Uном=10 кВ Iном=1600 А |
По условиям длительного режима |
Продолжение таблицы 6.3
|
= =10.33 |
= =61 |
По коммутационной способности |
|
кА |
iдин=80 кА |
По динамической стойкости |
|
2.1 c. |
По термической стойкости |
|
|
кА кА |
кА кА |
По току включения |
|
Тип привода |
ДПП |
;
τ = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с ; с;
кА ;
кА;
Выбор секционного выключателя
тип выключателя ВК-10 –1000-20У2 по [4].
Таблица 6.4
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=6 кВ Iпрод.расч.=770 А |
Uном=10 кВ Iном=1000 А |
по условию длительного режима |
|
= =10.33 |
= =38.6 |
по коммутационной способности |
|
кА |
iдин=52 кА |
По динамической стойкости |
|
1.6 c. |
По термической стойкости |
|
|
кА кА |
кА кА |
По току включения |
|
Тип привода |
ДПП |
Для таблицы 6.4:
;
с,
τ = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с ; с;
кА ;
кА.
Выбор выключателя отходящей кабельной линии
тип выключателя ВК-10 -630-20У2 по [4].
Таблица 6.5
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=6 кВ Iпрод.расч.=163 А |
Uном=10 кВ Iном=630 А |
по условию длительного режима |
|
= =10.33 |
= =38.6 |
по коммутационной способности |
|
кА кА |
кА кА |
По току включения |
|
кА |
iдин=52 кА |
По динамической стойкости |
|
c. |
По термической стойкости |
|
|
Тип привода |
ДПП |
;
τ = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.08 с ; с;
кА ;
кА;
6.2.Выбор разъединителей.
Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.
По [4] принимаем разъединитель типа РНДЗ-2-33/630 Т1 с приводом ПР-Т1 данные выбора приведены в таблице 6.6
Таблица 6.6.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=218 А |
Uном=33 кВ Iном=630 А |
по условию длительного режима |
|
iу=24.54 кА |
iдин=63 кА |
по динамической стойкости |
|
Вк = 0.75 |
Вк=252*4 = 2500 |
по термической стойкости |
Расчетные данные из данной таблицы аналогичны расчетным данным табл.6.2.
6.3. Выбор ограничителей перенапряжений.
На стороне ВН принимаем ОПН - РТ35УХЛ2.
На стороне НН принимаем ОПН – РТ6УХЛ2.
6.4. Выбор заземлителей.
На стороне ВН принимаем ЗР – 35У3
На стороне НН принимаем ЗР – 10У3
6.5. Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд.
Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять
Sном.ТСНSрасч.ТСН0.3%Sном.т=30 кВт
принимаем трансформаторы типа ТСЗ-160/10
Uвн=6 кВ Uнн=0.4 кВ S=160 кВА
условие для выбора аппаратуры
Выбор предохранителя
А
Из условия выбора аппаратуры
принимаем ПКТ101-6-31.5-20У3
Iном=31.5 А Iном.откл=20 кА
проверка по коммутационной способности
Iо.номIпо 20>5.34
Выбор автомата
А
Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р34
Iном=400 iу=30 кА Вк=144 кДж
Принимаем автомат АВМ4Н
Автомат имеет уставки 960-4400А от токов к. з. и 150-800А от перегрузки :
Iном=400 iоткл=20 кА
6.6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Измерительные приборы и места их установки
|
№ п/п |
Место установки приборов |
Приборы |
|
1. |
Трансформатор двухобмоточный |
Амперметр (Э-335) Ваттметр (Д-335) Варметр (Д-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) Счетчик реактивной энергии (СР4У-И673М) |
|
2. |
Секционный выключатель 6кВ |
Амперметр в одной фазе (Э-335) |
|
3. |
Секция шин НН |
Вольтметр (Э-335) |
|
4. |
Кабельная линия |
Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) Счетчик реактивной энергии (СР4У-И673М) |
|
5. |
Трансформатор собственных нужд |
Амперметр (Э-335) Счетчик активной энергии (СА4У-И672М) |
|
6. |
Система шин высшего напряжения |
Вольтметр, вольтметр регистрирующий, ФИП. |
|
7. |
Линия 35 кВ с односторонним питанием |
Амперметр в одной фазе, счетчика активной энергии ФИП. |
Выбор трансформаторов тока
На стороне ВН принимаем трансформатор тока наружной установки. Тип ТТ ТФЗМ 35А-У1 [4].
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8:
Таблица 6.8
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=218А |
Uном=35 кВ Iном=300 А |
по условию длительного режима |
Трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор. Тип ТВТ-35-1-300/5 [4].
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9:
Таблица 6.9
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=218А |
Uном=35 кВ Iном=300 А |
по условию длительного режима |
На стороне НН:
- на выводе силового трансформаторов ставим ТТ ТШЛК-10 [4].
Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.10:
Таблица 6.10
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
Условие выбора |
|
Uсети=6 кВ Iпрод.расч.=1283 А |
Uном=10 кВ Iном=2000 А Класс точности=1 (при нагрузке 1.2 Ом) |
по условию длительного режима |
|
iу=13.91 кА |
Iдин=74.5 кА |
по динамической стойкости |
|
Z2расч=0.64 |
Z2ном=1.2 |
по нагрузочной способности |
|
ВК=63.6 кА2*с |
ВК=352*3=3675 кА2*с |
по термической стойкости |
проверка по нагрузочной способности
определение сопротивлений 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.
в формулах:
Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора
I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока
Таблица 6.11
|
Прибор |
Тип |
нагрузка создаваемая прибором, Ом |
||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
||
|
Амперметр |
Э-335 |
0.02 |
||
|
Ваттметр |
Д-335 |
0.02 |
- |
0.02 |
|
Варметр |
Д-335 |
0.02 |
0.02 |
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 рис.7.
производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:
Z2расч=Zприб+rпров+rконт= Zсч.акт.+Zсч.реакт.+Zватт+Zвар+rпров+rконт= =0.1+0.1+0.02+0.02+rпров+0.05=0.29+rпров
находим допустимое сопротивление провода:
rпров. доп.=0.8-0.29=0.51 Ом
находим требуемое сечение для заданного сопротивления:
, где
- удельное сопротивление (для алюминия =0.028);
l - длина контрольного кабеля ( l принимаем равной 50м);
rпров. доп. - допустимое сопротивление провода.
В результате расчета получаем:
q=0.02850/0.51=2.75 мм2
из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2
q=4 мм2 rпров.= 0.02850/4=0.35 Ом
Z2расч=0.35+0.29=0.64 < 1.2 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.
На секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10 [4].
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:
Таблица 6.12
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=6 кВ Iпрод.расч.=770 А |
Uном=10 кВ Iном=800 А класс точности=1 |
По условию длительного режима |
|
iу=13.91 кА |
Iдин=74.5 кА |
по динамической стойкости |
На отходящей кабельной линии ставим ТТ ТПЛК-10 [4].
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.13:
Таблица 6.13
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
условие выбора |
|
Uсети=6 кВ Iутяж=163 А |
Uном=10 кВ Iном=200 А класс точности=0.5 |
По условию длительного режима |
|
iу=27.16 кА |
Iдин=74.5 кА |
по динамической стойкости |
|
Z2расч = 0.39 Ом |
Z2ном = 0.4 Ом |
По нагрузочной способности |
|
ВК=35 кА2*с |
ВК=9.452*3=268 кА2*с |
по термической стойкости |
|
прибор |
Тип |
нагрузка создаваемая прибором, Ом |
|||
|
50 |
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 |
Рис.8. Схема включения приборов в неполную звезду.
Самой нагруженной фазой является фаза А рис. 8.Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:
находим требуемое сечение для заданного сопротивления:
, где
- удельное сопротивление (=0.028);
l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);
rпров. доп. - допустимое сопротивление провода.
В результате получаем
;
Из условия принимаем сечение контрольного кабеля 10 мм2.
Выбор трансформаторов напряжения
На секции 6 кВ ставим ТН типа НТМИ-6-66У3. [4].
Проверка ТН произведена в таблице 6.15.
Таблица 6.15
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
Uсети=6 кВ |
U1ном=6000 В U2ном=100 В Y0/Y0/-0, класс точности 0.5 |
|
S2=322.6 ВА |
S2 ном=75 ВА |
Проверка по нагрузочной способности.
Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений.
Таблица 6.16
|
Прибор |
Тип |
Число катушек |
Потребляемая мощность одной катушки В*А(Вт) |
Число приборов |
P, Вт |
Q, В*А |
|
|
Вольтметр (сборные шины) |
Э-335 |
1 |
2 |
1 |
2 |
- |
|
|
Ваттметр, Варметр, Счетчик активной энергии, Счетчик активной энергии |
Ввод 6 кВ от трансформатора |
Д-335 Д-335 СА4У-И672М СР4У-И676М |
2 2 2 2 |
1.5 1.5 8(2) 8(2) |
1 1 1 1 |
3 3 4 4 |
- - 15.5 15.5 |
Продолжение таблицы 6.16
|
Счетчик активной энергии, Счетчик реактивной энергии |
Линии 6 кВ |
СА4У-И672М СР4У-И673М |
2 2 |
8(2) 8(2) |
10 10 |
2*8*10*0,25=40 2*8*10*0,25=40 |
2*8*10*0,97=155 2*8*10*0,97=155 |
|
Итого |
96 |
341 |
;
Т.к. условие не выполняется. Поэтому предусматриваем дополнительно установку однофазных трансформаторов НОМ-6-77У4 мощностью 75 В*А каждый и определяем их количество.
, следовательно, устанавливаем 4 трансформатора.
Таблица 6.16
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
Uсети=6 кВ |
U1ном=6000 В U2ном=100 В Y0/Y0/-0, класс точности 0.5 |
|
S2=322.6ВА |
S2 ном=75 ВА |
На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1
Uном=35 кВ
первичное напряжение 35000/ В
вторичное напряжение 100/В
допустимая мощность 150 В*А при (классе точности 0.5)
группа соединений обмоток 1/1/1-0-0.
6.7. Выбор сборных шин высшего напряжения.
Сборные шины ВН на 35 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал – многопроволочный 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 [4].
; 265>218.
Проверка на корону не требуется.
6.8. Выбор ошиновки силового трансформатора.
Ошиновка силового трансформатора от выводов 6 кВ до ввода в распредустройство выполняется двумя сталеалюминевых проводами АС-400/22.
Сечение ошиновки проверяется по условию допустимости нагрева током продолжительного режима :
nIдоп.К
2*830*0.85=1411>1283
где : Iпрод.расч.=1283(А)
К- коэффициент, учитывающий снижение допустимого тока для пучка проводов из-за их взаимного теплового влияния (К=0.85).
Iдоп=830 А
6.9. Выбор кабельных линий к потребителю.
Количество кабельных линий N=20.
Максимальный длительный ток нормального режима:
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока
Экономическое сечение одной шины кабеля , где
- экономическая плотность тока кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевой жилой, при Тмах=3000-5000 ч/год [3].
Принимаем кабель АСБ-6-350 сечением q=50 мм2
данные кабеля :
допустимый ток кабеля:
Iдоп=155 А [4].
бумажная изоляция, пропитка не стекающий состав, свинцовая оболочка.
Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима
А, где
- допустимый табличный ток [4];
- поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними;
Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки
, где
Коэффициент предварительной загрузки
, следовательно, =1.3.
Необходимым условием является , 1.3 > 1.05.
для .
Производим проверку кабеля по термической стойкости.
Для этого требуется определить минимально допустимое сечение
q qмин= мм2 , где
Вк - тепловой импульс;
C - коэффициент, принимаемый в среднем для кабеля с алюминиевыми жилами
С=90 А2*с/мм4
Кабель не проходит по термической стойкости требуется ставить токовую отсечку
принимаем tрз=0.1 с
тогда
производим повторную проверку
qqмин= мм2
принимаем кабель АСБ-6-350
7. Оперативный ток.
В качестве оперативного тока применяем переменный оперативный ток.
Применяется на подстанциях 35 кВ – в схемах с выключателями с трансформаторами до 16 МВ*А.
На напряжение 6-10 кВ – для схем: одиночная секционированная выключателем система шин и две одиночные, секционированные выключателями системы шин.
Переменный оперативный ток – это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, управления и сигнализации, при которой в качестве источников питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, трансформаторы собственных нужд, а также предварительно заряженные конденсаторы.
Для обеспечения надежности питания оперативных цепей на ПС должна предусматриваться установка двух трансформаторов собственных нужд с устройством АВР. Трансформаторы присоединяются на участке между выключателями и выводами НН силовых трансформаторов.
Система переменного оперативного тока предусматривает от предварительно заряженных конденсаторов питание оперативных цепей газовой защиты, реле повторителя токовых защит трансформатора на ВН.
9. Меры по технике безопасности и противопожарной технике.
9.1. 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. 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 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.
9.2. 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.
9.3. Мероприятия по технике безопасности
9.3.1. Ограждение территории ПС.
На подстанции применено один вид оград - внешняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 1.8 – 2.0 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.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м , 6.3кВ-200мм, 35кВ-400мм;
Между проводами разных фаз, 6.3кВ-220мм, 35кВ-440мм;
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до габаритов транспортируемого оборудования, 6.3кВ-950мм,35кВ-1150мм;
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней, 6.3кВ-950мм,35кВ-1150мм;
От не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов, 6.3кВ-2900мм,35кВ-3100мм;
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, 6.3кВ-2200мм, 35кВ-2400мм;
От контакта и ножа разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту, 6.3кВ-240мм,35кВ-485мм.
9.3.3. 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.
9.3.4. Планировки, обеспечивающие электробезопасности при обслуживании ПС.
РУ-35 и 6.3 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:
включения выключателей и разъединителей на заземляющие ножи;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключения и включения 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.
9.3.5. Проходы, входы и выходы в РУ.
Для ОРУ подстанций с высшим напряжением 35кВ вдоль выключателей не предусматривается.
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 бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в таблице 9.1:
таблица 9.1
|
Коэфф. |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по |
||
|
предвар. |
Отношению к номинальной в течение (ч) |
|||
|
нагрузки |
0.5 |
1.0 |
3.0 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
0.6 |
В земле |
1.35 |
1.30 |
1.15 |
|
В воздухе |
1.25 |
1.15 |
1.10 |
|
|
В трубах (в земле) |
1.0 |
1.10 |
1.0 |
|
|
0.8 |
В земле |
1.0 |
1.15 |
1.10 |
|
В воздухе |
1.5 |
1.10 |
1.05 |
|
|
В трубах (в земле) |
1.0 |
1.05 |
1.0 |
|
На период ликвидации после аварийного режима для кабелей с полэтиленовой 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 9.2
|
Коэфф. |
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению |
||
|
предвар. |
к ном. при длительности максимума |
|||
|
нагрузки |
1 |
3 |
6 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
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 |
|
9.3.8. Устройство молниезащиты.
Защита ОРУ-35 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 35 кВ трансформаторов ОПН устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.
9.4. Мероприятия пожарной безопасности.
9.4.1. 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.
9.4.2. 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.
10. Технико-экономические показатели подстанции
, где
Sном.т. - номинальная мощность одного трансформатора
n - количество трансформаторов на подстанции
2) 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 ТДН-10000/35 Pхх=12.3 кВт Pкз=65 кВт.
%.
3) 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 |
|
4 |
ср. взв. |
% |
99.284 |
|
5 |
Время использования установленной мощности |
ч |
2386 |
Список использованных источников.
для курсового и дипломного проектирования/под ред. В.Н. Неклепаева.
-М.: Энергоатомиздат, -1989.