Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

 

Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

Задание на курсовое проектирование

подстанция трансформатор электрический ток

Исходные данные для проектирования варианта № 31

Общие сведения:

UС = 220 кВ - напряжение на стороне высшего напряжения (ВН) подстанции;

SС = 800 МВА - мощность;

ХС = 0,4 - реактивное сопротивление в относительных единицах;

nС = 4 - число линий связи;

l = 300 км - длина линий связи.

Сведения на стороне среднего напряжения (СН) подстанции:

UСН = 35 кВ - уровень среднего напряжения подстанции;

nСН = 3, РСН = 20 МВт- число и мощность линий;

КмпСН = 0,9 - коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;

CosjСН = 0,8 - коэффициент мощности;

ТмаксСН = 7000 ч - продолжительность использования максимальной нагрузки.

Сведения на стороне низшего напряжений (НН) подстанции:

UНН = 10 кВ - уровень низшего напряжения подстанции;

nНН = 6, PНН = 4 МВт - число и мощность линий;

КмпНН = 0,8 - коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;

CosjНН = 0,9 - коэффициент мощности;

ТмаксНН = 6000 ч - продолжительность использования максимальной нагрузки.

1. Расчет электрической части подстанции

.1 Определение суммарной мощности потребителей подстанции

Потребную мощность определим с использованием коэффициента несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная активная мощность на стороне СН:

МВт

Полная мощность на стороне CН:

МВА

Реактивная мощность на стороне СН:

МВАр

Суммарная активная мощность на стороне НН:

МВт

Полная мощность на стороне НН:

МВА

Реактивная мощность на стороне НН:

МВАр

Суммарная мощность на стороне ВН:

МВт

МВАр

МВА

.2 Выбор силовых трансформаторов

Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное питание даже при аварийном отключении одного из трансформаторов.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы подстанции; при установке двух трансформаторов мощность каждого из них должна быть такой, чтобы при выходе из строя одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной нагрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей первой и второй категорий.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения графика нагрузки не выше 0,75. При этих параметрах номинальная мощность каждого трансформатора определяется из условия

где Sнт - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sр - расчетная мощность

Трансформатор, выбранный по этому условию, обеспечивает питание всех потребителей в нормальном режиме при загрузке трансформатора (0,65¸0,7) Sнт, а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе, обеспечивает питание потребителей первой и второй категорий с учетом допустимой аварийной перегрузки на 40%. Потребители 3-ей категории во время максимума энергопотребления должны быть отключены.

МВА

МВА

Выбираем трансформатор ТДТН-63000/220 [3].

Т - трехфазный;

Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла.

Т - трехобмоточный;

Н - наличие системы регулирования напряжения.

Технические характеристики трансформатора ТДТН-63000/220 приведены в таблице 3.2.1.

Табл.3.2.1

Номин. мощность кВАНапряжение обмотки, кВПотери, кВтНапряжение Uк, %Ток Ix, %Габариты, мвнснннРхРквн-снвн-ннсн-ннДл.Шир.Выс.вн-снвн-ннсн-нн6300023038,511552205005001112,59,50,5105,67,6

.3 Выбор схемы главных электрических соединений подстанции

Исходя из количества подходящих линий n = 4, напряжения на стороне ВН

UВН = 220кВ выбирается для РУВН-220кВ схему с одной рабочей секционированной системой шин с обходной. Обходная система шин используется при выводе в ремонт одного из выключателей присоединений без отключения присоединения. Данная схема довольно распространена и имеет сравнительно высокую экономичность. РУВН выполняется открытого типа. Применение открытого распределительного устройства уменьшает стоимость и сокращает сроки сооружения подстанции. В ОРУ лучше условия для отвода тепла от трансформаторов.

Для РУСН - 35кВ и РУНН - 10кВ выбираются схемы с одной секционированной системой шин. Эта схема сравнительно экономична и проста в обслуживании, что приводит к снижению вероятности ошибок при оперативных и аварийных переключениях. При этом РУСН выполняется открытого типа.

РУНН - 10кВ выполняется закрытого исполнения, достоинствами которой являются защита аппаратуры от воздействия окружающей среды, от пыли и копоти, от больших колебаний температуры, от солнечной радиации, а так же большее удобство обслуживания, исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей, большая компактность. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения более надежной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

Упрощенная схема подстанции приведена на рис. 3.3.1.

Рис.3.3.1. Упрощенная схема подстанции

1.4 Расчет рабочих токов

Продолжительные рабочие токи определяются для выбора аппаратов и проводников. Различают рабочие токи нормального режима, а также утяжеленного (ремонтного, аварийного, послеаварийного). Для выбора аппаратуры следует ориентироваться на утяжеленный режим работы, получая максимальные рабочие токи. Рабочий ток фидеров

кА

где:

Pн.ф. - номинальная мощность фидера, МВА;

Uн.ф. - номинальное напряжение фидера (потребителя), кВ;

cosцф - коэффициент мощности потребителя.

Для РУСН:

кА

Для РУНН:

кА

1.Рабочий ток секции секционного выключателя (как ток наиболее загруженной секции шин)

кА

где:

?Рн.ф. - сумма мощностей потребителей наиболее загруженной секции сборных шин, МВт;

- Uн - номинальное напряжение группы токоприемников, кВ;

cosцср.вз. - средневзвешенное значение коэффициентов мощности группы токоприемников.

Для РУСН:

кА

cosцср.вз = cosцСН = 0,8 т.к. потребители на шине однородные.

Для РУНН:

кА

cosцср.вз = cosцНН = 0,9 т.к. потребители на шине однородные.

2.Рабочий ток вводов РУ и сборных шин

кА

где:

?Рн.РУ - суммарная номинальная мощность всех отходящих присоединений РУ, МВт;

cosцср.вз.РУ - средневзвешенное значение коэффициентов мощности всех отходящих присоединений РУ.

Для РУСН:

кА

Для РУНН:

кА

Максимальный рабочий ток РУВН

кА

где:

1,4 - кратность максимальной перегрузки в аварийном режиме;

Sнт - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

Uн.ВН - номинальное напряжение РУВН.

кА

Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов к.з. выполняется для проверки аппаратуры на отключающую способность и динамическую стойкость, для проверки на термическую устойчивость шин распределительных устройств. Для этих целей в соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие токи к.з. (трехфазные).

Рис.3.5.1. Расчетная схема подстанции

Расчет производится аналитическим методом в относительных базисных единицах (индекс «б» опускается).

За базисную мощность принимаем Sб = 1000 МВА.

Относительное сопротивление системы:

где Sном - номинальная мощность системы.

Сопротивления обмоток трансформаторов:

Приводим относительные сопротивления обмоток к базисной мощности:

Сопротивления ЛЭП:

где:

Xуд = 0,4 - индуктивное погонное сопротивление линии Ом/км;- длина линии;ср - среднее напряжение линии.

Все расчетные сопротивления нанесены на схему замещения подстанции (Рис.3.5.2.).

Рис.3.5.2. Схема замещения подстанции

Расчет тока КЗ в точке К1

Расчет результирующего сопротивления:

Расчет базисного тока:

кА

где:

UСР = 230 - среднее напряжение ступени кВ.

Расчет начального значения периодической составляющей тока КЗ:

кА

где:

Е* - относительная сверхпереходная ЭДС системы (принято Е* = 1).

Расчет мощности КЗ:

МВА

Расчет ударного тока:

кА

где:

KУк1 = 1,78 - ударный коэффициент [2, Таблица 3.2]

Расчет апериодической составляющей тока КЗ:

кА

где:

Та = 0,04 - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [2, Таблица 3.2].

ф - отрезок времени от момента КЗ до начала размыкания контактов.

с

где:

- минимальное время действия релейной защиты (= 0,05 с);

- собственное время трогания контактов выключателя (= 0,08 с).

кА

Расчет тока КЗ в точке К2

Расчет результирующего сопротивления:

Расчет базисного тока:

кА

где:

UСР =10,5 - среднее напряжение ступени кВ .

Расчет начального значения периодической составляющей тока КЗ:

кА

Расчет мощности КЗ:

МВА

Расчет ударного тока:

кА

где:

KУк2 = 1,85 - ударный коэффициент [2, Таблица 3.2]

Расчет апериодической составляющей тока КЗ:

кА

где:

Та = 0,06- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [2, Таблица 3.2];

-ф = 0,13 - отрезок времени от момента КЗ до начала размыкания контактов.

кА

Расчет тока КЗ в точке К3

Расчет результирующего сопротивления:

Расчет базисного тока:

кА

где:

UСР =37 - среднее напряжение ступени кВ.

Расчет начального значения периодической составляющей тока КЗ:

кА

Расчет мощности КЗ:

МВА

Расчет ударного тока:

кА

где:

KУк3 = 1,603 - ударный коэффициент [2, Таблица 3.2]

Расчет апериодической составляющей тока КЗ:

кА

где:

Та = 0,02- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [2, Таблица 3.2];

- ф = 0,13 - отрезок времени от момента КЗ до начала размыкания контактов.

кА

Результаты расчетов сведены в табл.3.5.1.

Табл.3.5.1.

Номер точки КЗХ*РЕЗ, о.е.IПС, кАSК, МВАiУ, кАiaф, кА13,5180,713284,2181,7960,03923,67514,963272,13239,1492,42433,6564,268273,5289,7060,009

2. Выбор электрических аппаратов

Выбор выключателей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он должен быть способен коммутировать электрические цепи как в номинальных, так и в аварийных режимах.

Выключатели выбираются по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции), по длительному нагреву максимальным рабочим током и проверяем по отключающей способности на динамическую и термическую устойчивость токам К.З.

Предварительно выберем для РУВН выключатель ВГБП-220-40/2000У1.

. Выбор по допустимому уровню напряжения:

где:

Uуст - номинальное напряжение проектируемой установки, кВ;

Uн - номинальное (каталожное) напряжение выбираемого выключателя, кВ .

. Выбор по длительному нагреву максимальным рабочим током:

где:

Iраб.max - максимально возможный рабочий ток выключателя, кА;

Iн - номинальный (каталожный) ток выбираемого выключателя, кА .

Проверка по отключающей способности:

где:

IПС - начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

Iоткл.н - номинальный (каталожный) ток отключения выключателя, кА .

. Проверка на электродинамическую устойчивость токам КЗ

где:

iУ - ударный ток режима КЗ, кА;

iпр.с - каталожное значение предельного сквозного тока выключателя, кА .

Проверка на термическую устойчивость (тепловой импульс тока КЗ):

где:

- расчетное значение теплового импульса в период КЗ, кА*с;

- длительность КЗ, с;

tр.з = 0,05 - время действия релейной защиты, с;

tо.в = 0,16 - время отключения выключателя, с;

Та = 0,04 - постоянная времени затухания периодической составляющей тока КЗ [2, Таблица 3.2];

- номинальное значение теплового импульса выключателя, кА2с;

IT = 40, tT = 3 - номинальное значение тока и времени термической стойкости выключателя, кА2с.

с

кА2с

кА2с

Все требования соблюдены. Окончательно выбираем выключатель

ВГБУ-220-40/2000У1.

Результаты расчета сведены в табл.3.6.1.1.

Табл.3.6.1.1.

Расчетные величиныКаталожные данные выключателя РУВН ВГБУ-220-40/2000У1Условия выбораUуст, кВ220Uн, кВ220Iраб.max, кА0,213Iн, кА2IПС, кА0,713Iоткл.н, кА40iУ, кА1,796iпр.с, кА102Вк.рас., кА2с0,127Вкн, кА2с4800

Табл.3.6.1.2.

Расчетные величиныКаталожные данные вводного выключателя РУСН ВГТ-35-50/3150У1 Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА1,237Iн, кА3,150IПС, кА4,268Iоткл.н, кА50iУ, кА9,706iпр.с, кА127,5Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с7500Расчетные величиныКаталожные данные секционного выключателя РУСН ВГБ-35-12,5/1000 УХЛ1 Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА0,825Iн, кА1IПС, кА4,268Iоткл.н, кА12,5iУ, кА9,706iпр.с, кА35Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с468Расчетные величиныКаталожные данные фидерного выключателя РУСН ВГБ-35-12,5/630 УХЛ1 Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА0,412Iн, кА630IПС, кА4,268Iоткл.н, кА12,5iУ, кА9,706iпр.с, кА35Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с468

Выбор выключателей для РУНН типа КРУ-10 серии КУ10С сведен в табл.3.6.1.3.

Табл.3.6.1.3.

Расчетные величиныКаталожные данные вводного выключателя КРУ НН ВРС-10-31,5/1600 У1Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА1,49Iн, кА1,6IПС, кА14,963Iоткл.н, кА31,5iУ, кА39,149iпр.с, кА80Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с2977Расчетные величиныКаталожные данные секционного выключателя КРУ НН ВРС-10-20/1000 У1Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА0,77Iн, кА1IПС, кА14,963Iоткл.н, кА20iУ, кА39,149iпр.с, кА52Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с1200Расчетные величиныКаталожные данные фидерного выключателя КРУ НН ВРС-10-20/630 У1Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА0,257Iн, кА0,630IПС, кА14,963Iоткл.н, кА20iУ, кА39,149iпр.с, кА52Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с1200

Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

Табл.3.6.2.1. Выбор разъединителей для РУВН

Расчетные величиныКаталожные данные разъединителя РДЗ-2-220/1000 УХЛ1Условия выбораUуст, кВ220Uн, кВ220Iраб.max, кА0,213Iн, кА1iУ, кА1,796iпр.с, кА100Вк.рас., кА2с0,127Вкн, кА2с4800

Табл.3.6.2.2. Выбор разъединителей для РУСН

Расчетные величиныКаталожные данные вводного разъединителя РУСН РДЗ-2-35/2000 УХЛ 1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА1,237Iн, кА2iУ, кА9,706iпр.с, кА80Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с2977Расчетные величиныКаталожные данные секционного разъединителя РУСН РДЗ-2-35/1000 УХЛ 1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА0,825Iн, кА1iУ, кА9,706iпр.с, кА63Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с1875Расчетные величиныКаталожные данные фидерного разъеденителя РУСН РДЗ-2-35/1000 УХЛ 1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА0,412Iн, кА1iУ, кА9,706iпр.с, кА63Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с1875

Выбор разъединителей для РУНН не производится, т.к. оно выполнено в виде КРУ (КУ10С).

Короткозамыкатели и отделители схемой подстанции не предусмотрены.

.1 Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформаторов тока.

Питание всех токовых измерительных приборов осуществляется от трансформаторов тока (ТА). Используются ТА с несколькими сердечниками: один или несколько соответствующего класса точности для питания измерительных приборов, другие - для релейных защит.

Трансформаторы тока выбираем по уровню допустимого напряжения, нагреву рабочим током и по требуемому классу точности, проверяем по электродинамической и термической стойкости токам КЗ.

Выбор трансформатора тока для РУВН:

Класс точности - 0,2.

Номинальный вторичный ток ТА I2 = 5A.

Проверка на выполнение условия :

где:

Z2н = 2,5 - номинальная нагрузка ТА в требуемом классе точности 0,2;

Z2 - вторичная расчетная нагрузка. .

где:

Rприб, Sприб - сопротивление и мощность измерительных приборов;

Rконт = 0,05 Ом (при 2-3 приборах) [2] - сопротивление контактов вторичной цепи ТА.

Для расчета Sприб оформляю таблицу 3.6.3.1.

Таблица 3.6.3.1.

Наименование прибораТип прибораНагрузка ТА от приборов (Sприб)Фаза АФаза ВФаза САмперметрЭ-3780,10,10,1Счетчик активной мощностиИ-670и2,52,5Реле токаРСТ-14-24 0,2 0,2 0,2 ИТОГО:2,80,32,8

Ом

Сопротивление монтажных проводов вторичных цепей ТА:

где:

lрас - расчетная длина проводов. lрас = 3l [2];

l = 85-130 м (220 кВ), - длина соединительных проводов от ТА до приборов [2];

=0,0175 Ом·мм2/м - удельное сопротивление медного провода [2];

q = 2,5 мм2 - сечение провода [2].

Ом

Рис.3.6.3.1. Схема соединения приборов

Вторичная расчетная нагрузка:

Результаты выбора ТА для РУВН сведены в таблицу 3.6.3.2.

Таблица 3.6.3.2

Расчетные величиныКаталожные данные трансформатора тока ТБМО-220 УХЛ1Условия выбораUуст, кВ220Uн, кВ220Iраб.max, кА0,213Iн, кА0,3Z2 Ом2,262Z2н, Ом2,5iУ, кА1,796iпр.с, кА102Вк.рас., кА2с0,127Вкн, кА2с1600

Выбор трансформатора тока для РУСН:

Класс точности - 0,5.

Номинальный вторичный ток ТА I2 = 5A.

Результаты выбора ТА для РУСН сведены в таблицу 3.6.3.3.

Таблица 3.6.3.3.

Расчетные величиныКаталожные данные вводного трансформатора тока ТФЗМ-35Б-1У1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА1,237Iн, кА1,5Z2 Ом2,262Z2н, Ом10iУ, кА9,706iпр.с, кА160Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с5043Расчетные величиныКаталожные данные секционного трансформатора тока ТФЗМ-35Б-1У1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА0,825Iн, кА1 Z2 Ом2,262Z2н, Ом10iУ, кА9,706iпр.с, кА106Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с441Расчетные величиныКаталожные данные фидерного трансформатора тока ТФЗМ-35Б-У1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35Iраб.max, кА0,412Iн, кА600 Z2 Ом2,262Z2н, Ом10iУ, кА9,706iпр.с, кА64Вк.рас., кА2с4,19Вкн, кА2с441

Выбор трансформатора тока для РУНН:

Решено было оставить встроенные трансформаторы тока ТЛК-10

Класс точности - 0,5. Номинальный вторичный ток ТА I2 = 5A.

Результаты выбора ТА для РУНН сведены в таблицу 3.6.3.4

Таблица 3.6.3.4.

Расчетные величиныКаталожные данные вводного трансформатора тока ТЛК-10Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА1,49Iн, кА1,5Z2 Ом0,337Z2н, Ом10iУ, кА39,149iпр.с, кА100Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с4000Расчетные величиныКаталожные данные секционного трансформатора тока ТЛК-10Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА0,77Iн, кА0,8Z2 Ом0,337Z2н, Ом10iУ, кА39,149iпр.с, кА100Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с2400Расчетные величиныКаталожные данные фидерного трансформатора тока ТЛК-10Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА0,257Iн, кА0,3Z2 Ом0,337Z2н, Ом10iУ, кА39,149iпр.с, кА100Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с2400

Выбор трансформаторов напряжения.

Выбор производится по следующим параметрам:

1) напряжению ;

) конструкции и схеме соединения обмоток;

) классу точности

где:

S2н - номинальная мощность в выбранном классе точности.

Класс точности принимаем 0,5.

Расчет производится в табличной форме (таблица 3.6.3.5.). Сечение проводов принимаем 1,5 мм2 (медь).

Таблица 3.6.3.5.

ПриборТип прибораМощность, потребляемая 1катушкойЧисло катушекcosцsinцЧисло приборовСуммарная потребляемая мощностьР, ВтQ, ВАрВольтметрЭ-3352,011012,00Счетчик активной энергииИ-670м2,020,380,92528,019,4Реле напряженияРН-5110110ИТОГО11,019,4

ВА

Класс точности 0,2.

Результаты по выбору трансформатора напряжения сведены в таблицу 3.6.3.6.

Таблица 3.6.3.6.

Расчетные величиныКаталожные данные трансформатора напряжения РУВН НОГ - 220 У1Условия выбораUуст, кВ220Uн, кВ220S2?, ВА22,298S2, ВА150Расчетные величиныКаталожные данные трансформатора напряжения РУСН ЗНОМП - 35 У1Условия выбораUуст, кВ35Uн, кВ35S2?, ВА22,298S2, ВА100Расчетные величиныКаталожные данные трансформатора напряжения РУНН ЗНОЛП - 10 У1Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10S2?, ВА22,298S2, ВА50

Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд (с.н.) зависит от типа подстанции, электрооборудования, мощности силовых трансформаторов. Потребителями с.н. подстанций являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогреватели приводов отделителей и короткозамыкателей, шкафов КРУН, а также освещение. Мощность трансформатора с.н.:

кВА

Выбираем трансформатор ТМ-630/10

Таблица 3.6.4.1.

Номинальная мощность, кВАНоминальные напряжения, кВПотери, кВтНапряжение КЗ, %Ток ХХ, %ВНННХХКЗ630100,41,567,605,52,0

Для последующего выбора выключателя трансформатора с.н. рассчитываем рабочий ток:

А

Выбор выключателя оформлен в таблице 3.6.4.2.

Таблица 3.6.4.2.

Расчетные величиныКаталожные данные выключателя ВРС-10Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА0,051Iн, кА0,630IПС, кА14,963Iоткл.н, кА20iУ, кА39,149iпр.с, кА51Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с1200

Выбор трансформатора тока оформлен в таблице 3.6.4.3.

Таблица 3.6.4.3.

Расчетные величиныКаталожные данные трансформатора тока ТЛК-10Условия выбораUуст, кВ10Uн, кВ10Iраб.max, кА0,051Iн, кА0,1Z2 Ом0,337Z2н, Ом10iУ, кА39,149iпр.с, кА100Вк.рас., кА2с60,454Вкн, кА2с2400

Оперативный ток подстанции.

Источником постоянного оперативного тока служат аккумуляторные батареи, которые выбирают по необходимой емкости (типовому номеру), по уровню необходимого напряжения и схеме присоединения к шинам.

Типовой номер батареи (N) рассчитывается по формуле:

где:

1,05 - коэффициент запаса, учитывающий понижение энергии батареи при старении [2];

j = 18 A/N - допустимая нагрузка аварийного разряда, приведенная к первому номеру аккумулятора в зависимости от температуры электролита (200С)

[2, Рис. 3.2.];ав = 60 А - нагрузка установившегося аварийного разряда.

Принимается типовой номер аккумулятора N = 4 и выбирается аккумуляторные батареи СК - 4. Технические данные представлены в таблице 3.6.4.4.

Таблица 3.6.4.4.

Тип Номинальная ёмкость, А·чНоминальное напряжение, ВТок заряда, АРежим разрядаКонечное напряжение разряда, В, при длительности разряда,ч10ч3ч1ч0,5ч0,25чТок, АЕмкость, А·ч Ток, АЕмкость, А·чТок, АЕмкость, А·чТок, АЕмкость, А·чТок, АЕмкость, А·ч3-100,25-2СК-4 14484014,414436108744210050128327,27

Количество элементов, присоединенных к шинам в режиме постоянного подзаряда:

элементов

где:

n0 - число основных элементов в батарее;

Uш - напряжение на шинах (у большинства подстанций 233 В) [2];

Uп.з. - напряжение на элементах в режиме подзаряда (2,15 В) [2].

В режиме дозаряда при повышенном напряжении на элементе (2,5В) [2] к шинам присоединяется минимальное количество элементов (nmin):

элементов

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементах (1,75В) [2], а на шинах не ниже номинального (220 В):

элементов

В качестве подзарядных устройств используем выпрямительное устройство ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 260-380В и ток 40-80А.

Выбор шин

Для РУВН выбираются гибкие шины типа АС.

Сечение гибких шин выбираем по нагреву рабочим током, проверяем по экономической плотности тока, по термическому действию тока к.з. и по условиям короны:

Предварительно принимаем провод АС-120/19.

Выбор сечения по нагреву рабочим током:

А

где:

Iраб.max - максимальный рабочий ток шины;

Iдоп - допустимый ток выбранного сечения.

Проверка по экономической плотности тока:

мм2

где:

Sэк - экономически целесообразное сечение шины;

J - экономическая плотность тока, А/мм2 .

Для определения J найдем средневзешанную продолжительность использования максимальной нагрузки:

ч

Исходя из Tсв, J выбирается 1 А/мм2 [1, таблица 1.3.36.]

А/мм2.

Ближайшее стандартное - 240 А/мм2.

Условие, при выполнении которого шина является термически стойкой к токам КЗ:

где:

S = 240 мм2 - выбранное сечение проводника;

Iк - установившийся ток КЗ (принят Iп.с.), А;

tк = tоткл - время прохождения тока КЗ, с;

С = 88 - коэффициент для алюминиевых шин [2].

мм2 . Условие выполняется.

Проверка по условиям короны:

Согласно ПУЭ (таблица 2.5.6.) для шин напряжения 220 кВ минимальный диаметр проводов должен составлять 21,6 мм. Это соответствует проводу с сечением 240 мм2 . Принимается провод АС-240/32.

На РУСН выбираем жесткие шины трубчатого сечения.

Сечение жестких шин выбирается по нагреву рабочим током и проверяется на термическое и электродинамическое действие токов КЗ.

Предварительно принимаем алюминиевые шины с внутренним диаметром 54мм и внешним диаметром 60 мм.

Выбор по нагреву рабочим током, [1 таблица1.3.30.]:

А

А

Проверка на термическое действие токов КЗ:

мм2

Проверка на электродинамическую устойчивость:

Шина динамически устойчива, если

где:

урас и удоп - расчетное и допустимое напряжение в материале шины.

удоп = 70 МПА для алюминия (методичка).

Расчетное напряжение в шине:

МПа

где:

W - момент сопротивления шин;

- изгибающий момент;

fрас - изгибающая сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы, Н/м;

l = 6 - расстояние между изоляторами вдоль шины, м .

Н/м

где:- iу - ударный ток, при КЗ на шинах, А;

а = 0,44 - расстояние в свету между осями смежных фаз, м , [1].

м3

где:

D - больший диаметр шины, м .

d - меньший диаметр шины, м .

мм3 м3

Н/м

МПа

МПа , условие выполняется.

На РУНН выбираем жесткие шины прямоугольного сечения.

Сечение жестких шин выбирается по нагреву рабочим током и проверяется на термическое и электродинамическое действие токов КЗ.

Предварительно принимаем алюминиевые шины сечением 100х8 мм.

Выбор по нагреву рабочим током:

А

А

Проверка на термическое действие токов КЗ:

мм2

Проверка на электродинамическую устойчивость:

Шина динамически устойчива, если

м3

Н/м

МПа

МПа , условие выполняется.

Выбор изоляторов

Для РУВН выбираются следующие типы изоляторов:

линейный подвесной стержневой цельнолитой полимерный изолятор типа

ЛК70/220-И-2 СП (ЛК-70/220-А2);

опорный полимерный изолятор типа ОСК-10-220-А-4 УХЛ1.

Для РУСН выбираются следующие типы изоляторов:

линейный подвесной стержневой цельнолитой полимерный изолятор типа ЛК-70/35-А3;

опорный полимерный изолятор типа ОСК-10-35-А-4 УХЛ1.

Для РУНН выбираются следующие типы изоляторов:

изолятор проходной ППЦ 10/2000-12,5 УХЛ1;

опорный полимерный изолятор типа ОСК-12,5-10-А-4 УХЛ1.

Проверка изолятора ОСК-10-35-А-4 УХЛ1:

Согласно ПУЭ расчетная нагрузка на изолятор не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки [2].

где:

Fразр - разрушающая нагрузка, кН;

Fрас - расчетная нагрузка, кН;

кп - поправочный коэффициент на высоту шины;

Низ - высота изолятора, мм;

С - высота шины по оси изолятора, мм .

Изолятор по механической прочности подходит.

Проверка изолятора ОСК-10-10-А-4 УХЛ2:

Изолятор по механической прочности подходит.

Проверка изолятора ППЦ 10/2000-12,5 УХЛ1:

Расчет заземляющего устройства

Для обеспечения безопасных значений напряжений прикосновения и шагового в ПУЭ нормируется величина сопротивления заземляющего устройства:

В установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю Rз ? 0,5 Ом [2]; За расчетное сопротивление заземления принимаем наименьшее R з= 0,5 Ом.

Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей используются водопроводные трубы (2¸4 м), фундаменты опор, системы трос-опора.

Площадь, занимаемая оборудованием подстанции, определяется размерами ячеек всех распределительных устройств, схемой РУ, их количеством, габаритами силовых трансформаторов, допустимыми минимальными расстояниями для открытых РУ. На подстанции будем использовать искусственные заземлители, в виде продольных и поперечных, стальных полос (рис.3.7.1).

Рис. 3.7.1. Общий вид искусственного заземляющего устройства подстанции.

План подстанции представляет собой две площади: ОРУ 220 кВ и ОРУ 35 кВ, для которых необходимо рассчитать общее сопротивление заземлителей. Рассчитаем отдельно общее сопротивление каждой площади, затем найдем их сумму.

ОРУ 220 кВ

Сопротивление одной продольной полосы:

Ом

где:

- l - длина полосы, см;

- в = 5 - ширина полосы, см;

- t = 80 - глубина заложения, см;

- сп = 0,5 - расчетное сопротивление грунта на глубине закладки (чернозем).

где:

- к1 - коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание почвы (при t = 0,8 м, к1 = 1,6) [2];

- с - удельное сопротивление грунта [2, таблица 3.11], Ом*см*104 .

Ом

Сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования:

Ом

где:

n - число полос;

- зп - коэффициент использования, учитывающий взаимное влияние полос при растекании с них тока [2, таблица 3.12].

Ом

Сопротивление одной поперечной полосы:

Ом

Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования

Ом

ОРУ 35 кВ

Сопротивление одной продольной полосы:

Ом

Сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования

Ом

Сопротивление одной поперечной полосы:

Ом

Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования

Ом

Общее сопротивление сетки полос ОРУ 220 кВ:

Ом

где:

з = 0,8 = коэффициент использования [2].

Общее сопротивление сетки полос ОРУ 35 кВ:

Ом

Общее сопротивление сетки всей подстанции:

Ом

Общее сопротивление сетки полос и естественных заземлителей:

Ом

где:

Rе = 10 - сопротивление естественных заземлителей.

Условие выполняется.

3. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты

Основными аппаратами защиты оборудования подстанций от перенапряжений являются ограничители перенапряжения.

На РУВН выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-П-220 УХЛ1;

На РУСН выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-П-35 УХЛ1;

На РУНН выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-П-10 УХЛ1.

Для защиты электроустановок подстанции от прямых ударов молний устанавливаем стержневые молниеотводы.

Зона защиты многократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.

Торцевые области зоны защиты двойных молниеотводов определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов.

Рассчитаем зону защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой

h = 30,5м 150м, которая представляет собой круговой конус:

Вершина конуса:

м

Радиус зоны защиты на уровне земли:

м

Радиус горизонтального сечения зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx1 = 5,5м и hx2 = 8м:

м

м

Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры при расстоянии между молниеотводами

h < L = 72,75 £ 4h:

Высота защищаемой зоны в середине между молниеотводами:

м

Радиус защищаемой зоны в середине между молниеотводами на уровне земли:

м

Ширина защищаемой зоны в середине между молниеотводами на высоте hx:

м

Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры при расстоянии между молниеотводами

h < L £ 2h и h > L:

Высота защищаемой зоны в середине между молниеотводами:

м

Радиус защищаемой зоны в середине между молниеотводами на уровне земли:м

Ширина защищаемой зоны в середине между молниеотводами на высоте hx:

м

Все результаты расчета молниезащиты сведены в таблицу 3.8.1. Построение зон защиты молниеотводов выполнены в графической части.

Таблица 3.8.1.

hx, мL ,мh, мh0, мr0, мrx, мhc, мrc, мrcх, м5,572,7530,525,92531,6921,91118,35629,24822,1945,529,530,525,92531,6921,91126,10431,6925,0135,544,7530,525,92531,6921,91123,37231,6924,2325,555,7530,525,92531,6921,91121,40131,6923,5465,555,7530,525,92531,6921,91121,40131,6923,546859,530,525,92531,6924,96721,4131,6919,844859,530,525,92531,6924,96721,4131,6919,844886,530,525,92531,6924,96715,89326,39115,738886,530,525,92531,6924,96715,89326,39115,738

План ЗРУ-10

Список использованной литературы

1.Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М. Энергоатомиздат, 1987. - 648 стр.

2.В.И. Масорский. Электрическая часть подстанций систем электроснабжения. Методические указания. Кемерово 2006г. 44 стр.

.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебное пособие. М. Энергоиздат 1989г. 605 стр.

Электрическая часть подстанций систем электроснабжения Задание на курсовое проектирование подс

Больше работ по теме: