Проектирование электрической части подстанции

СОДЕРЖАНИЕ Введение

1. Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции

2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений

2.1 Выбор и обоснование схем распределительных устройств

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

3. Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор коммутационных аппаратов

5. Выбор токоведущих частей, сборных шин и кабелей

5.1 Выбор гибких токопроводов

5.2 Выбор сборных шин

6. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы

7. Выбор измерительных трансформаторов

7.1 Выбор трансформаторов напряжения

7.2 Выбор трансформаторов тока

8. Выбор и описание конструкции РУ Заключение Список используемых источников ВВЕДЕНИЕ Целью курсового проектирования является формирование систематических знаний об электрической части подстанций, их главных схемах; системах собственных нужд и управления; конструкциях распределительных устройств и вспомогательном оборудовании. Овладение навыками электротехнических расчетов выбору электрооборудования и основных элементов подстанции с учетом его технико-экономических характеристик, требований энергосистемы. Изложение содержания данной дисциплины базируется на ранее полученных знаниях по высшей математике, физике, теоретическим основам электротехнике, экономике, энергетике, а также специальных дисциплинах.

Задачей курсового проекта является закрепление теоретических знаний и приобретение навыков по проектированию электрической части подстанций, а также приобретение опыта использования справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.

При разработке курсового проекта подлежат рассматриваются следующие вопросы:

· выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов;

· выбор и обоснование главной схемы электрических соединений;

· расчет токов КЗ;

· выбор коммутационной аппаратуры;

· выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов;

· выбор сборных шин, токоведущих частей и кабелей для всех РУ;

· выбор конструкции РУ высокого напряжения.

1. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ Проектируемая подстанция получает питание с шин 220кВ системы по двум линиям .

Суммарная активная мощность определяется по формуле:

(1.1)

где n — количество отходящих линий;

— передаваемая мощность по одной линии, МВт;

— коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная полная мощность определяется по формуле:

(1.2)

где — коэффициент мощности.

Суммарная реактивная мощность определяется по формуле:

(1.3)

По формулам (1.1), (1.2), (1.3) определим активную, полную и реактивную мощности, потребляемые на стороне НН 10 кВ:

Определим активную, полную и реактивную мощности, потребляемые на стороне СН 35 кВ:

Определим активную, полную и реактивную мощности, потребляемые на ТЭЦ :

Определим активную, полную и реактивную мощности, передаваемые потребителям через сторону ВН 220 кВ:

Номинальную мощность трансформаторов определяем по условию

(1.4)

где — количество трансформаторов;

— коэффициент аварийной загрузки трансформатора;

расчетная нагрузка подстанции:

Предварительно (по [1], табл.3.6) принимаем к установке следующие типы трансформаторов

1 вариант: 2хТДТН — 40 000/220

2 вариант: 2хТДТН — 25 000/220.

По формулам (2.2) и (2.3) определим коэффициенты загрузки и аварийной перегрузки трансформаторов:

(1.5)

(1.6)

;

;

;

.

Первый вариант не проходит по коэффициентам загрузки и аварийной перегрузки. Поэтому окончательный выбор трансформаторов произведем с учетом технико-экономических расчетов (ТЭР).

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

2.1 Выбор и обоснование схем распределительных устройств Главную схему подстанции проектируют на основании разработанной схемы развития электрических сетей системы или района. Она должна обеспечивать:

надежное электроснабжение присоединенных к подстанции потребителей в нормальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями;

надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения подстанции по межсистемным и магистральным линиям;

экономически целесообразное значение тока КЗ на стороне среднего и низшего напряжений;

возможность постепенного расширения подстанции;

соответствовать требованиям противоаварийной автоматики.

В зависимости от конкретных условий намечается 2−3 близких варианта схемы. Для каждого из них определяются:

методы ограничения токов короткого замыкания;

схемы РУ на всех напряжениях;

основное и резервное питание собственных нужд.

Для распределительных устройств (РУ) напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него, с разъединителем или короткозамыкателем), мостик, одна секционированная система сборных шин.

На выбор электрической схемы РУ влияет множество факторов, из которых основные: номинальное напряжение; число присоединений; их мощность; схема сети, к которой присоединяется данное РУ; очередность сооружения и перспектива дальнейшего развития.

Для принятой схемы выдачи мощности определяют число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий, числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи или питающих трансформаторов, подключенных к данному РУ.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей. Однако в нашем случае количество отходящих линий задано в исходных данных (см. таблицу 1):

Таблица 1-Линии, подключаемые к РУ подстанции

С учётом номинального напряжения и количества присоединяемых линий (по [4], табл. 3.2), принимаем следующие схемы РУ:

— для РУ-220 кВ — схема 5: Одна секционированная система шин с обходной с отделительными секционным и обходным выключателями;

— для РУ-35 кВ — схема 3: Одна секционированная система шин.

— для РУ-6(10)кВ — схема рис. 3.1.а: одна секционированная система шин.

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов Сопоставительную оценку рассматриваемых вариантов трансформаторов проектируемой подстанции произведём по минимуму приведенных затрат

(З,), которые определяются из выражения:

(2.1)

где — нормативный коэффициент эффективности, 1/год ([4], стр.17);

— капиталовложения, млн. руб.;

— годовые издержки, млн. руб./год;

— математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии, млн. руб.;

Капиталовложения определяют по укрупненным показателям стоимости оборудования ([1], табл. 3.5, 3.6). При этом не учитывается стоимость однотипного оборудования. Результаты расчёта капиталовложений заносим в таблицу.

Таблица 2.1- Капиталовложения по оборудованию

Годовые эксплуатационные издержки рассчитываются по следующей формуле:

(2.2)

где — издержки на амортизацию электрооборудования;

— норма амортизационных отчислений для силового оборудования;

— издержки на эксплуатацию (обслуживание) электроустановки;

— норма отчислений на эксплуатацию;

— издержки, обусловленные потерями электроэнергии;

— удельные затраты по возмещению потерь, ;

— годовые потери энергии, ;

— курс доллара. Используется для перевода тыс. руб. (советских) в млн.бел.руб.

Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: , — для оборудования до 150 кВ, , — при. В курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать .

Годовые потери энергии в трансформаторе определяются как:

(2.3)

где — потери холостого хода, кВт ([1], табл. 3.6);

— потери короткого замыкания, кВт ([1], табл. 3.6);

— время наибольших потерь, ч;

n — количество трансформаторов, шт.

Величина может быть определено по формуле:

(2.4)

где — время использования максимальной нагрузки.

Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов приведена величина потерь короткого замыкания только для пары обмоток высшего и низшего напряжения, то при одинаковой мощности всех обмоток принимают:

(2.5)

Определяем издержки на амортизацию и эксплуатацию согласно формуле (2.5):

;

;

;

;

Определяем годовые потери энергии в трансформаторах согласно формулам (2.3) и (2.4):

Определим издержки на возмещение потерь электроэнергии:

;

Определим суммарные издержки для каждого из вариантов согласно формуле (2.2):

Определим минимальные приведенные затраты согласно формуле (2.1)

;

;

Первый вариант (трансформаторы 2хТДТН — 40 000/220) не подходит по коэффициентам загрузки () и аварийной перегрузки (), так как при возникновении аварийной ситуации (выходе из строя одного из трансформаторов), в соответствии с [3], при начальной загрузке () может быть обеспечена бесперебойная работа трансформатора в течение не более чем 1-го часа с коэффициентом аварийной перегрузки, а это соответствует требованиям ПУЭ. Дополнительная установка устройств АЧР и АРМ, для отключения потребителей III категории в случае возникновения аварийной ситуации, приведёт к удорожанию ПС и усложнению схемы соединений.

В связи с вышеизложенным, окончательно принимаем к установке трансформаторы второго варианта (2хТДТН — 25 000/220).

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения все элементы (система, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Схема замещения представлена на рис. 3.1.

Рисунок 3.1 — Схема замещения проектируемой подстанции Выберем базисные условия и определим параметры элементов схемы замещения. За базисную мощность принимаем мощность равную Sб = 25 000 МВА. За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети, которые равны: Uб1 =230 кВ, Uб2 = 38,5 кВ, Uб3 = 10,5 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек КЗ, которые намечаются в расчетной схеме.

Базисные токи определяются по формуле:

кА, (3.1)

где Sб — базисная мощность, МВА;

Uб — базисное напряжение, кВ.

кА,

кА.

кА.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения.

Сопротивление системы определяется по выражению:

(3.2)

где xd — относительное сопротивление системы, равное по исходным данным 0,35 о. е.;

xс = о.е.

Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:

(3.3)

где Uк — напряжение короткого замыкания, %;15 20 6,8

Sн — номинальная мощность трансформатора, МВА.

Для автотрансформатора находим напряжения КЗ на каждой стороне:

Принимаем =0%. При расчетах учитываем, что трансформаторы работают совместно, следовательно сопротивления равны:

о.е.

о.е.

о.е.

Сопротивление линий определяется по выражению:

(3.4)

где xo — удельное сопротивление l км линии, xo=0,4 Ом/км;

l — протяженность линии, км.

Так как две линии включены параллельно друг другу, то сопротивление линий необходимо делить на два:

о.е.

о.е.

Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора за линией (точке К1).

(3.5)

где ?Х — результирующее сопротивление ветви,

?Хк1=Хс+Хл1 =0.009+0,007=0,016 о.е.

кА Ударный ток К1 определяется по следующей формуле

(3.6)

где kу — ударный коэффициент, kу = 1,7 (для 110 кВ); kу = 1,61(для 35кВ) kу = 1,37 (для 10 кВ) ;

— расчетный ток трехфазного КЗ.

кА.

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К2. Результирующее сопротивление ветви на данном участке равно:

?Хк2= Хтр.сн. +Хтр.вн.+Хк1, о.е.

кА

кА.

Рассчитаем ток короткого в точке К3. Результирующее сопротивление ветви на данном участке равно:

?Хк3= Хтр.нн. + Хтр.вн. + Хк1, о.е.

кА.

кА.

4. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ Производим выбор выключателей для РУ проектируемой подстанции. Условия выбора выключателей приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1-Условия выбора выключателя

Производим выбор выключателей для РУ-220 кВ:

Максимальный рабочий ток находим по формуле:

(4.1)

где — номинальная мощность трансформатора, МВА;

— номинальное напряжение трансформатора, кВ;

Тогда согласно (4.1) максимальный рабочий ток в РУ-220 кВ:

.

Термический импульс короткого замыкания находим по формуле:

(4.2)

где — время отключения тока КЗ, с;

— апериодическая составляющая времени отключения;

— ток короткого замыкания, кА.

При выборе коммутационной аппаратуры проектируемой подстанции принимаем значение согласно ([9], табл.2.3).

Согласно (5.2) термический импульс короткого замыкания:

Предварительно принимаем к установке выключатель ВЭК-220/40−2000У1 ([6], табл. 5.34). Дальнейший выбор выключателей для РУ-220 кВ представим в виде таблицы 4.2.

Таблица 4.2- Выбор выключателя для РУ-220 кВ

Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке в РУ-220 кВ элегазовый выключатель ВЭК-220.

Производим выбор выключателей для РУ-35 кВ.

Тогда согласно (6.1) максимальный рабочий ток в РУ-35 кВ:

.

Согласно (4.2) термический импульс короткого замыкания:

Предварительно принимаем к установке выключатель ВБЦ-35 ([6], табл. 5.34). Дальнейший выбор выключателей для РУ-35 кВ представим в виде таблицы 4.3

Таблица 4.3-Выбор выключателя для РУ-35 кВ

Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке в РУ-35 кВ вакуумных выключатель ВБЦ-35.

Производим выбор выключателей для РУ-10 кВ.

— Выбор вводного выключателя:

Максимальный рабочий ток находим по формуле:

Термический импульс короткого замыкания согласно (4.2):

.

Предварительно принимаем к установке вакуумный выключатель ВБКЭ-10. Дальнейший выбор вводного выключателя для РУ-10 кВ представим в виде таблицы 4.4

кабель схема короткий замыкание Таблица 4.4-Выбор вводного выключателя для РУ-10 кВ

Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке вакуумный выключатель ВБКЭ-10.

— Выбор секционного выключателя:

Максимальный рабочий ток находим по формуле:

(4.3)

Согласно (6.4) максимальный рабочий ток составит:

.

Термический импульс короткого замыкания согласно (5.2):

Предварительно принимаем к установке вакуумный выключатель ВБКЭ-10 Дальнейший выбор секционного выключателя для РУ-10 кВ представим в виде таблицы 4.5

Таблица 4.5-Выбор секционного выключателя для РУ-10 кВ

Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке вакуумный выключатель ВБКЭ-10.

— Выбор выключателей отходящих линий:

Максимальный рабочий ток находим по формуле:

(4.4)

где — количество отходящих линий, шт.

Тогда согласно (4.3) максимальный рабочий ток:

.

Термический импульс короткого замыкания согласно (4.2):

Предварительно принимаем к установке вакуумный выключатель ВБКЭ-10.Дальнейший выбор секционного выключателя для РУ-10 кВ представим в виде таблицы 4.6

Таблица 4.6-Выбор выключателя отходящих линий для РУ-10 кВ

Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке вакуумный выключатель ВБКЭ-10.

Производим выбор разъединителей для РУ всех классов напряжений проектируемой подстанции. При выборе разъединителей не производится проверка на отключающую способность (), так как коммутация разъединителей под нагрузкой запрещена (за исключением коммутации разъединителями силовых трансформаторов в режиме холостого хода). В остальном условия выбора и проверки разъединителей аналогичны условиям для выключателей. Условия выбора разъединителей приведены в таблице 6.

Таблица4.7-Условия выбора разъединителей

— Производим выбор разъединителей для РУ-220 кВ:

Максимальный рабочий ток согласно (4.1) в РУ-220 кВ:

Согласно (4.2) термический импульс короткого замыкания:

Предварительно принимаем к установке разъединитель РНД-220 /1000У1 ([1], табл. 5.5).

Дальнейший выбор разъединителей для вводных выключателей в РУ-220 кВ представим в виде таблицы 4.8

Таблица 4.8

Выбор разъединителей для вводных выключателей в РУ-220 кВ

Разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке разъединитель РНД-220/1000У1.

Как показали расчёты, значения тока короткого замыкания и термического импульса короткого замыкания остаются величинами постоянными в пределах РУ одного класса напряжения, так как там отсутствуют средства ограничения токов КЗ. Исходя из вышеизложенного, принимаем разъединители данного типа (РНД-220/1000У1) в качестве шинных, а также линейных.

— Производим выбор разъединителей для РУ-35 кВ.

Выбор разъединителя для вводного выключателя:

Максимальный рабочий ток согласно (4.3):

.

Термический импульс короткого замыкания согласно (4.2):

.

Предварительно принимаем к установке разъединитель РНД-35/2000У1 ([1], табл. 5.5). Дальнейший выбор разъединителя для вводного выключателя в РУ-35 кВ представим в виде таблицы 4.9

Таблица 4.9-Выбор разъединителей для вводного выключателя в РУ-35 кВ

Разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора. Окончательно принимаем к установке разъединитель РНД-35/2000У1.

Исходя из вышеизложенного, принимаем разъединители данного типа (РНД-35/2000У1) в качестве шинных, а также линейных.

5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, СБОРНЫХ ШИН И КАБЕЛЕЙ

5.1 Выбор гибких токопроводов В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6−10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка — сталеалюминевые несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода — алюминиевые — являются только токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать, возможно, большими (500, 600 мм кв.), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Сечение гибких шин и токопроводов проверяются:

1. По экономической плотности тока:

(5.1)

где Iнорм — ток протекающий в нормальном режиме;

jэ — экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от времени работы в максимальном режиме (Tmax = 4500 ч);

qэ — экономически наивыгоднейшее сечение провода;

2. По длительно допустимому току:

(5.2)

где Imax — ток протекающий в послеаварийном режиме;

Iдоп — допустимое значение тока, определяется по справочным данным;

3. По термическому действию тока КЗ:

(5.3)

где qmin — минимальное сечение провода по термической стойкости;

Вк — термический импульс тока КЗ;

С — коэффициент, С=90 — для алюминия;

q — действительное сечение проводника;

4. По электродинамическому действию тока КЗ:

Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большими расстояниями между фазами. Однако при больших токах КЗ провода в фазах могут, настолько, сблизится друг с другом, что произойдет их схлестывание. Согласно ПУЭ на электродинамическое действие токов КЗ должны проверяться гибкие шины РУ при мощности КЗ, равной или большей следующих значений:

— 110 кВ — 4000 МВА;

— 220 кВ — 8000 МВА, [5, стр.279].

5. По условию коронирования:

Проверка необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см:

(5.4)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

rо — радиус провода, см;

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(5.5)

где U — линейное напряжение, кВ;

Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, Dср=1,26D;

D — расстояние между соседними фазами.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

(5.6)

Выбор гибких токопроводов на стороне 220 кВ.

Рабочий ток равен:

А;

1. Определяется расчетное сечение по экономической плотности тока:

;

где JЭ — экономическая плотность тока (Tmax = 4500 ч) по [4, стр. 267, табл. 4.1]: ;

Выбираем сечение АС-10/1,8 с допустимым током 84А.

2. Проверка по длительно допустимому току:

А;

;. Условие проверки не выполняется, выбираем провода большего сечения.

Выбираем сечение АС-25/4,2 с допустимым током 142А.

; Условие выполняется.

3. Проверка термическую стойкость не выполняется т.к. провода находится на открытом воздухе.

4. Проверка на схлестывание:

Рассчитываем мощность КЗ в РУ-220 кВ:

;

Т.к Sкз=1501,3МВА < 8000МВА, [4, стр.279] то проверка на схлестывание не выполняется.

5. Проверка на корону:

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля по (5.4):

;

По формуле (5.5) определяем напряженность электрического поля:

где rо = 0,345 см [1, табл. 7.35];

U=220 кВ;

Dср=1.26D=1.26*300=378 см;

D=300 см [4, стр. 244].

Проверяем условие (5.6):

Условие проверки не выполняется, выбираем провода большего сечения.

Выбираем сечение провода АС — 35/6,2

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля по (5.4):

;

По формуле (5.5) определяем напряженность электрического поля:

где rо=0,42 см [1, табл. 7.35];

Dср=1.26D = 1.26*300 = 378 см;

D=300 см [4, стр. 244].

Проверяем условие (5.6):

Условие проверки выполняется, принимаем сечение провода АС — 35/6,2 с допустимым током 175 А.

Проверка на динамическую стойкотсь не проверяется т.к. ток КЗ на шинах 220 кВ меньше 20 кА.

Выбор гибких токопроводов на стороне 35 кВ.

Рабочий ток равен:

А;

1. Определяется расчетное сечение по экономической плотности тока:

;

где JЭ — экономическая плотность тока (Tmax = 4500 ч) по [4, стр. 267, табл. 4.1]: ;

Выбираем сечение АС-300/39 с допустимым током 710А.

2. Проверка по длительно допустимому току:

А;

; Условие не выполняется.

Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.

Рабочий ток равен:

1. Определяется расчетное сечение по экономической плотности тока:

Исходя из общего сечения пучка qэ проводов выбираются несущие провода. Сечение несущего провода принимается равным: мм2.

Принимаем несущий провод сечением АС — 120 с Iдоп =390 А .

Число и сечение токоведущих проводов выбирается по следующим условиям:

— .

— Сечение несущего провода рекомендуется брать на ступень больше токоведущего или равное ему.

Находим количество токоведущих проводов:

Принимаем 6 токоведущих проводов сечением А120.

2. Проверка по длительно допустимому току:

Iдоп=390· 2+6·390=3120 А.

Iдоп =3120А > Iутяж =1515,5 А.

3. Проверка на термическую стойкость:

Находим термический импульс:

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости по (5.3):

мм2,

что меньше Fсум=960 мм2.

Fсумм=120· 2+120·6=960 мм2.

4. Проверка на корону:

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля по (5.4):

;

По формуле (5.5) определяем напряженность электрического поля:

где rо = 0,76 см [1, табл. 7.35];

U=35 кВ;

Dср=1.26D=1.26*300=378 см;

D=300 см [4, стр. 244].

Проверяем условие (5.6):

Условие проверки выполняется, принимаем сечение провода 2xАС-120+6xA-120 А.

Проверка на динамическую стойкотсь не проверяется т.к. ток КЗ на шинах 35 кВ меньше 20 кА.

Окончательно принимаем к установке 2xАС-120+6xA-120.

Выбор токопроводов на стороне 10 кВ:

Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.

Рабочий ток равен:

1. Определяется расчетное сечение по экономической плотности тока:

Исходя из общего сечения пучка qэ проводов выбираются несущие провода. Сечение несущего провода принимается равным: мм2.

Принимаем несущий провод сечением АС — 70 с Iдоп =265 А .

Число и сечение токоведущих проводов выбирается по следующим условиям

.

— Сечение несущего провода рекомендуется брать на ступень больше токоведущего или равное ему.

Находим количество токоведущих проводов:

Принимаем 3 токоведущих провод сечением А70.

2. Проверка по длительно допустимому току:

Iдоп=265· 2+3·265=1325 А.

Iдоп =1325А > Iутяж =757,77 А.

3. Проверка на термическую стойкость:

Находим термический импульс:

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости по (5.3):

мм2,

что меньше Fсум=350 мм2.

Fсумм=70· 2+70·3=350 мм2.

4. Проверка на корону не производится т.к. расчет производится на стороне 10 кВ.

Окончательно принимаем к установке 2xАС-70+3xA-70

5.2 Выбор сборных шин Согласно ПУЭ сборные шины в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Сборные шины круглого сечения проверяются по тем же условиям, что и гибкого токопроводы.

Сборные шины прямоугольного сечения проверяются:

1. По длительно допустимому току;

2. По термическому действию тока КЗ;

3. Проверка на электродинамическую стойкость:

Момент инерции поперечного сечения шины:

(5.7)

где b — толщина шины, см;

h — ширина шины, см;

Частота собственных колебаний сборных шин не должно входить в пределы (30−200) Гц:

(5.8)

где l — длина пролета между изоляторами, м;

J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см2;

q — поперечное сечение шины, см2.

4. Механический расчет шин:

Шины являются механически прочными при выполнении условия:

расчдоп (5.9)

где доп — допустимое механическое напряжение в материале шин (для алюминиевых шин 82 МПа);

расч — расчетное напряжение в материале шин:

(5.10)

где l — пролет между изоляторами, м;

Wмомент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см.

(5.11)

При расположении шин плашмя момент сопротивления находится по формуле:

(5.12)

где b — толщина шины, см;

h — ширина шины, см;

Выбор сборных шин на стороне 220 кВ:

Шины на напряжение 220 кВ принимаем гибкими с круглым сечением.

А Выбираем провод АС с сечением 35 мм² с допустимым током 175 А, т.к. провода меньшего сечения не проходят проверку на корону для напряжения 220 кВ.

1. Проверка по длительно допустимому току:

;

121,4А? 175 А;

2. Проверка на схлёстывание:

Рассчитываем мощность КЗ в РУ-220 кВ:

МВА Т. к Sкз=1501,3МВА < 8000МВА, [4, стр.279] то проверка на схлестывание не выполняется.

3. Проверка на термическое действие не выполняется, т.к. шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверка на динамическую стойкотсь не проверяется т.к. ток КЗ на шинах 220 кВ меньше 20 кА.

Выбор сборных шин на стороне 35 кВ:

Шины на напряжение 35 кВ принимаем гибкими с круглым сечением.

А, Выбираем провод 2xАС-120+6xA-120, т.к. провода меньшего сечения не проходят проверку по допустимому току.

1. Проверка по длительно допустимому току:

;

1515,5А? 3120 А;

2. Проверка на схлёстывание:

Рассчитываем мощность КЗ в РУ-35 кВ:

МВА Т. к Sкз=258,25МВА<4000МВА, [4, стр.279] то проверка на схлестывание не выполняется.

3. Проверка на корону:

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля по (5.4):

;

По формуле (5.5) определяем напряженность электрического поля:

;

где rо = 0.76 см [1, табл. 7.35];

Dср=1.26D=1.26*300=378 см;

D=300 см [5, стр. 283].

Проверяем условие (5.6):

Условие проверки выполняется, принимаем сечение провода 2xАС-120+6xA-120 А.

4. Проверка на термическое действие не выполняется, т.к. шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверка на динамическую стойкотсь не проверяется т.к. ток КЗ на шинах 35 кВ меньше 20 кА.

Выбор сборных шин на стороне 10 кВ:

Предварительно примем шину прямоугольного сечения 50×5 мм с Iдоп = 860 А.

1. Проверка по длительно допустимому току:

Iдоп = 860 А > Iутяж =757,77 А.

2. Проверка на термическую стойкость:

Находим термический импульс:

кА•с.

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости по:

мм2,

что меньше qст=50×5=250 мм2.

3. Проверка на электродинамическую стойкость:

Момент инерции поперечного сечения шины:

см4.

Гц.

Частота собственных колебаний сборных шин удовлетворяет требуемому условию т. к не попадает в промежуток от 30 до 200 Гц.

4. Механический расчет шин.

Распределение усилия

Н/м, Момент сопротивления:

расчетное напряжение в материале шин:

МПа, Шины механически прочные, т.к. расч=1,37 МПа доп=82 МПа (для алюминия) Окончательно примем алюминиевые шины сечением 50×5 мм.

Таблица 5.1 — Сводные данные по выбору токопроводов и сборных шин.

6. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ ДЛЯ ОСНОВНЫХ ЦЕПЕЙ СХЕМЫ Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

В зависимости от особенностей режима работы даже на аналогичных присоединениях количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.

Выбор приборов будем осуществлять по [4. стр. 374, табл.4−9], в табличной форме:

Таблица 6.1 — Выбор контрольно-измерительных приборов

7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

7.1 Выбор трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

Uуст < U1ном; (7.1)

где U1ном — номинальное первичное напряжение.

2) по вторичной нагрузке:

S2

где S2 — мощность внешней вторичной цепи (вторичная нагрузка);

S2ном — номинальная вторичная нагрузка.

Выбираем трансформаторы напряжения на стороне 10кВ.

Результаты выбора трансформаторов напряжения показаны в табл. 7.1

Таблица 7.1 — Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10кВ

ВА;

Таблица 7.2 — Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ

Выбираем к установке НТМИ-10−66У3который имеет номинальную мощность 120ВА в классе точности 0,5.

Рассчитаем потерю напряжения в соединительных проводов по (7.5−7.7):

Определяем ток в проводах:

А;

Сопротивление проводов:

Ом;

;

Полученное значение Uпот меньше допустимого 0.5%.

Таблица 7.3 — Выбор трансформаторов напряжения на стороне 35кВ

ВА;

Таблица 7.4 — Выбор трансформатора напряжения на стороне 35 кВ

Выбираем к установке ЗНОМ-35−72У1 (Т1), который имеет номинальную мощность 150 ВА в классе точности 0,5.

Рассчитаем потерю напряжения в соединительных проводов, сечение которого для алюминиевых проводов применяют 2,5 мм², для медных — 1,5 мм².

Рассчитаем потерю напряжения в соединительных проводов по (7.5−7.7):

Определяем ток в проводах:

А;

Сопротивление проводов:

Ом;

;

Полученное значение Uпот меньше допустимого 0.5%.

Таблица 7.5 — Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220кВ

ВА;

Таблица 7.6 — Выбор трансформатора напряжения на стороне 220 кВ

Принимаем к установке ЗНОГ-220−79У3, который имеет номинальную мощность 150ВА в классе точности 0.2.

Рассчитаем потерю напряжения в соединительных проводов по (7.5−7.7):

Определяем ток в проводах:

А;

Сопротивление проводов:

Ом;

;

Полученное значение Uпот меньше допустимого 0.5%.

7.2 Выбор трансформаторов тока Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:

по напряжению установки:

Uуст Uном (7.3)

по рабочему току

Imax.раб. I1ном (7.4)

где I1ном — номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

по конструкции и классу точности;

по электродинамической устойчивости где kэд — кратность электродинамической устойчивости по каталогу;

по термической стойкости где kT — кратность термической устойчивости (справочные данные);

tТ — время протекания тока термической устойчивости, с;

Вк — расчетный импульс квадратичного тока КЗ, кА2· с.

по вторичной нагрузке:

Z2 Z2ном (7.7)

где Z2ном — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом;

Z2 — вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом.

Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико, поэтому Z2 ~ r2, где:

r2 = rприб. + rпров. + rк (7.8)

где rприб. — сопротивление приборов;

rпров. — сопротивление измерительных проводов;

rк. — переходное сопротивление контактов.

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(7.9)

где I2 ном — номинальный вторичный ток приборов, А;

Sприб.- мощность приборов, В· А.

Переходное сопротивление контактов (rк) принимает следующие значения:

rк = 0,05 Ом — при количестве приборов до трех;

rк = 0,1 Ом — при трех и более приборах.

Зная Zном определяют допустимое сопротивление проводов rпров по формуле:

rпров = z2ном — rприб — rк (7.10)

По значению сопротивления проводов определяют площадь сечения провода по формуле:

(7.11)

где? — удельное сопротивление материала провода, Ом· мм2/м;

lрасч — расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния l от трансформатора тока до приборов, м.

Провода с медными жилами (? = 0,0175 Ом· мм2/м) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (? = 0,0283 Ом· мм2/м).

Полученная по формуле (9.11) площадь сечения не должна быть по условию механической прочности менее 4 мм² для проводов с алюминиевыми жилами. Провода с площадью сечения более 6 мм² обычно не применяются.

Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ на питающих линиях:

Результаты по выбору ТТ представим в виде таблицы 9.9:

Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ 220Б-4-У1 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки представим в табличной форме:

Таблица 7.7 — Выбор трансформаторов тока линии 220 кВ

Выберем приборы, которые подключаются к трансформатору тока.

Таблица7.7- Вторичная нагрузка ТТ в цепях линии 220 кВ

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного ТТ.

Сопротивление приборов определим по формуле 7.9:

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Следовательно, условие (7.8) выполняется, так как Ом < Ом. Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0,05):

rпров = Z2ном — rприб — rк = 1,2 -0,204 — 0,05 =0,946Ом.

Сечение проводов по формуле (7.11):

Принимаем контрольный кабель сечением q=4 мм2 .

Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ на секционном выключателе:

По [1, табл 5.9] выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ 220БIII У3 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки по формулам (7.8 — 7.12) представим в табличной форме:

Таблица 7.8 — Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ на секционном выключателе

Таблица 7.9 — Выбор приборов, подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы, из таблицы 7.9 видно, что наиболее загружены фазы, А и С.

Сопротивление приборов определим по формуле (7.9):

Ом;

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Ом;

Следовательно, условие (7.9) выполняется:

0.204 Ом < 1.2 Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0.05):

rпров = Z2ном — rприб — rк = 1.2−0.204−0.05=1.146 Ом.

Определяем сечение провода по формуле (7.11):

мм2

Принимаем контрольный кабель сечением q=4 мм2.

Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ на питающих линиях:

Результаты по выбору ТТ представим в виде таблицы 9.11:

Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ 35Б-I У1 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки представим в табличной форме:

Таблица 7.10 — Выбор трансформаторов тока линии 35 кВ

Выберем приборы, которые подключаются к трансформатору тока.

Таблица 7.11 — Вторичная нагрузка ТТ в цепях линии 35 кВ

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного ТТ.

Сопротивление приборов определим по формуле 7.9:

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Следовательно, условие (7.8) выполняется, так как Ом <1,Ом. Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0,05)

rпров = Z2ном — rприб — rк = 1,2 -0,204 — 0,05 =0,946Ом.

Сечение проводов по формуле (7.11)

Принимаем контрольный кабель сечением q=4 мм2 .

Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ на секционном выключателе:

По [1, табл 5.9] выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ 35БI У1 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки по формулам (7.8 — 7.12) представим в табличной форме

Таблица 7.12 — Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ на секционном выключателе

Таблица 7.13 — Выбор приборов, подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы, из таблицы 7.13видно, что наиболее загружены фазы, А и С.

Сопротивление приборов определим по формуле (7.9):

Ом;

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Ом;

Следовательно, условие (7.8) выполняется:

0.204 Ом < 1,2 Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0.05):

rпров = Z2ном — rприб — rк = 1,2−0.204−0.05=0,946 Ом.

Определяем сечение провода по формуле (7.11):

мм2

Принимаем контрольный кабель сечением q=4 мм2.

Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ на вводе силового трансформатора:

Результаты по выбору ТТ представим в виде таблицы 7.14:

Выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-У2 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки представим в табличной форме:

Таблица 7.14 — Выбор трансформаторов тока линии 10 кВ

Выберем приборы, которые подключаются к трансформатору тока.

Таблица 7.15 — Вторичная нагрузка ТТ в цепях линии 10 кВ

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного ТТ.

Сопротивление приборов определим по формуле 7.9:

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Следовательно, условие (7.8) выполняется, так как Ом < Ом. Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0,05):

rпров = Z2ном — rприб — rк = 0,4 -0,204 — 0,05 =0,146Ом.

Сечение проводов по формуле (7.11)

Принимаем контрольный кабель сечением q=16 мм2 .

Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ на секционном выключателе.

По [1, табл 5.9] выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-У2 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки по формулам (7.8 — 7.12) представим в табличной форме:

Таблица 7.16 — Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ.

Таблица 7.17 — Выбор приборов, подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы, из таблицы 7.2.8 видно, что наиболее загружены фазы, А и С.

Сопротивление приборов определим по формуле (7.9):

Ом;

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Ом;

Следовательно, условие (7.8) выполняется:

0.004 Ом < 0.4 Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0.05):

rпров = Z2ном — rприб — rк = 0,4−0.004−0.05=0,346 Ом.

Определяем сечение провода по формуле (7.11):

мм2

Принимаем контрольный кабель сечением q=4 мм2.

Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ на отходящих линиях:

По [1, табл 5.9] выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-У2 с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки по формулам (7.8 — 7.12) представим в табличной форме:

Таблица 7.18 — Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ на отходящих линиях

Таблица 7.19 — Выбор приборов, подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы, из таблицы 7.2.10 видно, что наиболее загружены фазы, А и С.

Сопротивление приборов определим по формуле (7.9):

Ом;

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5:

Ом;

Следовательно, условие (7.8) выполняется:

0.084 Ом < 0.4 Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.10) (сопротивление контактов принимаем rк = 0.05):

rпров = Z2ном — rприб — rк = 0.4−0.084−0.05=0.266 Ом.

Определяем сечение провода по формуле (7.11):

мм2

Принимаем контрольный кабель сечением q=4 мм2.

8. Выбор конструкций распределительных устройств

Существуют два основных вида РУ — закрытые и открытые. Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). ОРУ применяют обычно при напряжениях — 35 кВ и выше. ОРУ должно быть ограждено. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). Открытые РУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ:

— меньший объем строительных работ и как следствие уменьшение стоимости РУ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор;

— легче выполняется расширение и конструкция;

— все аппараты доступны для наблюдения;

В то же время ОРУ занимают большую площадь, менее пригодны для эксплуатации при плохих климатических условиях, аппараты подвержены запылению, загрязнению и колебанию температуры. Для стороны 35 кВ и 220 кВ выбираем ОРУ.

Таблица 8.1- Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ

Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) обычно сооружаются на напряжения до 35 кВ. Однако при ограничении площади РУ, а также неблагоприятных климатических условиях и большой загрязненности атмосферы применяют ЗРУ 35 — 220 кВ. Из помещения ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещение с негорючими стенами и перекрытиями: один выход при длине РУ до 7 м; два выхода по концам при длине РУ от 7 до 60 м и при длине более 60м — два выхода по концам и один с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридоров РУ до выхода не превышало 30 м. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. ЗРУ должно быть экономичным. Для этого применяются железобетонные блоки вместо кирпича, укрупненные электроузлы и т. д.Для стороны 10 кВ выбираем закрытые комплектные распределительные устройства.

Таблица 8.2- Основные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проектировалась электрическая часть РП.

Были разработаны две схемы подстанции, затем по технико-экономическому сравнению, которое производилось по минимуму приведенных затрат, выбран наилучший вариант. При подсчёте капиталовложений использовались укрупнённые показатели стоимости, отнесённые к единице основного оборудования, включающие стоимости оборудования, строительных и монтажных работ, а также накладные расходы.

Расчёт токов короткого замыкания производился в относительных приближённых единицах. Расчётные точки короткого замыкания брались с тем условием, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжёлые условия работы.

Выбор электрических аппаратов производился для напряжения 220, 35, и 10 кВ по расчётным условиям нормального режима. Проверка электрических аппаратов на работоспособность производилась в условиях ненормальных режимов, т. е. термическую и динамическую стойкость при коротких замыканиях.

Выбор токоведущих частей подстанции также производился для напряжения 220, 35, 10 кВ, при этом учитывались требования, вытекающие из условий работы, что проводники должны:

длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры;

противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов короткого замыкания;

выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий;

удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

Контрольно-измерительные приборы выбирались из условия, что измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования, определяющего режим управления подстанции.

Схемы открытого и закрытого распределительных устройств выбирались типовыми с учётом обеспечения надёжности и экономичности, а также безопасности персонала.

При разработке чертежа главной схемы электрических соединений учитывалось полное соответствие принятым конструктивным решениям.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов, — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986.

2. Электрические станции и подстанции промышленных предприятий: Методические указания к курсовому проектированию по одноименному курсу. / авт. — сост.: Г. И. Селиверстов, С. Г. Жуковец. — Гомель: ГГТУ им. П. О. Сухого, 2007.

3. Гук Ю. Б. и др. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебное пособие для вузов. — Л.: Энергоатомиздат, 1986.

4. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д. Л. Файбисовича -2 изд., М., «Издательство НЦ ЭНАС», 2006.

5. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электорооборудование станций и подстанций. 2-е изд., — М.: Энергия, 1980.

6. Практикум к практическим занятиям по курсу «Электрические станции и подстанции промышленных предприятий». — Гомель: ГГТУ им. П. О. Сухого, 2008. — 38 с.