Расчет трансформаторной подстанции

КУРСОВАЯ РАБОТА Расчет трансформаторной подстанции

1. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

2. Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока

3. Собственные нужды подстанции

4. Заземление подстанции Заключение Список литературы

Трансформаторная подстанция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования (повышения или понижения) напряжения в сети переменного тока и распределения электроэнергии в системах электроснабжения потребителей сельских, поселковых, городских, промышленных объектов. Состоит из силовых трансформаторов, распределительного устройства РУ, устройства автоматического управления и защиты, а также вспомогательных сооружений.

Трансформаторные подстанции классифицируются на повышающие и понижающие. Повышающие трансформаторные подстанции (сооружаемые обычно при электростанциях) преобразовывают напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение (одного или нескольких значений), необходимое для передачи электроэнергии по линиям электропередачи (ЛЭП). Понижающие трансформаторные подстанции преобразуют первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное.

В зависимости от назначения и от величины первичного и вторичного напряжений понижающие трансформаторные подстанции подразделяются на районные, главные понижающие и местные (цеховые). Районные трансформаторные подстанции принимают электроэнергию непосредственно от высоковольтных ЛЭП и передают её на главные понижающие трансформаторные подстанции, а те (понизив напряжение до 6, 10 или 35 кВ) — на местные и цеховые подстанции, на которых осуществляется последняя ступень трансформации (с понижением напряжения до 690, 400 или 230 В) и распределение электроэнергии между потребителями.

Трансформаторные подстанции изготовляют, как правило, на заводах и доставляют на место установки в полностью собранном виде или же отдельными блоками. Такие трансформаторные подстанции называют комплектными или КТП.

По типу исполнения комплектные трансформаторные подстанции (КТП) разделяются на:

* в бетонном корпусе

* в панелях типа «сэндвич»

* в металлическом корпусе По типу обслуживания подстанции:

* с коридором

* без коридора

1. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

Задан типовой график нагрузок:

активная нагрузка:

P сумм. подст. = S сумм. подст. * cosц

S =

P сум = S сум*cosц

Q сум = S сум*sinц

cosц = 0,85

sinц = 0,53

P сум = 1190МВт

Q сум = 742 Мвар Р2=416,5 Q2=222,6

Р4=416,5 Q4=222,6

Р6=595 Q6=371

Р8=952 Q8=556,5

Р10=1190 Q10=742

Р12=892,5 Q12=519,4

Р14=1071 Q14=593,6

Р16=1190 Q16=742

Р18=1071 Q18=667,8

Р20=714 Q20=445,2

Р22=595 Q22=333,9

Р24=416,5 Q24=222,6

Удельная полная мощность

S=

S2=472,2 МВ? А

S4=472,2 МВ? А

S6=701,18 МВ? А

S8=1102,72 МВ? А

S10=1402,37 МВ? А

S12=1032,63 МВ? А

S14=1224,5 МВ? А

S16=1402,37 МВ? А

S18=1262,15 МВ? А

S20=841,42 МВ? А

S22=682,28 МВ? А

S24=472,2 МВ? А График 1 — Удельная полная мощность На подстанциях 35−750 кВ всех категорий, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции, т. е.

Sт.ном.>(0,65−0,7)*Sмакс

Sт.ном =0,7*1402=981.4кВА Выберем трансформатор ТСЗ-1000/6

Проверим выбранный трансформатор на соответствие допустимых аварийных и систематических нагрузок. Для подсчета допустимой систематической перегрузки действительный график нагрузок преобразуем в двухступенчатый.

Коэффициент начальной нагрузки К1 эквивалентного графика определяется по формуле:

K1= 1/Sном.*,

K1 = 1/1000*,

К1 = 0,62

Коэффициент максимальной нагрузки К2 в интервале h=h1+h2+…+hp определяется по формуле (предварительное значение):

К2=1/ Sном.*

К2 = 1,24

Кмакс =1402/1000=1,4

1,24?0,9*1,4

1,24?1,26

<0,9*Кмакс, то К2=0,9*Кмакс,

<0,9*1402

1,24<1261,8

Зная среднюю эквивалентную температуру окружающей среды за время действия графика нагрузок (охл.), систему охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ, Ц) по таблицам, приведенным в ГОСТе 14 209−85, определяют допустимость относительной перегрузки К2 и ее продолжительность h.

Таблица 1 — Нормы максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов (для района Западной Сибири и Урала)

2. Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока

При выборе сечения шин и кабелей по величине jэк. следует исходить из нормального режима. Максимальное значение тока ремонтного или послеаварийного режима для выбора аппаратов и проводников по условию нагрева в различных цепях подстанции возможно в цепи двухобмоточного трансформатора с учетом перегрузки на 40% и систематической перегрузки в зависимости от условий охлаждения типа трансформатора и графика нагрузки в пределах до 50%. В задании неизвестны действительные перегрузки, поэтому в соответствии с методическими рекомендациями примем:

Iнорм.= Iном.т.= Sном./3*Uном.;

Iмакс.= 1,5*Iном.т.;

Для трансформатора мощностью Sном.=1000 МВ? А

Iнорм.= 1000/*6=3464,1

Iмакс.=1,5 *3464,1=5196,15

В цепи секционных, шиносоединительных выключателей и сборных шин подстанций значение Iмакс. не превышает тока самого мощного трансформатора, присоединенного к сборным шинам.

Для выбора электрических аппаратов, шин и изоляторов схемы ПС необходимо рассчитать токи трехфазного короткого замыкания на шинах высшего напряжения и низшего напряжения и выбрать:

— выключатель нагрузки с разъединителем.

3. Собственные нужды подстанции

Мощность, состав потребителей и схема питания собственных нужд (СН) подстанции зависят от мощности главных трансформаторов, класса напряжения, конструктивного выполнения подстанции, способа обслуживания и вида оперативного тока.

Собственные нужды подстанции должны иметь питание не менее чем от двух источников. Не допускается питание сторонних потребителей от сети собственных нужд подстанции.

Требования к трансформаторам собственных нужд аналогичны требованиям к силовым трансформаторам 10/0.4 кВ. На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

При обосновании должны предусматриваться источники бесперебойного питания.

На каждом РУ питание устройств РЗА, а также приводов выключателей, должно осуществляться оперативным током не менее чем от двух источников (аккумуляторных батарей, сети собственных нужд).

Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений и освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки, относятся к неответственным. Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжение 380/220 В, которые получают электроэнергию от сборных шин РУ-6(10) кВ, а на тяговых подстанциях — от шин РУ (на тяговых подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 35 кВ). Такая схема питания ТСН обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения потребителей СН при повреждениях на шинах РУ, от которого питаются ТСН. Поэтому ТСН трансформаторных подстанций предпочитают подключать к выводам низшего напряжения главных понижающих трансформаторов — на участках между трансформатором и выключателем.

Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным, групповым и смешанным. При индивидуальном питании каждый потребитель получает электроэнергию от шин СН по индивидуальному кабелю, чем обеспечивается высокая надежность электроснабжения, но это приводит к значительному расходу кабелей. При групповом питании потребители получают энергию от групповых щитков и сборок, расположенных вблизи группы потребителей и подключенных одним кабелем к шинам СН.

При этом снижается расход кабеля, но возникают дополнительные расходы на групповые щитки и сборки, снижается надежность электроснабжения, так как повреждение кабеля приводит к отключению всех потребителей данной группы.

Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от шин СН, а остальные — от групповых щитков и сборок.

На тяговых подстанциях от шин СН получают электроэнергию устройства СЦБ железных дорог, дежурные пункты районов контактной сети, совмещенные с тяговыми подстанциями, а так же мастерские тяговых подстанций.

4. Заземление подстанции

трансформатор подстанция электроэнергия заземление В нормативных условиях, при отсутствии каких-либо повреждений корпуса оборудования не находятся под напряжением. Однако повреждение изоляции в оборудовании или на участке сети, приводящее к замыканию на землю, вызывает опасность поражения обслуживающего персонала электрическим током. Электрический ток при прохождении через тело человека может вызвать тяжелые травмы и даже смерть.

Чтобы защитить обслуживающий персонал от опасных потенциалов, выполняют защитные заземления, т. е. металлические части установки, находящиеся вблизи токоведущих частей, соединяются проводниками с землей. Устройство, соединяющее металлические части установок с землей, называется заземляющим устройством, а соединение с ним какой-либо части установки — заземлением этой установки. Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлитель — металлический проводник или группа проводников, соприкасающихся с землей. Заземляющие проводники — металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем. Заземляют следующие металлические части электроустановок: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п.; приводы электрических аппаратов; вторичные обмотки измерительных трансформаторов; каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов; металлические кабельные конструкции, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки силовых и контрольных кабелей и проводов, стальные трубы электропроводки и т. п.

Не заземляют: оборудование, установленное на заземленных металлических конструкциях (на опорных поверхностях должны быть защищенные и не закрашенные места для обеспечения электрического контакта); корпуса электроизмерительных приборов, реле и т. п., установленных на щитах, в шкафах, а также на стенах камер РУ; съемные или открывающиеся части ограждений, шкафов и камер РУ, установленных на металлических заземляющих каркасах.

Для заземления электроустановок различных напряжений используют общее заземляющее устройство. Сопротивление заземляющего устройства слагается из сопротивления заземлителя и сопротивления заземляющих проводников.

Правила устройства электроустановок устанавливают допустимые значения сопротивлений заземляющих устройств. В электроустановках выше 1000 В с большими токами замыкания на землю (более 500 А), в которых нейтрали заземлены наглухо через малое сопротивление, при всех замыканиях на землю срабатывает соответствующая релейная защита, отключающая поврежденную часть установки. Поэтому в таких установках потенциал на заземляющих устройствах может появиться лишь кратковременно, и маловероятно, чтобы в этот момент персонал прикоснулся к частям установки, оказавшимся под напряжением, равным Uа. Для указанных установок согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 0,5 Ом, а допустимая величина UЗ не устанавливается.

Заземлители могут быть естественные и искусственные. Естественными являются металлические конструкции зданий и сооружений, соединенные с землей; проложенные в земле металлические трубопроводы — (за исключением трубопроводов горючих газов); свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле, если их не менее двух. В качестве искусственных заземлителей применяют вертикально забитые стальные трубы с толщиной стенок не менее 3,5 мм, угловую сталь, стальные стержни диаметром на менее 6 мм, горизонтально проложенные стальные полосы толщиной не менее 4 мм, общим сечение не менее 48 мм и т. п.

Заключение

Несмотря на практически повсеместную электрификацию страны, в России до сих пор нет единой и четкой документации регламентирующей требования к грозозащите зданий, коммуникаций и подстанций. Это осложняет и без того непростую ситуацию защиты высоковольтных линий и подстанционного оборудования от прямого попадания молнии и перенапряжения.

Внешняя грозозащита подстанций включает в себя:

· Молниеприемные мачты, непосредственно принимающие на себя разряд молнии;

· Токоотводы, передающие разряд от молниеприемниковой мачты к устройству заземления;

· Заземляющие устройства, которые обеспечивают отвод разряда в землю и безопасное его распределение.

Но «комплектация» системы грозозащиты зависит в первую очередь от типа подстанции. Открытые распределительные устройства и подстанции защиты от прямых ударов молнии, а закрытые, имеющие в составе кровельных материалов металл или железобетон нуждаются в заземлении данных покрытий. Кроме того, следует учитывать географическое и территориальное расположение подстанций. Расположенные в климатических районах с числом грозовых часов в году более двадцати подстанции нуждаются в повышенной молниезащите и обязательной установке молниеприемников вне зависимости от типа.

На самом деле надежная грозозащита подстанций не является проблемой в теоретическом плане: анализ и исследования в данной области продолжаются по сегодняшний день, а научная и технологическая база позволяют решить любую проблему. Трудность заключается в финансировании новых схем и проектов и затрат на их установку.

Достойной заменой для вентильных разрядников стало устройство грозозащиты под названием «нелинейный ограничитель перенапряжений (ОПН)». Дело в том, что попытки повысить защитные характеристики вентильного разрядника приводили к росту сопровождающих токов (50Гц) и к снижению дугогасящих свойств искровых промежутков. Выход был найден после изобретения нового вида материала на основе окиси цинка и получения варистора (высоколинейного сопротивления). За рубежом ОПН именуют «вентильными разрядниками без искровых промежутков».

Использование нелинейных ограничителей перенапряжения позволяет существенно снизить количество аварийных отключений и успешно защищает дорогостоящее оборудование.

1. Блок, В. М. Электрические сети и системы / В. М. Блок. — М. Высшая школа, 2010 г.

2. Веников, В. А. Электрические сети. Электрические системы / В. А. Веников, А. А. Глазунов, Л. А. Жуков, Л. А. Солдаткина. — М.: Высшая школа, 2007. — Т.2.

3. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / под ред. Ю. Г. Барыбина — М.: Энергоатомиздат, 2007.

4. Производство и передача электроэнергии: метод. Указания к курсовому проектированию / сост. А. А. Елгин, О. В. Самолина. — Тольятти: ТГУ, 2009. — 40 с.