99332

Понизительная подстанция 110/10.5 кВ

Курсовая

Энергетика

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.

Русский

2016-09-09

6.09 MB

2 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра ЭСДЭ

Курсовой проект

                                                              на тему:

“Понизительная подстанция 110/10.5 кВ”

Выполнил:

                                                                                                                              Ст.  гр. 4-23

                                                                                                                           Вашланов П.А

Проверил:

                                               Скоробогатов А.А.

Иваново - 2004


                                                  
Исходные данные

Вар

иант

Система:

Sкз,

МВ*А;

X0/x1

Линии: длина, км, худ, Ом/км

Генера

торы,

МВт.

Трансформаторы

МВ*А

ВЛ1

ВЛ2

ВЛ3

ВЛ4

Г-1,2

Г-3

АТ-1,2

Т-1,2

Т-3

Т-4,5

7

2100;3

35;0.41

30;0.4

39;0.42

35;0.41

32

32

63

40

40

25

Содержание

Исходные данные…………………………………………………………….

1.

Характеристика подстанции..............................................……………….....

1.1.

Определение типа подстанции.............................................………………..

1.2.

Характеристика нагрузки подстанции....................................……………...

2.

Выбор силовых трансформаторов......................................………………....

3.

Расчет токов короткого замыкания.....................................………………..

4.

Выбор схемы соединения подстанции...........................……………..........

5.

Выбор типов релейных защит и автоматики.................……………..........

6.

Выбор оборудования и токоведущих частей...................…………….........

6.1.

Выбор выключателей.......................................................…………………..

6.2.

Выбор разъединителей....................................................……………………

6.3.

Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд…………....

6.4.

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.……………

6.5.

Выбор сборных шин высшего напряжения......................................…….....

6.6.

Выбор ошиновки силового трансформатора......................................….......

6.7.

Выбор кабельных линий к потребителю............................................………

7.

Оперативный ток……………………………………………………………..

8.

Охрана труда.......…...........................................................................................

8.1.

Система рабочего  и  аварийного  освещения...............................…............

8.2.

Защита  от  шума  и  вибрации.......................................................................

8.3.

Мероприятия  по  технике  безопасности...................................……….......

8.4.

Мероприятия  пожарной  безопасности...............................…………….....

9.

Технико-экономические показатели подстанции.......……………..............

Заключение……………………………………………………………………

Литература................................................................…………………….........

 ХАРАКТЕРИСТИКА  ПРОЕКТИРУЕМОЙ  ПОДСТАНЦИИ  И  ЕЕ

НАГРУЗОК

1.1. Определение типа подстанции

Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме.

По месту  в энергосистеме проектируемая  подстанция  является проходной (рис. 1). Высшее напряжение подстанции 110 кВ, низшее напряжение10.5кВ

По назначению данная подстанция является сетевой, и предназначена для электроснабжения небольших районов;

По способу присоединения к сети является – проходной.

Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.

От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 14  кабельных линий.

Рис.1. Участок электрической сети

Мощность КЗ на стороне ВН  равна 2100 МВ*А

X0/X1=3

  1.2. Характеристика нагрузки подстанции

 

 К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий,  в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

таблица 1.1.

категория потребителя

1

2

3

Процентное отношение

10 %

80 %

10 %

График использования активной и реактивной мощности на рис. 2.

      

Рис. 2. график использования активной и реактивной мощности.

МВА

Мвар

1.   t=0-2 часов.      часа.

     МВт

     Мвар  

     МВА

     

     Мвт*ч.

В таблице 1.2 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки

таблица 1.2

N ступени

Часы

Длина ступени

P

Q

S

Wi

Час

%

МВт

%

МВАр

МВА

МВт*ч

1

0 - 2

2

45

16.2

50

8.75

18.4

32.4

2

2 - 3

1

30

10.8

40

7

12.9

10.8

3

3 -8

5

45

16.2

50

8.75

18.4

81

4

8 -10

2

85

30.6

90

15.75

34.4

61.2

5

10 -18

8

60

21.6

65

11.4

24.4

172.8

6

18 -22

4

100

36

100

17.5

40

144

7

22 -24

2

45

16.2

50

8.75

18.4

32.4

На рис. 4. приведены графики использования полной мощности.

                             

                               Рис. 4. графики использования полной мощности

 

Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:

  1.  суточный отпуск электроэнергии потребителям

МВтч

  1.  время использования максимальной активной нагрузки

  1.  максимальная нагрузка

 МВА

  1.  средняя  нагрузка

                Мвт*ч

  1.  коэф-т заполнения годового графика нагрузки

           


2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

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*40=28 МВА. Исходя из этого, принимаем трансформатор ТРДН-32000/110.(табл 3.6[2]).

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. 5.

  1.  Находим начальную нагрузку (эквивалентную ступень охлаждения).

   S1-6 - мощность ступеней исходного графика

   Sном тр-ра - номинальная мощность трансформатора

2) Находим предварительное значение коэффициента перегрузки

где   S’  - значение ступени графика использования полной мощности, находящейся в области  перегрузки;    h’= 4 ч.

3)   Находим максимальное значение перегрузки

Kмакс=Sмакс/Sном тр-ра= 40/32 = 1.25

  1.  Принимаем значение перегрузки , , так как =1.125

При полученных значениях K1 и h допустимая перегрузка равна K2доп = 1.4(табл2.1[4]), а мы имеем K2 = 1.25, следовательно, трансформатор проходит по  режиму перегрузки в послеаварийном режиме.

 

Параметры трансформатора ТРДН-32000/110

Таблица 2.1

Sном

UВН

UНН

Uк

Pхх

Pк

Iх

МВА

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

32

115

10,5

10,5

35

145

0,7


  1.  РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Условия К.З.

                                           На рис. 6. приведена расчетная схема

  

рис.6.

Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА

Далее находим сопротивления в относительных единицах, отнесенные к базисным условиям:

сопротивление системы

о.е;      X0cб=1.44        Принимаю: по табл. 3.6[2] и табл 2.1[2]

                                                                                                                Г1:ТВС-32У3

                                                        Г2:ТВС-32У3

                                Г3:ТВС-32У3

                                                                                                                из табл.3.4[5] Ег1-3=1.08 о.е                                                                                                                     

Xатв=                                     АТ1-2:АТДЦТН-63000/220/110

Xатс =0                                                                                           Uкв=(11+35-22)/2=12%

                                Uкс=(22+11-35)/2≈0

                                     

                                  Т1-2:  ТД 40000/110

                                                                                Uк=10.5

                                                                       Т3:     ТД 40000/110

                                                              Т4-5:  ТДН 25000/110

                                                                                                                     Uк=10.5

Схема   замещения прямой последовательности:                                                                                               

Х1= Xатв /2=1.9/2=0.95

Х2=Хл2=0.9

Х3=Хт=6,15

Х4=Хл4/2=0,54

Х5=Хт1*Хт2/(Хт1+Хт2)=2,6*2,6/2,6*2=1,3   

Х6=Хг1*Хг2/(Хг1+Хг2)=3,8*3,8/2*3,8=1,9

Х7=Хт3+Хг3=2,6+3,8=6,4

Е1=(Ег1*Хг2+Ег2*Хг1)/(Хг1+Хг2)=1,08

Х8=Хс+Х1=0,95+0,48=1,43

Х9=Х5+Х6=1,3+1,9=3,2

Х10=Х2*Хл1/(Х2+Хл1+Хл3)=0,9*1,09/(0,9+1,09+1,24)=0,3

Х11=Х2*Хл3/(Х2+Хл1+Хл3)= 0,9*1,24/(0,9+1,09+1,24)=0,34

Х12=Хл1*Хл2/(Х2+Хл1+Хл3)= 1.24*1,09/(0,9+1,09+1,24)=0,42

Х13=Х8+Х10=1,43+0,3=1,73

Х14=Х12+Х4=0,42+0,54=0,96

Х15=Х9*Х7/(Х9+Х7)=3,2*6,4/(3,2+6,4)=2,13

Е2=(Е1*Х7+Ег3*Х9)/(Х7+Х9)=(6,912+3,456)/9,6=1,08

Х16=(Х14+Х15)*Х13/(Х14+Х15+Х13)=(0,96+2,13)*1,73/(0,96+1,73+2,13)=1,11

Е3=(Ес*(Х14+Х15)+Е2*Х13)/(Х14+Х15+Х16)=(1*(0,96+2,13)+1,08*1,73)/(1,73+0,96+2,13)=1,03

Х17=Х16+Х11=0,34+1,11=1,45

ХрезК1=Х17=1,45

ХрезК2=Х17+Х3=1,45+6,15=7,42

Находим токи трехфазного КЗ:

                                                    

   

                                                        

К1:   (КА)

К2:   (КА).

Схема замещения нулевой последовательности:

Х1=Хатв/2+Хс0=1,9/2+1,44=2,39

Х2=Х0л2=2,7

Х3=Х0л4/2=1,62

Х4=(1/Хт1+1/Хт2+1/Хт3)-1=1/(1/2,6+1/2,6+1/2,6)=0,86  

Х5=Х2*Х0л3/(Х2+Х0л1+Х0л3)=2,7*3,72/(2,7+3,72+3,27)=1,04

Х6=Х2*Х0л1/(Х2+Х0л1+Х0л3)= 2,7*3,27/(2,7+3,72+3,27)=0,9

Х7=Х0л1*Х0л3/(Х2+Х0л1+Х0л3)= 3,72*3,72/(2,7+3,72+3,27)=1,14

Х8=Х3+Х4=1,62+0,86=2,48

Х9=Х1+Х5=2,39+1,04=3,43

Х10=Х7+Х8=1,14+2,48=3,62

Х11=Х10*Х9/(Х10+Х9)+Х6=3,62*3,43/(3,62+3,43)+0,6=1,76

Хрез0=Х11*Хт/(Х11+Хт)=1,76*3,28/(1,76+3,28)=1,14

Находим ток однофазного КЗ:

   ,

Ток однофазного кз в точке  больше трехфазного. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току однофазного кз.  

                     Находим ударные токи(для всех видов КЗ):

, где  Kу - ударный коэффициент.(табл 3.2[4]).

К(3):

 

 

 

К(1):

Результаты расчета сведем в таблицу 3.1

                                                                                                                      Таблица 3.1

Место КЗ

Точка к.з.

Начальное значение периодической составляющей токов , кА

Ударный ток - ф. к.з.

,кА

Ударный ток 1-но ф. к.з.

,кА

Трехфазное  к.з.

Однофазное к.з.

Шины ВН, 110 кВ

3,56

3,72

9,31

9,73

Шины НН, 10 кВ

7,63

-

19,4

-


   
4. Выбор схемы соединения подстанции

Электрическую  схему  РУ выбирают в зависимости от  назначения,  роли,  местоположения станции  в системе электроснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов.

  Так как данная  подстанция является проходной и через неё осуществляется переток мощности, то рассмотрим следующие  схемы  РУ:

  •  Четырёхугольник (Рис.7.1-Принципиальная схема; Рис.7.2-Схема заполнения.).

  Достоинства схемы:

  •  Высокая надёжность;

-    Большая ремонтопригодность;

  Недостатки схемы:

  •  Невозможность расширения.

  •  Мостик с выключателями в цепях тр-ров и рем. перемычкой со стороны тр-ров. (рис.8.).Принципиальная схема полностью соответствует схеме заполнения.

  Достоинства схемы:

  •  Дешёвая;

-    Ремонтопригодна;

  Недостатки схемы:

  -    Низкая надёжность;

На стороне 10кВ – две одиночные, секционированные выключателями, системы шин.

  

Для данной схемы в табл.4.1 реализован упрощенный таблично логический метод, позволяющий оценить надежность схемы.

                                                                                                                                       Таблица 4.1

Отказавший

элемент

Нормальный

режим

Ремонтируемый элемент

В1

В2

В3

В4

А1

А2

А3

А4

В1

Л1,Т1

0.5

X

Л1

Тп

ППС

0.5

Т1

Тп

Т1

Тп

Л1

Тп

Т2,Л1:Тп

Л2,Т1:0,5

Л2,Т1:Тп

Т2,Л1:0,5

В2

       Л1,Т2

           0.5

Л1

Тп

X

Т2

Тп

ППС

0,5

Т1,Л1:Тп

Л2,Т2:0,5

Л1

Тп

Т2

Тп

Л2,Т2:Тп

Л1,Т1:0,5

В3

Л2,Т2

0.5

ППС

0.5

Т2

Тп

X

Л2

Tп

Т1,Л2:Тп

Л1,Т2:0,5

Л1,Т2:Тп

Л2,Т1:0,5

Т2

Тп

Л2

Тп

В4

Л2,Т1

0.5

Т1

Тп

ППС

0.5

Л2

Тп

X

Т1

Тп

Л1,Т1:Тп

Л2,Т2:0,5

Т2,Л2:Тп

Т1,Л1:0,5

Л2

Тп

А1

Т1

Тп

---

Л1

Тп

Л2

Тп

---

X

Л1

Тп

ППС

Тп

Л2

Тп

А2

Л1

Тп

---

----

Т2

Тп

Т1

Тп

Т1

Тп

X

Т2

тп

ППС

Тп

А3

Т2

Тп

Л1

Тп

----

---

Л2

Тп

ППС

Тп

Л1

Тп

X

Л2

Тп

А4

Л2

Тп

Т1

Тп

Т2

Тп

---

---

Т1

Тп

ППС

Тп

T2

Tп

X

Л1

Л1

Тп

---

---

Т2

0,5

Т1

0,5

Т1

Тп

X

Т2

Тп

ППС

Тп

Л2

Л2

Тп

Т1

0.5

Т2

0.5

---

---

Т1

Тп

ППС

Тп

T2

Тп

X

Т1

Т1

Тп

---

Л1

0,5

Л2

0,5

---

X

Л1

Тп

ППС

Тп

Л2

Тп

Т2

Т2

Тп

Л1

0.5

---

---

Л2

0,5

ППС

Тп

Л1

Тп

X

Л2

Тп

Время производства оперативных переключений 0.5 часа.

Для данной схемы в табл.4.2 реализован упрощенный таблично логический метод, позволяющий оценить надежность схемы.

                                                                                                                               Таблица 4.2

Отказавший

элемент

Нормальный

режим

Ремонтируемый элемент

В1

В2

В3

В1

Т1,Л1

0,5

X

Л1

Тп

ППС

Тп

В2

           ППС

             0,5

Л1

Тп

X

Л2

Тп

В3

Л2,Т2

Тп

ППС

Тп

Л2

Тп

X

Л1

Л1

Тп

---

Т1

0,5

ППС

0,5

Л2

Л2

Тп

ППС

0,5

Т2

0,5

---

Т1

Т1

Тп

ППС

0,5

Л1

0,5

ППС

0,5

Т2

Т2

Тп

ППС

0,5

Л2

0,5

ППС

0,5

Сравниваем таблицы 4.1 и 4.2.  Результаты заносим в таблицу 4.3.

                                                                                                                     Таблица 4.3.   

Режим отключения

Количество

1 схема

2 схема

Погашение п/ст на 0,5 часа

4

7

Погашение п/ст на время Тп

8

2

Отключение линии1 на 0,5 часа

7

2

Отключение линии1 на время Тп

13

3

Отключение линии2 на 0,5 часа

7

2

Отключение линии2 на время Тп

13

3

Отключение трансформатора Т1  на 0,5 часа

8

2

Отключение трансформатора Т1  на время Тп

14

1

Отключение трансформатора Т2 на 0,5 часа

8

2

Отключение трансформатора Т2 на время Тп

14

1

Выбираю схему четырёхугольника (рис.7.1) , т.к.

  •  В схеме мостика почти половина всех переключений связана с полным погашением пс;
  •  Для четырёхугольника все ППС на Тп  обусловлены отказом шин, надежность которых намного выше по сравнению с выключателями;

         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 10,5 кВ

          На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

  1.  Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0.1 с). [Д]

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= 2.7 c). [ТВ]

Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]

Максимально токовая защита устанавливается со стороны питания. Т.к трансформатор имеет расщеплённую обмотку НН ,то на стороне НН  устанавливаются соответственно на СВ-10кВ №1 комплект  МТЗ с tрз=2.2 с , а на СВ-10кВ №2 комплект МТЗ с tрз=1.7 с

На, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

  1.  Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 1.2 с). [ТВ]

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю [Т0]

На шинах 10,5 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:

  1.  Автоматическое включение резерва [АВР] на секционных выключателях 10,5 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ]

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Измерительные приборы и места их установки

Таблица 5.1

Место установки

приборов

Перечень

приборов

Примечание

1

трансформатор

Амперметр(Э335), счетчики активной(СА4У-И672М) и реактивной энергии, (СР4У-И676М)  варметр(Д335),

ваттметр(Д335).

  1.  Измерительные приборы устанавливаются на стороне НН.
  2.  Счетчики технического учета
  3.  Амперметр на ВН

2

Секционный выключатель

10кВ

Амперметр в одной фазе

(Э350)

3

Кабельная линия 10кВ

Амперметр(Э335), счетчики активной(СА4У-И672М) и реактивной энергии, (СР4У-И676М)  

Счетчики активной и реактивной энергии расчетные

4

Трансформатор собственных нужд

Амперметр(Э335), счетчики активной энергии(СА4У-И672М).

  1.  Приборы устанавливаются со стороны низшего напряжения ТСН
  2.  Счетчик расчетный

5

Cистема шин ВН

Вольтметр(Э335). Вольтметр регистрирующий, ФИП

Вольтметр на шинах имеет переключатель для измерения междуфазных напряжений

6

Cекция шин НН

Вольтметр(Э335).

Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений

7

Линии 110кВ

Амперметр в одной фазе(Э335),два счетчика активной энергии(СА4У-И672М), ФИП, варметр(Д335),

ваттметр(Д335).

Счетчик расчетный со стороны питания.

Измерительные приборы взяты из табл 6.26[2].
6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

    6.1. Выбор выключателей 

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, таблица 6.1.

Ток продолжительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей.

Таблица 6.1

Обозначение

Выключатель или токоведущая часть

Вариант задания

Q1 и I

Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения

А

Q2

Секционный выключатель шин 10 кВ

Q3

Выключатель на линиях потребителей 10 кВ

Q4

Выключатель на стороне высшего напряжения

II

Сборные шины низшего напряжения

III

Сборные шины высшего напряжения

Выбор выключателей на ВН

таблица 6.2

Из табл. 5.2[2] выбираю выключатель ВМТ-110Б –20/1000-УХЛ1

Расчетные данные

Каталожные данные

условие выбора

Uсети = 110 кВ

I прод.расч. = 201 А

Uном = 110 кВ

I ном = 1000 А

По условию длительного режима

кА

i дин= 52 кА

По динамической стойкости

=6,85

=

=35,73

По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения

Вк = 2,91 

=1200

По термической стойкости

кА

 кА

 кА

 кА

По току включения

Тип привода

ППК-1800УХЛ1

Для таблицы 6.2:

Согласно п1.4.5[1] в качестве расчётного КЗ берём трехфазное  к.з:

 ,

где        с,  с.

τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;

кА ;

кА.

где:

 Uном и Iном – номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

   Uсети – номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

   Iпрод.расч – максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.6.1.;

   id – амплитудное значение предельного сквозного тока кз;

   Вк- интеграл Джоуля для заданной цепи;

   

   tотк –полное время отключения ткз.

   

   tрз – время действия релейной защиты цепи, где установлен выключатель;

   tо.в. – полное время отключения выключателя с приводом;

   Iо.ном – номинальный ток отключения выключателя;

    - номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения;

  

    - апериодическая составляющая ткз в момент времени  ,

;

   tзащ.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин=0.01с);

   tо.с – собственной время отключения выключателя с приводом;

   iв.ном – амплитудное значение номинального тока включения;

   Iв.ном – действующие значение номинального тока включения выключателя;

   Iтер, tтер – ток и время релейной защиты по условию термической стойкости;

Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3. , 6.4. и 6.5.

Выбор вводного выключателя

таблица 6.3

Из табл табл. 5.1[2] выбираю выключатель ВВЭ-10 - 20/1250 У3

Расчетные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uсети = 10 кВ

Iпрод.расч. = 1100 А

Uном = 11 кВ

Iном = 1250 А

По условиям длительного режима

=

= 13,63 кА

= 33.38 кА

По коммутационной способности

кА

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк=166,5

Вк=202*4=1600

По термической стойкости

По току включения

Тип привода

ЭМ

Для таблицы 6.3:

,

где       2.7+0.08=2.78 с,        с.

τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ;

кА ;

кА .

Выбор секционного выключателя

Таблица 6.4

Из табл табл. 5.1[2] выбираю выключатель ВК-10 –1000-20У2

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети =10 кВ

Iпрод.расч.= 660 А

Uном = 10 кВ

Iном = 1000 А

По условию длительного режима

= 14,76 кА

= 35,74 кА

По коммутационной способности

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк= 165

Вк=202*4=1600

По термической стойкости

По току включения

Тип привода

ДПП

                  Для таблицы 6.4:

,

где        с,        с.

 τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;

кА ;

кА.

Выбор  выключателя отходящей кабельной линии

Из табл табл. 5.1[2] выбираю выключатель ВК-10 –630-20У2

Таблица 6.5

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети =10 кВ

Iпрод.расч.= 385А

Uном = 10 кВ

Iном = 630 А

По условию длительного режима

= 14,8 кА

= 35,74 кА

По коммутационной способности

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк=164.75

Вк=202*4=1600

По термической стойкости

По току включения

Тип привода

ДПП

     

   Для таблицы 6.5:

,

где        с,        с.

 τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,05 = 0,06 с ;

кА ;

кА.

  

    6.2.Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.

Таблица 6.6.

Из табл табл. 5.5[2] выбираю разъединитель типа РНДЗ.2-110/1000 У1  с приводом ПДН-1У1

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 110 кВ

Iпрод.расч.= 201  А

Uном =110 кВ

Iном = 1000 А

По условию длительного

режима

iдин = 80 кА

По динамической стойкости

Вк = 2,91 

Вк=31,52*4 = 3969

По термической стойкости

 

Согласно п1.4.5[1] в качестве расчётного КЗ берём трехфазное  к.з:

 

где        с,  с.

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство.Принимаем шкафы серии    К-47, рассчитанные на номинальные токи до 3200 А.КРУН -комплектное распределительное устройство наружной установки состоящее из  закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами.Число шкафов равно 26. КРУН должно быть расположено на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с устройством площадки для обслуживания.Расположение устройства должно обеспечивать удобную выкатку и транспортировку выкатной части ячеек.

Тип комплектного распределительного устройства наружной   установки  10кВ:

(КРУН)   К-47(Табл. 9.7[2]).

Таблица 6.6

Основные технические данные КРУН 10 кВ К-47

Параметры

Шкафы выкатного

Исполнения

Номинальное напряжение, кВ

10

Номинальный ток, А

Шкафов

1600

сборных шин

2000

Тип выключателя и привода

ВК-10

ВВЭ-10

встроенный пружинный и электромагнитный

Количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий ,мм2

Номинальный ток отключения

Эл.динамич. стойкость ,кА

4(3*240)

31,5

81

Габариты шкафа, мм:

     Ширина

750

     Глубина

1200

     высота

2200

  6.3. Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

 

Выбор трансформаторов собственных нужд

Для питания собственных нужд устанавливаются  два трансформатора  с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять:

Из табл табл. 3.3[2] выбираю трансформаторы типа ТСЗ -160/10.

Uвн=10.5кВ       Uнн=0.4 кВ      S=160 кВА

В цепях выбираются:

на стороне 10кВ – высоковольтный предохранитель;

на стороне 0.4кВ – рубильник и автомат.

  Вся аппаратура выбирается по номинальному току по условию:

Плавкий предохранитель

                                                                                                                        Таблица 6.7

Расчетные данные

ПКТ101-10-16-31.5У3(табл5.4[2])

Условия выбора или проверки

Uсети=10 кВ

Iпрод.расч.=12.3 А

Uном=10 кВ

Iном=16 А

По условиям длительного режима

I прод.расч.  Iном

Iп.о=7.63 кА

Iо.ном=31.5 кА

По коммутационной способности Io.ном  Iп.о

где Iп.о – ток кз на стороне НН;

   Iо.ном – номинальный ток отключения предохранителя;

    А.

  Продолжительный расчетный ток для аппаратуры на стороне 0.4кВ:

   А.

  Автомат: АВМ4Н, Iном=400 А > Iпрод.расч.(табл6,9[2]).

  Рубильник: РЗ4, Iном=400 А > Iпрод.расч.(табл6,1[2]).

       6.4.  Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор трансформаторов тока

 На стороне ВН принимаю трансформатор тока наружной установки.

Тип  ТТ  ТФЗМ110Б-I У1 (табл5.9[2]).

Согласно п1.4.5[1] в качестве расчётного КЗ берём трехфазное  к.з:

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8 :

Таблица 6.8

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 110 кВ

Iпрод.расч.= 201  А

Uном = 110 кВ

Iном = 300 А

класс точности = 0.5

По условию длительного режима

кА

Iдин = 62 кА

По динамической стойкости

Вк = 2,91

Вк = 122*3 = 432

По термической стойкости

            На вводе силового трансформатора  выбираю встроенный  ТТ  :

ТВТ110- I-300/5 (табл5.11[2]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9.:

                                                                                                       Таблица 6.9.

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети=110 кВ

Iпрод.расч.=201 А

Uном=110 кВ

Iном=300 А

Класс точности=0.5

по условию длительного режима

Вк = 2,91

Вк = 252*3 = 1875

По термической стойкости

          На выводе силового трансформатора  выбираю ТТ   ТШЛК10-У3 (табл5.9[2]).

Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.10:

                                                                                                                         Таблица 6.10

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети=10 кВ

Iпрод.расч.=1100 А

Uном=10 кВ

Iном=2000 А

Класс точности=0.5

(при нагрузке 0.8 Ом)

по условию длительного режима

Вк=166,5

Вк = 352*3 = 3675

По термической стойкости

Z2расч=0,71

Z2ном=0.8

по нагрузочной способности

Проверка по нагрузочной способности:

Определим сопротивления 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,   

 где  Sпотр.обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора,

 I -ток  во вторичной обмотке ТТ.

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 является  фаза А.  Производим расчет  сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой а)  рис.9:

 Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = Zсч.акт.+ Zсч.реакт.+ Zамп + Zватт + Zвар + rпров+ rконт = 0,1 + 0,1+0,02*3 + rпров + 0,1= 0,36 + rпров

rконт =0,1 Ом (стр43[4]).  

Находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.= 0,8 - 0,36 = 0,44 Ом

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:       ,   где

- удельное сопротивление материала соединительных проводников;

Для Al   = 0,028 Ом*мм2  (стр43[4]).  

l  - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м (стр43[4]).  );

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем q = 0,028 50 / 0,36 = 3,89 мм2

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q = 4 мм2  rпров.= 0,028 50 /4 = 0,35 Ом

Z2расч= 0,35 + 0,36 = 0,71 < 0,8 ,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

 

                                              б) Включение приборов в полную звезду

а) Включение приборов в неполную звезду

Рис.9.  Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов

На секционном выключателе выбираю ТТ   ТПЛК-10(табл5.9[2]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:

Таблица 6.12

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 10 кВ

Iпрод.расч.= 660 А

Uном = 10 кВ

Iном = 800 А

класс точности = 0.5

По условию длительного

режима

iу = 19,4кА

Iдин = 74,5 кА

По динамической стойкости

Вк=165  

Вк = 37,82*3 = 4287

По термической стойкости

           На отходящих кабельных линиях  ставим ТТ   ТПЛК-10(табл5.9[2]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.13:

Таблица 6.13

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 10 кВ

Iпрод.расч.= 385 А

Uном = 10 кВ

Iном = 400 А

класс точности = 0.5

По условию длительного

режима

iу = 19,4 кА

Iдин = 74,5 кА

По динамической стойкости

Вк=164,75  

Вк = 18,92*3 = 1071,63

По термической стойкости

Z2расч = 0,358 Ом

Z2ном = 0,4 Ом

По нагрузочной способности

Таблица 6.14

Прибор

Тип

Нагрузка создаваемая прибором, Ом

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

 

Самой нагруженной фазой является фаза А, производим расчет  сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой б)  рис.9:

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления: ,  

где     - удельное сопротивление;  l  - длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м (стр44[4]) );

 - допустимое сопротивление провода.

В результате получаем : .

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 10 мм2

Выбор трансформаторов напряжения

          На секции 10 кВ ставим  ТН типа НТМИ-10-66У3(табл5.13[2]) с параметрами:

  первичное напряжение 10000 В;

вторичное напряжение 100 В;

          дополнительной вторичной 100/3 В;

                                       допустимая мощность 120 ВА (при классе точности 0.5);

              группа соединений обмоток Y0/Y0/-0.

Проверка по нагрузочной способности :

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.15.

                                                                                                                                     Таблица 6.15.

Прибор

Тип

Потр. мощность

одной катушки

Число

катушек

cos

sin

Число

приборов

Общая потр.

мощность

P,Вт

Q,квар

Вольтметр

Э335

2.0 Вт

1

1

0

1

2.0

-

Варметр

Д335

1.5 Вт

3

1

0

1

4.5

Ваттметр

Д335

1.5 Вт

2

1

0

1

3.0

-

Счетчик реактивной

энергии

И676

3.0 Вт

3

0.38

0.925

5

3*3*0,38*5=17.1

3*3*0,925*5=41,625

Счетчик активной

энергии

И672

2.0 Вт

2

0.38

0.925

5

2*2*0,38*5=7,6

2*2*0,925*5=18,5

Итого

34,2

60,125

С.Л табл 4.12[5].

Число КЛЭП:14 шт.

На НН тр-ра 4секции.

                  

Т.к. условие   выполняется, то на каждой секции не требуется установливать дополнительные трансформаторы напряжения.

На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 (табл5.13[2]):

       первичное напряжение 110000/ В;

  вторичное напряжение 100/ В;

                                      допустимая мощность 400 ВА при классе точности 0.5;

         группа соединений обмоток 1/1/1-0-0.

      6.5. Выбор сборных шин высшего напряжения

Сборные шины ВН на 110 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал – алюминий, со стальным сердечником.

Сечение сборных шин выбирается по условию:

,

где       -  допустимый ток для данного сечения проводника;

 - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее         

                          нагруженного присоединения, определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1.

         

 Выбираем провод марки АС – 70/11 с (табл7.12[3]).

> А

Проверка на корону не требуется, т.к. согласно ПУЭ, для U = 110 кВ минимальное сечение, для которого необходимо осуществлять проверку на корону, должно быть меньше .

        6.6.Выбор ошиновки цепи силового трансформатора

Ошиновка силового трансформатора от выводов 10 кВ до ввода в распредустройство выполняется в виде гибкой связи из пучка сталеалюминиевых проводов .

 Сечение ошиновки выбирается по экономической плотности тока:

                                              

- экономическая плотность тока неизолированного алюминиевого провода(табл1.3.36[1]).

В качестве несущих принимаются два провода марки АС-300/39 (табл7.35[2]).

Наружный диаметр провода d=24 мм, q=300 мм2 , Iдоп=710.

Токоведущие провода принимаются марки А-300 (табл7.33[2]).

Наружный диаметр провода d=22.1, q=300 мм2 , Iдоп=680.

Условие выбора числа токоведущих проводов :

мм2

Число проводов А-300 определяется по ф-ле:

Принимается =2                         2*710+2*680=2780(A)>Iпрод.расч.=1100(А)

Проверка на схлёстывание не производится т.к =7.63<20 кА(п4.2.56[1]).

Выбрпнное сечение проверяется по термической стойкости:

Определяется мин.доп.сечение:   мм2

где  С   – коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин равным 90(стр47[4]).  .

      Вк – интеграл Джоуля, определенный при выборе выключателя в цепи трансформатора.

     6.7. Выбор кабельных линий к потребителю

Число КЛЭП:14 шт.

 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(табл1.3.36[1]).

Принимаем сечение q=185 мм2  (табл7.10[2]).            

Данные кабеля:

допустимый ток кабеля:Iдоп=310 А

Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима

А, где

- допустимый табличный ток;

-   поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними, к=0.92 (два кабеля в траншее, расстояние между кабелями 200 мм). (табл1.3.26[1]);

 

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки

, где

Коэффициент предварительной загрузки

, следовательно  =1,35(табл1.3.2[1]);

Необходимым условием является , 1,35 > 1,349

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 А*с1/2/мм2 (стр47[4]).  

Кабель проходит по термической стойкости (185>142,6), т.е ставить токовую отсечку не требуется.

Принимаю кабель ААШвУ-3185(табл7.16[3]).

  7. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК.

Так как высшее напряжение данной подстанции 110 кВ и число выключателей больше трех, то рекомендуется применить постоянный оперативный ток.

Для получения постоянного оперативного тока на подстанциях до 330 кВ включительно устанавливается одна аккумуляторная батарея, работающая в режиме постоянного подзаряда.

Для постоянного подзаряда, а также после аварийного разряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260-40/80-2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери самозаряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.

        8. ОХРАНА ТРУДА

         8.1. 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  или  происходить  движение  транспорта  и  людей.  Рабочее  освещение  включает  в  себя  общее  стационарное  освещение  напряжением  220 В,  переносное  (ремонтное)  освещение,  осуществляемое  переносными  лампами  напряжением  12 В,  местное  освещение (на станках  и  верстаках)  напряжением  36 В.  

Питание  шин  рабочего  освещения  осуществляется  от  трансформаторов  собственных  нужд  с  глухозаземленной  нейтралью,  при  этом  защитные  и  разъединяющие  автоматические  выключатели  устанавливаются  только  в  фазных  проводах.

Аварийное   освещение  выполняется  в  помещениях  щита  управления  релейных  панелей  и  силовых  панелей  собственных  нужд,  аппаратной  связи.  Кроме  того, Выездная бригада  должна  быть  снабжена  персональными  аккумуляторными  фонарями.

Питание  сети  аварийного  освещения  нормально  осуществляется 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.

         8.2. 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.

         8.3.  Мероприятия  по  технике  безопасности

8.3.1. Ограждение  территории  ПС

На  подстанции  применено  два  вида  оград - внешняя  и  внутренняя.  Внешняя  ограда  служит  препятствием  для  проникновения  на  территорию  посторонних  лиц  и  крупных  животных  и  имеет  высоту  1,8 – 2,0 м.   Внутренняя  ограда  служит  для  выделения  зоны  ОРУ-110  кВ  и  имеет   высоту  1,6 м.

В  качестве  конструктивных  элементов  оград  применяются  сетчатые  панели  3000х1700 мм  из  проволоки   2,5 мм  и  ячейками  50х50 мм.  В  качестве  фундаментов  применяются  сборные  бетонные  блоки  с  закладной  частью,  устанавливаемые  в  сверляной  котлован,  к  которым  сетчатые  панели  привариваются  при  монтаже.  Зазор  между  низом  сетчатой  панели  составляет  100 мм.

8.3.2.  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  - 900 мм;

Между  проводами  разных  фаз – 1,0 м;

От  токоведущих  частей  или  от  элементов  оборудования  и  изоляции,  находящихся  под  напряжением,  до  постоянных  внутренних  ограждений  высотой  1,6 м,  до  габаритов  транспортируемого  оборудования - 1650 мм;

Между  токоведущими  частями  разных  цепей  в  разных  плоскостях  при  обслуживаемой  нижней  цепи  и  не отключенной  верхней – 1,65 м;

От  неогражденных  токоведущих  частей  до  земли  или  до  кровли  зданий  при  наибольшем  провисании  проводов – 3,6 м;

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 – 2,9 м;

От  контакта  и  ножа  разъединителя  в  отключенном  режиме  до  ошиновки,  присоединенной  ко  второму  контакту – 1,1 м.

8.3.3.  Маркировка  частей  установок  и  предупредительная  окраска

В  соответствии  с  требованиями  ПУЭ  выполняются  буквенно-цифровое  и  цветовое  обозначение -

шины  обозначаются:

  1.  при  переменном  трехфазном  токе:  шины  фазы А - желтым  цветом,  фазы В - зеленым,  фазы С - красным,  нулевая  рабочая  N - голубым,  эта же  шина,  используемая  в  качестве  нулевой  защитной - продольными  полосами  желтого  и  зеленого  цветов;
  2.  при  переменном  однофазном  токе:  шина А,  присоединенная  к  началу  обмотки  источника  питания - желтым  цветом,  а  шина В,  присоединенная  к  концу  обмотки - красным;
  3.  при  постоянном  токе:  положительная  шина (+) - красным  цветом,  отрицательная  (-) - синим  цветом  и  нулевая  рабочая  М - голубым.
  4.  -резервная,  как  резервируемая  основная  шина,  если же  резервная  шина  может  заменять  любую  из  основных  шин,  то  она  обозначается  поперечными  полосами  цвета  основных  шин.

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.

8.3.4.  Планировки,  обеспечивающие  электробезопасности  при  обслуживании  ПС

РУ-110  и  10,5 кВ  оборудуются  оперативной  блокировкой,  исключающей  возможность:

включения  выключателей,  отделителей  и  разъединителей  на  заземляющие  ножи  и  короткозамыкатели;

включения  заземляющих  ножей  на  ошиновку,  не  отделенную  разъединителями  от  ошиновки,  находящейся  под  напряжением;

отключения  и  включения  отделителями  и  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.

8.3.5.  Проходы,  входы  и  выходы  в  РУ.

Габарит  проезда  должен  быть  не  менее  4 м  по  ширине  и  высоте.  Вдоль  трансформаторов  предусматривается  проезд  шириной  не  менее   3 м.  Также  предусматриваются  проезды:  к  порталу  для  ревизии  трансформаторов,  КРУН,  зданию  масляного  хозяйства.  Ширина  проезжей  части  составляет   4 м.

8.3.6.  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.

8.3.7.  Устройство  молниезащиты.

Защита  ОРУ-110 кВ  осуществляется  молниепроводами,  устанавливаемыми  на  конструкциях  ОРУ,  а  также  отдельно  стоящими  молниепроводами,  имеющими  обособленные  заземлители  с  сопротивлением  не  менее  80 Ом.

Защита  оборудования  ПС  от  набегающих  по  ВЛ  волн  перенапряжений  осуществляется защитой  подходов  ВЛ  от  прямых  ударов  молний  тросом,  установкой  на  ВЛ  метровых  промежутков  и  ОПН .  Для  защиты  обмотки  110 кВ  трансформаторов  вентильные  разрядники  устанавливаются  непосредственно  у  трансформаторов,  без  коммутационных  аппаратов.

8.4.  Мероприятия  пожарной  безопасности.

8.4.1. 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.

8.4.2.  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.

 

9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПОДСТАНЦИИ

  1.  Установленная мощность 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 ТРДН-32000/110   Pхх=35 кВт      Pкз=145 кВт

%

3) время использования установленной мощности

 

Итоговые данные по подстанции сведены в таблицу 9.1:

                                                                                                                   Таблица 9.1.

п/п

Показатель подстанции

Единицы измерения

Величина

1

Установленная мощность , Sуст

кВА

64000

2

ср. взв.(о.е)

%

99.4

3

Время использования установленной мощности

ч

3436,13

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Правила устройства электро установок (ПУЭ).-М.: Энергоатомиздат, 1985,-640 с.
  2.  Неклепаев Б.Н., Крючков М.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и  дипломного проектирования.-М.: Энергоатомиздат, -1989.
  3.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем/под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро-М.:Энергоиздат, 1985. -352с.
  4.  Понизительная подстанция: Метод. указания по выполнению курсового проекта/ Иван. гос. энерг. университет; Сост. Козулин В.С., Рассказчиков А.В.- Иваново, 1998.
  5.  Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980. -600 с.
  6.  Оперативного переключения в распределительных устройствах высокого напряжения: Метод. указания к лабораторным работам/ Иван. энерг. ин-т им.В.И.Ленина; Сост. А.В.Рассказчиков.- Иваново, 1991.

7.    Справочник по проектированию подстанции 35-500 кВ / Под общей ред. С.С.Рокотяна.-        

      М.: Энергоатомиздат, 1982.-352с.

Заключение

        Целью  курсового проекта было проектирование  понизительной подстанции

        110/10.5 кВ.

         Заданием на данный проект явились:

- задание на курсовой проект

- суточный график нагрузки ПЭЭ

- схема участка эл. системы, в которую входит проектируемая ПС.

В ходе проектирования в первом разделе был установлен тип ПС,её назначение и роль. Соответственно проектируемая ПС является проходной, сетевой и нужна для эл.снабжения небольших районов. Для обслуживания ПС необходимо привлечение дежурного персонала.Во втором разделе из условия Sрасч 0.7* Sмакс и в соответствии с классом напряжения были выбраны тр-ры.Т.к ПС питает ПЭЭ 1 и 2  категорий,то возникает необходимость установки двух тр-ров.Следовательно, на ПС были установлены 2 тр-ра ТРДН 32000/110 успешно прошедших испытание по перегрузке в п/ав режиме. В третьем разделе, согласно схеме участка эл.системы в которую входит проектируемая ПС,был произведён расчёт ТКЗ на шинах 110 и 10кВ.Соответственно на стороне 110кВ были рассчитаны токи 1-но и 3-х фазного к.з, а на стороне 10кВ только ток 3-х фазного к.з,т.к сеть 10 кВ работает в режиме с изолированной нейтралью.Т.О в ходе расчёта были получены следующие значения ТКЗ: 110кВ-К(1)=3,72кА К(3)=3,56кА,10кВ- К(3)=7,63кА и соответствующие им ударные токи равны:110кВ-,,10кВ-.В четвёртом разделе с учётом того, что к проектируемой ПС подходит 2 ЛЭП и необходимо осуществлять переток мощности было рассмотрено 2 схемы РУ со стороны 110кВ: схема мостика с выключателями в цепях тр-ров и рем.перемычкой со стороны тр-ров и схема четырехугольника. После проверки надёжности схем предпочтение было отдано схеме четырехугольника. На стороне 10кВ сипользуется схема  – две одиночные, секционированные выключателями, системы шин,а в качестве  комплектное распределительного устройства был выбран КРУН типа К-47.  В пятом разделе был произведён выбор устройств РЗиА в объёме выбора защит силового тр-ра и защит на стороне 10кВ. В шестом разделе  в соответствии с условиями длительного режима, динамической стойкости, коммутационной способности, термической стойкости и по току включения был произведён выбор основного оборудования ПС, включающего в себя: выключатели - ВМТ-110Б-20/1000-УХЛ1;ВВЭ-10-20/1250 У3;ВК-10-1000-20У2;ВК-10-630-20У2; разъединители - РНДЗ.1-110/1000У1; РНДЗ.2-110/1000У1; ТТ. - ТФЗМ110Б-1У1;ТВТ110-1-300/5;ТШЛК10-У3;ТПЛК-10(при выборе ТТ на стороне 10кВ также проводился расчёт сопротивления нагрузки для самой нагруженной из фаз); ТН - НКФ-110-83У1;НТМИ-10-66У3(при выборе НТМИ производился подсчёт нагрузки вторичной нагрузки ТН с целью определения необходимости установки дополнительных ТН); ТСН – ТСЗ-160/10; плавкий предохранитель – ПКТ101-10-16-31,5У3; автомат – АВМ4Н;рубильник – РЗ4;Сборные шины ВН выполнены в виде проводов АС-70/11, а ошиновка цепи силового тр-ра выполнена в виде гибкой связи из 2-х проводов марки АС-300;К ПЭЭ отходят кабели типа ААШвУ-3×185. В седьмом разделе был определён тип оперативного тока. Соответственно на проектируемой ПС получил применение постоянный оперативный ток, который получают с помощью агрегатов типа ВАЗП работающих параллельно с аккумуляторной батареей. В восьмом разделе были указаны все основные требования охраны труда,включающие производственную санитарию, технику безопасности и пожарную безопасность, по отношению к проектируемой ПС.В девятом разделе при определении технико-экономических показателей ПС были определены: установленная мощность ПС равная 64000 кВА, средневзвешенное КПД ПС равное 99,4 % и время использования установленной мощности:3436,13 ч.

В ходе курсового проектирования  был получен опыт работы с технической литературой, справочниками, ГОСТами, материалами проектных организаций. Также был использован

комплекс знаний, полученный при изучении различных учебных курсов.

Текст пояснительной записки к курсовому проекту отражает выбор и обоснование принятых в проекте решений.

EMBED PBrush  

EMBED PBrush  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

69677. ІНСТРУКЦІЯ SWITCH-CASE (КОНСТРУКЦІЯ ВИБОРУ) 52 KB
  Нами залишилася непоміченій дуже важлива конструкція — switch-case. Дана конструкція призначена для вибору дій, залежно від значення вказаного виразу. Конструкція switch-case чимось нагадує оператора if-else, який, по суті, є її аналогом.
69678. ОБРОБКА ПОМИЛОК 24 KB
  Інтерпретатор PHP дозволяє програмістові визначити, які повідомлення про помилки потрібно виводити, а які — ні. Поки ви відладжуєте програму, я рекомендую виводити всі повідомлення про помилки і всі попередження, а потім, коли програма нормально працює, виводити тільки повідомлення про помилки.
69679. ГІПЕРТЕКСТОВІ ПОСИЛАННЯ 119 KB
  Гіпертекстове посилання складається з двох частин: вказівника і адресної частини (URL). Вказівник - текст (або графічне зображення), на якому користувач повинен клацнути для того, щоб перейти в інше місце. URL - вказує адресу, з якої броузер буде завантажувати документ...