Учебная работа. Проектирование электрической части подстанции

Учебная работа. Проектирование электрической части подстанции

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Северо-Казахстанский муниципальный институт им. М. Козыбаева

Факультет энергетики и машиностроения

Кафедра энергетики и приборостроения

КУРСОВАЯ РАБОТА

«Проектирование электронной части подстанции»

Дисциплина

«Электронные станции и подстанции»

АВТОР Зорина Е. Ю

РУКОВОДИТЕЛЬ

Педагог Ефимова Г.А.

Петропавловск, 2009г.
Введение
Электронная энергия является более комфортным и дешевеньким видом энергии. Обширное распространение электронной энергии обосновано относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью ее передачи на огромные расстояния. Гигантскую роль в системах электроснабжения играют электронные подстанции — электроустановки, созданные для преобразования и распределения электроэнергии. Электронная подстанция — часть системы передачи и распределения электронной энергии, в какой происходит увеличение либо снижение значения электронного напряжения с внедрением трансформаторов. Различают два вида электронной подстанции: распределительная и трансформаторная. Распределительная подстанция работает на одном напряжении и служит узлом для потребителей и остальных подстанций. На трансформаторной употребляются трансформаторы для увеличения либо снижения напряжения. Почаще всего встречаются совмещенные подстанции. Они являются принципиальным звеном в системе электроснабжения. При проектировании подстанции стараются применять типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной цены. Но на практике, при проектировании подстанции приходится учесть индивидуальности месторасположения и остальные начальные условия.
В данной курсовой работе выполняться расчет электронной части подстанции. Для этого делается выбор типа подстанции, определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
Определение токов обычного и утяжеленного режимов, выбор средств ограничения токов недлинного замыкания, сборных шин и электронных аппаратов.
Задание на курсовую работу
Начальные данные
1. Найти суммарные мощности
2. Избрать тип подстанции
3. Избрать силовые трансформаторы
4. Найти токи обычного и утяжеленного режима
5. Избрать средства ограничения токов недлинного замыкания
6. Высчитать токи недлинного замыкания
7. Избрать электронные аппараты
8. Избрать сборочные шины
9. Избрать распределительные устройства
10. Составить схему подстанции
Уменьшение цены РУ достигается также сооружением их по типовым проектам, которые разрабатываются ведущими проектами организациями.
1. Определение суммарных мощностей
(3.1.1-3.1.3)
2. Выбор типа подстанции
На основании начальных данных и расчетных показаний, целесообразным является выбор типа подстанции:
3. Определение токов обычного и утяжеленного режимов
Специфичная область внедрения (С — для систем собственных нужд электростанций, Ж — для электрификации стальных дорог);
Номинальная мощность, кВА;
Класс напряжения обмотки ВН, кВ;
Климатическое выполнение;
Категория размещения.
Расчет номинальной мощности дозволяет избрать трансформатор:
Тип: ТРДЦН-125000/110
Утраты
I=0.5%
Масса полная 87,5 тонн
Масса масла 22 тонны
3. Проектирование электронной части подстанции
3.1 Определение суммарных мощностей подстанции
Суммарная активная мощность на стороне низкого напряжения (НН):
где — характеристики потребителей на стороне НН подстанции,
соответственно число и мощность линий, коэффициент несовпадения
максимумов перегрузки потребителей.
Полная мощность на стороне (НН):
где cos? — коэффициент мощности пользователя (НН).
Реактивная мощность на стороне (НН):
3.2 Выбор типа подстанции
Опосля определения суммарной мощности подстанции выбирается тип подстанции, согласно схеме питающей сети, руководствуясь главными признаками, определяющими тип подстанции. Потом намечаются два варианта электронных схем соединений подстанций, делается выбор числа и мощности трансформаторов и на основании технико-экономического сопоставления выбирается лучший вариант.
3.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
На понижающих подстанциях вероятна установка 1-го, 2-ух и наиболее трансформаторов. Более нередко на подстанциях устанавливают два трансформатора либо автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном выключении 1-го из их. На двухтрансформаторных подстанциях в 1-ые годы эксплуатации, когда перегрузка не достигнула расчетной, вероятна установка 1-го трансформатора. В течение этого периода нужно обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям среднего либо низшего напряжения. В предстоящем при увеличении перегрузки до расчетной устанавливается 2-ой трансформатор. Если при установке 1-го трансформатора обеспечить резервирование по сетям СН и НН недозволено либо полная расчетная перегрузка подстанции ожидается ранее чем через 3 года опосля ввода ее в эксплуатацию, то подстанция сооружается по конечной схеме, т. е. с 2-мя трансформаторами.
Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей III группы, если подмена покоробленного трансформатора либо ремонт его делается в течение не наиболее одних суток.
Сооружение однотрансформаторных подстанций для потребителей II группы допускается при наличии централизованного передвижного трансформаторного резерва либо при наличии другого запасного источника питания от сети СН либо НН, включаемого вручную либо автоматом.
Централизованный трансформаторный резерв обширно употребляется в схемах электроснабжения промышленных компаний. В этом случае в цехах сооружаются однотрансформаторные подстанции, и предусматривается один запасный трансформатор, который по мере необходимости быть может установлен на хоть какой цеховой подстанции. То же самое быть может предвидено для сетевого района, объединяющего несколько подстанций, связанных подъездными дорогами, состояние которых дозволяет в хоть какое время года перевезти запасный трансформатор на всякую подстанцию. Сооружение однотрансформаторных подстанций обеспечивает значительную экономию серьезных издержек, но не исключает способности перерыва электроснабжения, потому рекомендуемая предельная мощность таковых подстанций при наличии передвижного трансформаторного резерва 16-25 MB-А при ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) кВ, до 6,3 MB А при 35 кВ; 2,5-6,3 MB A при ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) кВ, до 2,5-4,0 MB-А при 35 кВ — при отсутствии передвижного резерва. установка 4 трансформаторов вероятна на подстанциях с 2-мя средними напряжениями (220/110/35/10 кВ, 500/220/35/10 кВ и др.).
Мощность трансформаторов выбирается по условиям:
при установке 1-го трансформатора:
при установке 2-ух трансформаторов по
при установке п трансформаторов:
где Smax — большая перегрузка подстанции на расчетный период 5 лет. Трансформаторы, обеспечивают питание всех потребителей в обычном режиме при хорошей загрузке трансформаторов 0,6 — 0,7 Sном, а в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор обеспечивает питание потребителей с учетом допустимой аварийной либо периодической перегрузки трансформаторов. При выбирании мощности автотрансформаторов, к обмотке НН которых присоединены синхронные компенсаторы, нужно проверить загрузку общей обмотки автотрансформатора. Трансформаторы и автотрансформаторы с ВН до 500 кВ включительно по способности выбираются трехфазными.
Группы из однофазных трансформаторов инсталлируются при отсутствии трехфазных трансформаторов соответственной мощности. При установке одной группы однофазных трансформаторов предусматривается одна запасная фаза. В ряде всевозможных случаев может оказаться экономичнее применить спаренные трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы).
3.4 Определение токов обычного и утяжеленного режимов
Длительными режимами работы подстанции являются:
1) обычный режим, когда цепи силовых трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции характеризуются током
2) утяжеленный режим, когда один из силовых трансформаторов отключен, а по цепям другого (остальных) протекает рабочий наибольший ток.
Определение токов обычного и утяжеленного режимов в цепях НН (6-10 кВ) силовых трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции дает возможность наметить тип распределительного устройства (РУ) на стороне НН подстанции.
Если ном I < 3200 А, то РУ быть может выполнено комплектным для внутренней либо внешной установки КРУ (Н) с установкой вакуумных либо элегазовых выключателей с номинальным током отключения 20 кА либо 31,5 кА.
Если 3200 < ном I < 5000 А, то в цепях НН силовых трансформаторов и секционного выключателя устанавливают шкафы КР10-Д10 с выключателем МГГ-10 с ном I = 5000 А, а в цепях отходящих линий шкафы с вакуумными либо элегазовыми выключателями на надлежащие номинальные токи. В этом случае намечается РУ — комплектное внутренней установки (КРУ).
Если I > 5000 А, то в цепях силовых трансформаторов и секционного выключателя устанавливают выключатели серии МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20 либо другого типа. В этом случае РУ намечается закрытого типа (ЗРУ) с установкой в цепях отходящих линий шифанеров КРУ.
3.4 Выбор средств ограничения токов недлинного замыкания
Маленькими замыканиями (КЗ) именуют замыкания меж фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, также витковые замыкания в электронных машинках.
Недлинные замыкания появляются при нарушении изоляции электронных цепей. Предпосылки таковых нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земельных работах, удары молнии в полосы электропередачи и др.
Почаще всего КЗ происходят через переходное сопротивление, к примеру через сопротивление электронной дуги, возникающей в месте повреждения изоляции. время от времени появляются железные КЗ без переходного сопротивления. Для упрощения анализа почти всегда при расчете токов КЗ разглядывают железное КЗ без учета переходных сопротивлений.
В трехфазных электроустановках появляются трех- и двухфазные КЗ. Не считая того, в трехфазных сетях с глухо — и эффективно-заземленными нейтралями добавочно могут возникать также одно- и двухфазные КЗ на землю (замыкание 2-ух фаз меж собой с одновременным соединением их с землей)
При трехфазном КЗ все фазы электронной сети оказываются в схожих критериях, потому его именуют симметричным. При остальных видах КЗ фазы сети находятся в различных критериях, в связи, с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие КЗ именуют несимметричными.
Недлинные замыкания, как правило, сопровождаются повышением токов в покоробленных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения
Протекание токов КЗ приводит к повышению утрат электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их завышенный нагрев. Нагрев может убыстрить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, утрату механической прочности шин и проводов и т. п. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течение Обычно это имеет пространство, когда сопротивление хк превосходит сопротивление генератора в 4-6 раз. В этом случае форсировка возбуждения не только лишь компенсирует понижение напряжения на генераторах, да и докладывает доп приращение сгустку Ф и ЭДС.
При предстоящем увеличении электронной удаленности места повреждения ток КЗ миниатюризируется и куцее замыкание все в наименьшей степени влияет на работу генератора.
Удаленной точкой КЗ условно именуют такое пространство в электронной сети, при маленьком замыкании в каком ток в генераторах меняется так некординально, что можно пренебречь конфигурацией ЭДС и напряжений генераторов и считать напряжение на их зажимах постоянным и равным номинальному. Потому при маленьком замыкании в удаленной точке повторяющаяся составляющая тока не меняется и с первого же момента времени ток КЗ воспринимает свое установившееся значения токов КЗ на стороне НН (6 — 10 кВ) подстанции в обоих вариантах и решить вопросец о их ограничении.
При ограничении токов КЗ исходят из 2-ух критерий:
* по условию отключающей возможности выключателей, установленных в цепях отходящих линий 6 — 10 кВ,
* по условию обеспечения тепловой стойкости кабелей отходящих линий 6 — 10 кВ.
По второму условию нужно избрать сечения кабеля в цепи отходящей полосы наименьшей мощности и проверить его на тепловую стойкость. При расчете малого сечения кабеля по условию тепловой стойкости требуется определение времени прохождения (отключения) тока КЗ.
Указывается, что время прохождения тока КЗ () определяется установкой защиты, имеющей самую большую выдержку времени. Для кабельных линий 6 — 10 кВ время отключения будет определяться выдержкой времени наибольшей токовой защиты, при всем этом время отключения тока КЗ составит 1,2-2,2 с. Если при расчетных значениях токов КЗ в обоих вариантах обеспечивается отключающая способность выключателей и тепловая стойкость кабелей, то в ограничении токов КЗ нет необходимости. При невыполнении этих критерий следует узнать, какое из их является определяющим, и избрать средства ограничения токов КЗ.
3.5 Расчет токов недлинного замыкания
Расчеты токов КЗ выполняются для выбора либо проверки характеристик электрооборудования, также для выбора либо проверки установок релейной защиты и автоматики.
Расчет тока КЗ с учетом реальных черт и реального режима работы всех частей энергосистемы, состоящей из почти всех электронных станций и подстанций, очень сложен. совместно с тем для решения большинства задач, встречающихся на практике, можно ввести допущения, упрощающие расчеты и не вносящие существенных погрешностей. К таковым допущениям относятся последующие:
· принимается, что фазы ЭДС всех генераторов не меняются (отсутствие качания генераторов) в течение всего процесса КЗ;
· не учитывается насыщение магнитных систем, что дозволяет считать неизменными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех частей короткозамкнутой цепи;
· третируют намагничивающими токами силовых трансформаторов;
· не учитывают, не считая особых случаев, емкостные проводимости частей короткозамкнутой цепи на землю;
· считают, что трехфазная система является симметричной;
· воздействие перегрузки на ток КЗ учитывают приближенно;
· при вычислении тока КЗ обычно третируют активным сопротивлением цепи, если отношение х/г наиболее 3-х. Но активное сопротивление нужно учесть при определении неизменной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Та.
Обозначенные допущения вместе с упрощением расчетов приводят к некому преувеличению токов КЗ (погрешность практических способов расчета не превосходит 10%, что принято считать допустимым).
На схеме замещения намечаются точки КЗ, в каких определяют значения токов КЗ для выбора и проверки электронных аппаратов и токоведущих частей. Нужное количество точек КЗ и их пространство расположения определяется согласно расчетным условиям. нужно найти изначальное ток, значения апериодической и повторяющейся составляющих тока КЗ. Расчетные точки КЗ в цепях подстанции находятся на значимой электронной удаленности от источника (системы).
При выбирании электронных аппаратов в распределительных устройствах (РУ) 110 кВ и выше нужно рассчитывать ток однофазного КЗ . Если , то нужно принять меры по его ограничению, чтоб производилось условие
3.6 Выбор электронных аппаратов
При проектировании подстанции нужно избрать:
* выключатели в РУ ВН, (СН), НН;
* разъединители;
Выключатели зависимо от используемых в их дугогасительной и изолирующей сред разделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги. В сетях 6…20 кВ используются малообъемные масляные выключатели, выключатели с магнитным гашением дуги, вакуумные и элегазовые. В качестве генераторных выключателей массивных блоков и синхронных компенсаторов используются так же воздушные выключатели. На напряжении 35…220 кВ используются малообъемные масляные выключатели при предельных токах отключения 25…40 кА, а так же элегазовые и вакуумные выключатели. В сетях 110 и 220 кВ находят применение также воздушные выключатели с током отключения от 50 до 63 кА. В сетях 330 кВ и выше используются воздушные и элегазовые выключатели. При выбирании выключателей, как и остального оборудования, следует стремиться к однотипности, что упрощает эксплуатацию.
Выключатели выбирают
По номинальному напряжению Uуст ? Uном
по номинальному току Iнорм ? Iном; Imax ? Iном,
по отключающей возможности.
По ГОСТ 687-78Е отключающая способность выключателя характеризуется последующими параметрами:
а) номинальным током отключения Iотк.ном в виде работающего значения повторяющейся составляющей отключаемого тока;
б) допустимым относительным содержанием апериодической составляющей в токе отключения ?н, %;
в) нормированными параметрами переходного восстанавливающего напряжения (ПВН).
Номинальный ток отключения Iотк.ном и ?н отнесены к моменту прекращения соприкосновения дугогасительных контактов выключателя ?. время ? от начала недлинного замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определяют по выражению:
?=tз.min+tс.в
где tз.min = 0,01 c — малое время деяния релейной защиты; tс.в — собственное время отключения выключателя.
Допустимое относительное содержание апериодической составляющей
(нормированная асимметрия номинального тока отключения) в отключаемом
токе:
где iа.ном — номинальное допускаемое времени ?. ?н задано ГОСТом в виде кривой ?н = f(?), приведенной на рис. 3.1, либо определяется по каталогам.
Рис.3.1. Нормированное содержание апериодической составляющей.
Если ? > 0,09с, то принимают ?н = 0.
Сначала делается проверка на симметричный ток отключения по условию
Iп.? ? Iотк.ном
где Iп.? — действующее времени ?, определяется расчетом.
Потом проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока недлинного замыкания iа.? в момент расхождения контактов ? по условию
Если условие Iп.? ? Iотк.ном — соблюдается, а iа.? > iа.ном, то допускается проверку по отключающей возможности создавать по полному току недлинного замыкания:
Отключающая способность выключателя определяется током отключения Iотк.ном, который записывается в число его паспортных характеристик. В качестве Iотк.ном указывается большая величина работающего значения повторяющейся составляющей тока, которую удачно отключает дугогаситетельное устройство первогасящей фазы трехфазного выключателя при условии, что восстанавливающееся на межконтактном промежутке напряжение соответствует нормированному его значению. Нормированные значения переходного восстанавливавшегося напряжения (НПВН) в истинное время определены ГОСТ 657-78 и приводятся, в виде координат точек, огибающих НПВН и допустимых значений скоростей восстановления напряжения зависимо от номинальных напряжений выключателей и соотношения меж фактическим и номинальным токами отключения. Для правильного выбора выключателя, как следует, необходимо знать и сопоставлять с паспортным значением не только лишь расчетный ток недлинного замыкания в месте его установки, да и соответственное этому току восстанавливающееся напряжение. процесс восстановления напряжения в сетях в случае отсутствия шунтирующих дугогасительные промежутки выключателя сопротивлений обычно имеет колебательный нрав, при их наличии, обычно, экспоненциальный. Для определения характеристик восстанавливающегося напряжения нужно выстроить схему замещения электроэнергетической системы, в какой избираемый выключатель должен быть поставлен в более томные расчетные условия.
Проверка включающей возможности делается по условию
iу ?iвкл; Iп.o? Iвкл
где iу ? ударный ток недлинного замыкания в цепи выключателя; Iп.o ? изначальное ток включения (действующее значение повторяющейся составляющей); iвкл ? больший пик тока включения (по каталогу). Заводами изготовителями соблюдается условие
iвкл = 2 kу Iвкл
где kу =1,8 ? ударный коэффициент, нормированный для выключателей.
Проверка по двум условиям нужна поэтому, что для определенной системы kу быть может наиболее 1,8.
Электродинамическая стойкость выключателя задана номинальным током электродинамической стойкости в виде 2-ух значений: работающего значения предельного сквозного тока недлинного замыкания Iпр.скв и амплитудного значения предельного сквозного тока недлинного замыкания iпр.скв, определяемых по каталогам либо справочникам.
Обозначенные токи соединены меж собой соотношением:
iпр.скв = 2 kу Iпр.скв = 2,55Iпр.скв
где kу =1,8 — ударный коэффициент, нормированный для выключателей.
Проверка на электродинамическую стойкость производится по условиям
Iп.0 ? Iпр.скв=Iдин
iу ? iпр.скв= iдин
где Iп.0 — изначальное ток недлинного замыкания в той же цепи; Iдин, iдин- нормативные токи, электродинамическая составляющая.
Необходимость проверки по двум условиям разъясняется тем, что для определенной системы расчетное значение kу быть может наиболее 1,8, обозначенного ГОСТом для выключателей.
На тепловую стойкость выключатель проверяется по термическому импульсу тока недлинного замыкания:
где Вк — термический импульс по расчету; Iтер — предельный ток тепловой стойкости по каталогу; tтер — продолжительность протекания тока тепловой стойкости по каталогу.
Приводы к высоковольтным выключателям выбирают по каталогу в согласовании с типом выключателя. При всем этом нужно учесть, что приводы на оперативном неизменном токе требуют установки аккумуляторной батареи либо устройств, заменяющих ее.
Выключатель — это коммутационный аппарат, созданный для включения и отключения тока
Короткозамыкатель — это коммутационный аппарат, предназначенный дт сотворения искусственного КЗ в электронной цепи.
Ограничители ударного тока (ОУТ) — это сверхбыстродействующие коммутационные аппараты взрывного деяния на огромные номинальные токи для установок 6 — 30 кВ.
Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, созданный для отключения и включения электронной цепи без тока либо с незначимым током, который для обеспечения сохранности имеет меж контактами в отключенном положении изоляционный просвет.
Разъединители, отделители, выключатели перегрузки выбираются:
по номинальному напряжению Uуст ? Uном
по номинальному долговременному току Iрабmax ? Iном
по конструкции, роду установки;
по электродинамической стойкости
iу ? iпр.скв
Iп.0 ? Iпр.скв
Где Iпр.скв — предельный сквозной ток недлинного замыкания (амплитуда и действующее значение), определяемые по каталогу;
по тепловой стойкости
Вк ? Iтер tтер
где Вк — термический импульс по расчету; Iтер — предельный ток тепловой стойкости; tтер ? продолжительность протекания предельного тока тепловой стойкости, определяются по каталогу. Короткозамыкатель выбирается по этим же условиям, но выбор по номинальному току не требуется. При выбирании выключателей перегрузки следует добавить условие выбора по току отключения:
Iраб.max ? Iотк
где Iотк ? номинальный ток отключения выключателя перегрузки.
Отключающая способность выключателя перегрузки рассчитана на отключение токов рабочего режима.
3.7 Выбор токоведущих частей
Токоведущие части в распределительных устройствах 35 кВ и выше электростанций и подстанций обычно производятся гибкими сталеалюминевыми проводами АС либо АСО. Гибкие провода используются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ. При напряжении 500 кВ могут быть использованы полые дюралевые провода марки ПА. При номинальных напряжениях 750 и 1150 кВ следует использовать лишь провода марки ПА. При всем этом число проводов в фазе выходит наименьшим, миниатюризируется расход алюминия и число гирлянд изоляторов, упрощается установка. В неких системах открытых распределительных устройств часть либо вся ошиновка и сборные шины могут производиться твердыми из дюралевых труб. соединение генераторов и трансформаторов с закрытым либо комплектным распредустройством 6…10 кВ осуществляется гибким навесным токопроводом, шинным мостом либо закрытым комплектным токопроводом. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6…10 кВ производятся пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка — сталеалюминевые. Они несут в главном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра.
Другие провода — дюралевые. Они являются лишь токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать может быть большенными (500, 600 мм2), потому что это уменьшает их число и стоимость токопровода. Все соединения снутри закрытого распредустройства 6…10 кВ, включая сборные шины, производятся твердыми нагими дюралевыми шинами прямоугольного либо коробчатого сечения. При токах до 3000 А в закрытых распредустройствах 6…10 кВ используются однополосные и двухполосные дюралевые шины. При огромных токах рекомендуются шины коробчатого сечения, потому что они обеспечивают наилучшие условия остывания и наименьшие утраты от эффекта близости и поверхностного эффекта. Проводники линий электропередач, длинноватых связей блочных трансформаторов с ОРУ, токопроводы генераторного напряжения выбираются по экономической плотности тока:
где Iнорм ? ток обычного режима (без перегрузок); jэ ? нормированная плотность тока, А/мм2.
Сечение, выбранное по экономической плотности тока, проверяется на нагрев (по допустимому току) в послеаварийном и ремонтном режимах работы электроустановки.
Условие выбора
Iраб.max < Iдоп
где Iдоп — допустимый по нагреву ток шины избранного сечения при температуре охлаждающей среды, хорошей от нормируемой.
При горизонтальной прокладке жёстких шин прямоугольного сечения и расположении их плашмя допустимый ток следует уменьшить на 5% для полос шириной до 60 мм включительно и на 8% для полос большей ширины.
Выбору по экономической плотности тока не подлежат: сети промышленных компаний и сооружений напряжением до 1 кВ и при Тmax до 5000 ч; ответвления к отдельным электроприёмникам U<1 кВ, также осветительные сети; сборные шины электроустановок и ошиновка в границах открытых и закрытых РУ всех напряжений; сети временных сооружений, также устройства со сроком службы 3?5 лет.
Сечение этих проводов выбирается по допустимому току. При всем этом учитываются не только лишь обычные, да и послеаварийные режимы, также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов меж секциями шин.
Проверка шин на тепловую стойкость делается по условию
S?Smin
где S — выбранное сечение; Smin — малое сечение проводника, отвечающее требованию тепловой стойкости при маленьком замыкании. Шины, выполненные нагими проводами на открытом воздухе, провода воздушных линий, не оборудованных устройствами АПВ, на тепловое действие тока недлинного замыкания не проверяются.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Твердые шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, на которую действуют электродинамические силы. Если собственные f0 частоты колебательной системы шины-изоляторы совпадут с частотой конфигурации электродинамических сил, то механические перегрузки на шины и изоляторы вырастут. Если собственная частота колебаний f0 меньше 30 и больше 200 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ), то механического резонанса не возникает. В большинстве фактически используемых конструкций шин эти условия соблюдаются, потому ПУЭ не требуют проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний шинной конструкции. В отдельных вариантах, к примеру при проектировании новейших конструкций, делается определение частоты собственных колебаний
где l — длина просвета меж изоляторами, м; J ? момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы; S — поперечное сечение шины, см2; К — коэффициент, зависящий от материала шин (для алюминия К =173,2; для меди К=125,2). Изменяя l и S, достигают того, чтоб механический резонанс был исключен, т.е. f0 > 200 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
3.8 Закрытые распределительные устройства. (ЗРУ)
Распределительное устройство — это электроустановка, созданная для приема и распределения электронной энергии, содержащая электронные аппараты, шины и вспомогательные устройства.
Если распределительное устройство размещено снутри строения, то оно именуется закрытым. Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) сооружаются обычно при напряжении 3 — 20 кВ. При огромных напряжениях, как правило, сооружаются открытые РУ. Но при ограниченной площади под РУ либо при завышенной загрязненности атмосферы, также в районах Последнего Севера могут применяться ЗРУ на напряжения 35-220 кВ.
Распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки, что быть может выполнено лишь при правильном выборе и расстановке электрооборудования, при правильном подборе типа и конструкции РУ в согласовании с ПУЭ.
Сервис РУ обязано быть комфортным и неопасным. Размещение оборудования в РУ обязано обеспечивать неплохую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную сохранность при ремонтах и осмотрах. Для сохранности соблюдаются малые расстояния от токоведущих частей для разных частей ЗРУ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры либо ограждены.
Огораживание быть может сплошным либо сетчатым. В почти всех системах ЗРУ применяется смешанное огораживание — на сплошной части огораживания крепятся приводы выключателей и разъединителей, а сетчатая часть огораживания дозволяет следить за оборудованием. Высота такового огораживания обязана быть не меньше 1,9 м, при всем этом сетки обязаны иметь отверстия размером не наиболее 25 х 25 мм. Огораживания должны закрываться на замок. Неизолированные токоведущие части, расположенные над полом на высоте до 2,5 м в установках 3-10 кВ и 2,7 м в установках 20-35 кВ, должны ограждаться сетками, при этом высота прохода под сетью обязана быть не наименее 1,9 м. Осмотры оборудования выполняются из коридора обслуживания, ширина которого обязана быть не меньше 1 м при однобоком и 1,2 м при двухстороннем расположении оборудования.
Если в коридоре ЗРУ расположены приводы разъединителей и выключателей, то ширина такового коридора управления обязана быть соответственно 1,5 и 2 м.
Если в ЗРУ используются ячейки КРУ, то ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа обязана обеспечивать удобство перемещения и разворота выкатных тележек, потому при однорядном расположении ширина определяется длиной телеги плюс 0,6 м, при двухрядном расположении — длиной телеги плюс 0,8 м. При наличии прохода с задней стороны КРУ его ширина обязана быть не наименее 0,8 м.
Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу либо в помещения с несгораемыми стенками и перекрытиями: один выход при длине РУ до 7 м, два выхода по концам при длине от 7 до 60 м, при длине наиболее 60 м — два выхода по концам и доп выходы с таковым расчетом, чтоб расстояние от хоть какой точки коридоров РУ до выхода не превышало 30 м. Двери из РУ должны раскрываться наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ. ЗРУ обязано обеспечивать пожарную сохранность. Строй конструкции ЗРУ должны отвечать требованиям СНиП, также правилам пожарной охраны (ППО). Здание РУ сооружается из огнестойких материалов.
При проектировании ЗРУ предусматриваются меры для ограничения распространения появившейся трагедии. Для этого оборудование отдельных частей РУ устанавливается в камерах — помещениях, ограниченных со всех сторон стенками, перекрытиями, огораживаниями.
Если часть огораживаний сетчатая, то камера именуется открытой. В таковых камерах инсталлируются разъединители, безмасляные и маломасляные выключатели и баковые выключатели с количеством масла до 25 кг. В современных ЗРУ баковые выключатели с огромным количеством масла (наиболее 60 кг) не используются, потому что для их установки нужно предугадывать закрытые камеры с выходом наружу, что существенно усложняет строительную часть. При установке в ЗРУ масляных трансформаторов предусматриваются меры для сбора и отвода масла в маслосборную систему. В ЗРУ предусматривается естественная вентиляция помещений трансформаторов и реакторов, также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания открытых камер с маслонаполненным оборудованием.
Распределительное устройство обязано быть экономным. Стоимость сооружения РУ слагается из цены строительной части, электронного оборудования, электромонтажных работ и затратных расходов. Для уменьшения цены строительной части по способности уменьшают размер строения и упрощают его систему. Существенное уменьшение цены достигается применением спостроек РУ из сборных железобетонных конструкций, заменивших кирпичную кладку, применявшуюся ранее. Для уменьшения цены электромонтажных работ и убыстрения сооружения РУ обширно используют укрупненные узлы, собранные на спец монтажной базе. Таковыми узлами могут быть камеры и шкафы со интегрированным электрооборудованием: камеры для сборных шин и шинных разъединителей, шкафы управления выключателями, шкафы линейных разъединителей и т. п. Для присоединения линий 6-10 кВ в современных РУ обширно используют шкафы комплектных распределительных устройств. Применение укрупненных узлов дозволяет применять промышленные способы сооружения ЗРУ с наибольшей механизацией электромонтажных работ.
Распределительное устройство, смонтированное из укрупненных узлов, именуется сборным. В сборном РУ здание сооружается в виде коробки, без каких-то перегородок, зального типа. Базу камер составляет металлической основа, а перегородки меж камерами делают из асбоцементных либо гипсолитовых плит. Уменьшение цены РУ достигается также сооружением их по типовым проектам, которые разрабатываются ведущими проектными организациями.
Схема первичной коммутации ПС 110/10 кВ
Заключение
В итоге проведенной курсовой работы проведен расчет электронной части подстанции, определены токи недлинного замыкания, избран тип подстанции. На основании расчетов выбраны разные виды электронных аппаратов и построена схему первичной коммутации подстанции 110/10 кВ.
Перечень литературы
1. Правила устройства электроустановок.Т-2-й (с изм. и доп.,по состоянию на 1 ноября 2005 г.) пространство изд. Сиб. универ. изд-во,2005. — 854 с.
2. Рожкова Л.Д. , Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. 2-е изд. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.
3. Неклепаев Б.Н. Электронная часть электростанций и подстанций: учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.:Энергоатомиздат, 1986. — 640 с.
4. Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. 3-е изд.- М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
5. Справочник по электротехническим установкам высочайшего напряжения / под редакцией И.А. Баумштейна и В.М. Хомякова.- 2-е изд. — М.: Энергия, 1981. — 656 с.
6. Васильев А.А. Электронная часть станций и подстанций.-М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.
7. Электронная часть электростанций / под ред. С.В. Усова. -Л.: Энергоатомиздат, 1987. — 616 с.
8. Расчёт маленьких замыканий и выбор электрооборудования: учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев и др. — М.: Академия, 2005. — 416 с.
9. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электронных станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рож-
кова, Л.К. Карнеева, Т.В.Чиркова. — М.: Издательский центр
Академия, 2004. — 448 с.
10. Электротехнический справочник: в 4 т. Т.3. Создание и
распределение электронной энергии / под общ. ред. В.Г. Герасимова и др. — 8-е изд., испр. и доп. — М.: Издательство МЭИ, 2002. — 964 с.
]]>