(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка схем питания собственных нужд подстанции
Расположено на
Содержание
Введение
Начальные данные
1. Разработка структурной схемы подстанции
1.1 Выбор схемы соединения основного оборудования, определение потоков мощностей
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов
2. Разработка главной схемы подстанции
2.1 Расчет токов в обычном, утяжеленном режимах и токов недлинного замыкания
2.1.1 Расчетные токи на стороне высшего напряжения
2.2 Выбор схемы распределительного устройства ВН
2.2.1 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, средств контроля и измерения
2.2.2 Выбор трансформаторов тока
2.2.3 Выбор трансформаторов напряжения
2.2.4 Выбор токоведущих частей для РУ ВН
2.3. Выбор схемы соединения распределительного устройства НН
2.3.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения для РУ НН
2.3.2 Токоведущие части
3. Разработка схем питания собственных нужд подстанции
3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд
3.2 Схема питания собственных нужд подстанции
4. Выбор аккумуляторной батареи
5. Управление и сигнализация
6. Конструктивное выполнение
Литература
Введение
В данном курсовом проекте проектируется подстанция цинкового завода. Цель проекта — достигнуть высококачественного и надежного снабжения электроэнергией завода. Для этого были выбраны силовые трансформаторы, распределительные устройства высшего и нижнего напряжения, коммутационные аппараты и токопроводы. В курсовом проекте также решаются вопросцы снабжения э/э собственных нужд подстанции.
Начальные данные
Подстанция цинкового завода
UВН 110 кВ
Число вводов 2
Число отходящих линий 3
SТРАНЗИТ 51 МВА
UНН 10,5 кВ
Число отходящих линий 12
SНАГРУЗКИ 33МВА
Реактанс системы, x*с = 0,02 при Sб = 100 МВА
1. Разработка структурной схемы подстанции
1.1 Выбор схемы соединения основного оборудования, определение потоков мощностей
Анализируя начальные данные, имеем, число входящих воздушных линий — 2, отходящих (транзитных) линий — 3 и отходящих линий на стороне НН — 12. Планируемая мощность перегрузки обязана составлять МВА, транзитная мощность МВА, как следует (без учетов коэффициентов мощностей), МВА.
Набросок 1. Общая структурная схема
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов
Для обеспечения надежности и хорошей цены установим 2 трансформатора (при выводе 1-го из трансформаторов в ремонт 2-ой можно перегружать на 40% в течении 5-и дней по 6 часов) с расщепленными обмотками НН (для понижения токов недлинного замыкания для сетей 6-10 кВ), с устройством РПН.
Выбор номинальной мощности трансформатора создают с учетом его нагрузочной возможности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид
SрасчSном·kп,
где Sрасч — расчетная мощность; Sном — номинальная мощность трансформатора; kп — допустимый коэффициент перегрузки.
При определении Sрасч принимается во внимание перегрузка на 5-ый год, если считать от конца сооружения электроэнергетического объекта, при этом учитывается перспектива предстоящего его развития на 510 лет вперед.
При установке 2-ух трансформаторов мощность всякого выбирается из условия:
Sном Sмах ·(0,65ч0,7)
Sном =0,733=24 МВА
Выберем к установке 2-а трансформатора ТРДН-25000/110 (трансформатор трехфазный, с расщепленной обмоткой, принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством регулирования напряжения под перегрузкой).
Таблица 1. Паспортные данные трансформатора ТРДН-25000/110
Uном ВН,кВ
Uном НН,кВ
Uк,%
115
11-11
10,5
Набросок 2. Структурная схема подстанции
Избранные трансформаторы удовлетворяют нормативным требованиям проектирования подстанций (при выводе 1-го трансформатора в ремонт, 2-ой при 40% перегрузе может выдавать мощность Sперегр. =33,6 МВА).
2. Разработка главной схемы подстанции
2.1 Расчет токов в обычном, утяжеленном режимах и токов недлинного замыкания
2.1.1 Расчетные токи на стороне высшего напряжения
Обычный режим:
Утяжелённый (наибольший) режим
Расчетные токи на стороне нижнего напряжения:
Обычный режим
Утяжелённый режим
где — число отходящих линий; — расчетный ток со стороны низкого напряжения; — расчетный ток со стороны отходящих линий.
Расчет токов недлинного замыкания:
В согласовании с «Правилами устройства электроустановок» при напряжении 110 кВ электронная сеть производится с отлично заземленной нейтралью. Нейтраль силового трансформатора заземляют, чтоб не создавать припас изоляции, потому что это не отлично. Тогда при замыкании фазы на землю ток недлинного замыкания резко увеличивается, релейная защита реагирует на этот ток и отключает установку. При таком повреждении в сети напряжение «здоровых» фаз тоже возрастает, но до величины (либо ) и продолжается лишь на время недлинного замыкания. В сетях 110 кВ время от времени токи однофазного недлинного замыкания превосходят токи трехфазного, а аппаратуру и токоведущие части в главном выбирают по трехфазному недлинному замыканию, потому часть нейтралей разземляют, тем, увеличивая сопротивление и понижая токи однофазного недлинного замыкания (набросок 3).
ЗОН — заземлитель однополюсный внешной установки;
ОПН — ограничитель перенапряжений, защищает нейтраль от перенапряжений при разомкнутом ЗОН.
Набросок 3
Выбор расчетной точки недлинного замыкания
электронные аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть испытаны на электродинамическую и тепловую устойчивость. Для этого составляется схема замещения (набросок 4), намечаются расчетные точки недлинного замыкания и определяются токи недлинного замыкания.
При составлении расчетной схемы для выбора аппаратов и проводников одной цепи выбирают режим установки, при котором в данной нам цепи будет больший ток недлинного замыкания. За расчетную точку недлинного замыкания принимают точку, при повреждении которой через избираемый аппарат либо проводник будет протекать больший ток. При расчете токов недлинного замыкания сопротивление полосы учтено в x*с, при этом все индуктивные сопротивления приводятся к произвольно избранной базовой мощности .
Набросок 4
Расчетное сопротивление трансформаторов:
Разглядим трехфазное куцее замыкание на шинах 110 кВ (точка К-1). Базовый ток:
Ток недлинного замыкания:
Ударный ток (амплитудное
где — ударный коэффициент (выбирается из 1).
Разглядим трехфазное куцее замыкание на шинах 10,5 кВ (точка К-2). Базовый ток:
Ток недлинного замыкания:
Амплитудное значение ударного тока недлинного замыкания:
2.2 Выбор схемы распределительного устройства ВН
Схемы электронных соединений выбирают: по напряжению, по группы пользователя, по числу присоединений. Согласно данному аспекту избираем:
На стороне высочайшего напряжения — схему «две рабочие и обходная система шин»; высшее напряжение 110 кВ; подстанция проходная, подступает одна линия, есть переток мощности, могут питаться пользователи 1,2 группы. Схема экономна, довольно надежна.
Набросок 4. Схема РУ ВН
Выбор главной схемы подстанции зависит от предназначения, роли и местоположения объекта в энергосистеме в целом. Избранная схема обязана обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую необходимость. Согласно данным аспектам избираем: На стороне высочайшего напряжения — схему «две рабочие и одна обходная система шин»; высшее напряжение 110 кВ; подстанция проходная, три транзитные полосы, есть переток мощности, могут питаться пользователи 1,2 группы. Схема экономна, довольно надежна (представлена на рисунке 4).
2.2.1 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, средств контроля и измерения.
Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели выбирают:
По напряжению установки .
По долговременному току .
По отключающей возможности.
По ГОСТ 687-78Е отключающая способность характеризуется:
номинальным током отключения ;
допустимым относительным содержанием апериодической составляющей тока в токе отключения ;
нормированным параметром ПВН.
Номинальный ток отключения и определяются в момент расхождения контактов выключателя ф. время ф от начала недлинного замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определяется по выражению:
где — собственное время отключения выключателя;
— малое время деяния релейной защиты.
Выберем к установке выключатель ВВБТ-110Т1 с током отключения Потому что, то установка реактора не требуется.
Апериодическая составляющая тока недлинного замыкания для ветки энергосистемы:
где — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Номинальная апериодическая составляющая тока недлинного замыкания для выключателя ВВБТ-110Т1.
Проверка на тепловую стойкость: термический импульс, выделяемый током недлинного замыкания:
где
— время деяния релейной защиты;
— полное время отключения выключателя.
IТЕР2 tТЕР = 402 4 = 6400 кА2/с
где IТЕР — ток тепловой стойкости;
tТЕР — время протекания тока тепловой стойкости.
Моментальный динамический ток:
Проверка включающей возможности делается по условию
; ,
где ударный ток недлинного замыкания в цепи выключателя; изначальное ток включения (действующее значение повторяющейся составляющей); больший пик тока включения (по каталогу). Заводами изготовителями соблюдается условие
,
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.
Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2. Избираем по справочнику разъединители РГ-126-1600УХЛ1 с приводом ПРГ6-УХЛ1, заземлители ЗОН-110Т-1.
подстанция трансформатор питание свой
Таблица 1
Виды проверки
Условия выбора и проверки
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель
ВВБТ-110-Т1
Разъединитель РГ-126-1600 УХЛ1
По напряжению установки, кВ
110
110
110
По долговременному току, А
440,88
1600
1600
По способности отключения повторяющейся составляющей тока недлинного замыкания, кА
25
31,5
—
По способности отключения апериодической составляющей тока недлинного замыкания, кА
1,76
11,1
—
Проверка по включающей возможности, кА
56,85
80
—
25
31,5
—
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
25
80,14
100
56,85
102
—
Проверка на тепловую стойкость, кА2с
112,5
6400
4800 (г.н.)
2.2.2 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока, созданные для питания измерительных устройств, выбираются:
по номинальному напряжению
Uуст Uном,
по номинальному току
Iраб.max I1ном,
(при этом, номинальный ток должен быть как можно поближе к рабочему току установки, потому что недогрузка первичной обмотки приводит к повышению погрешностей);
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости.
по тепловой стойкости.
Исходя из приведенных выше рассуждений, примем к установке трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1, результаты проверки сведены в таблицу 2.
Таблица 2. — Результаты проверки трансформатора тока
Виды проверки
Условия выбора и проверки
Расчетные данные
Каталожные данные
Трансформатор ТФЗМ110-У1
По напряжению установки, кВ
110
110
По долговременному току, А
440,88
500
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
56,85
105
Проверка на тепловую стойкость, кА2с
112,5
Где — каталожный ток тепловой стойкости трансформатора тока,-номинальный ток электродинамической стойкости.
Выбор класса точности описывает предназначение трансформатора тока. В соответствие с ПУЭ:
а) трансформаторы тока для включения электроизмерительных устройств обязаны иметь класс точности не ниже 3;
б) обмотки трансформаторов тока для присоединения счётчиков, по которым ведутся валютные расчеты, обязаны иметь класс точности 0,5;
в) для технического учёта допускается применение трансформаторов тока класса точности 1.
Для обеспечения избранного класса точности нужно, чтоб действительная перегрузка вторичной цепи Z2 не превосходила нормированной для данного класса точности перегрузки Z2ном, Ом, т.е.
Z2 Z2ном.
У избранных трансформаторов тока ТФЗМ110-У1 имеются три вторичные обмотки с номинальными токами 5/10Р/10Р А. одна из их употребляется для подключения измерительных устройств. Ее класс точности равен 0,5.
На полосы 110 кВ инсталлируются амперметры в одной фазе, ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой, фиксирующий устройство для определения места недлинного замыкания. Схема подключения устройств изображена на рисунке 5.
Набросок 5. Схема подключения измерительных устройств
Вторичная перегрузка трансформаторов тока содержится в таблице 3.
Таблица 3. — Вторичная перегрузка трансформаторов тока
Устройство
Тип
Перегрузка фазы, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-335
0,5
—
—
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-335
0,5
—
0,5
Итого:
1,5
—
1
Видно, что более загруженным является трансформатор тока, установленный на фазе А.
Для работы трансформатора тока в данном классе точности, нужно выполнение условия:
Где Ом- суммарное сопротивление устройств присоединенных к Т.Т.,
При 3-х устройствах переходное сопротивление контактов принимаем , Потому что индуктивное сопротивление токовых цепей не велико то можно принять . — нормированная перегрузка для класса точности 0,5. Найдем :
В качестве соединительных проводов применяем многожильные контрольные кабели с сечением (по условию прочности) не наименее 4 мм2 [2]. Ориентировочная длина кабеля для РУ 110 кВ принимается равной 80 м [2], тогда сечение:
Расположено на
Расположено на
Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2
На транзитных линиях устанавливаем трансформатор тока ТФЗМ-110Б-У1.
Результаты проверки избранного трансформатора тока сведены в таблицу 4.
Таблица 4. Проверка трансформатора тока
Расчетные данные
Трансформатор тока
ТФЗМ-110Б-У1
Uуст = 110 кВ
Uном = 110 кВ
Imax = 134 А
I1ном = 300 А
iу = 56,85 кА
iдин = 63 кА
Bк = 112,5 кА2с
Iтер2tтер = 1323 кА2с
Предстоящий расчет аналогичен. Принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2 и длинноватой 80 м.
2.2.3 Выбор трансформаторов напряжения
Выбор трансформаторов напряжения производим по последующим характеристикам: по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности и по вторичной перегрузке. Сечения проводов в цепях трансформаторов напряжения определяются по допустимой потере напряжения.
На входе высочайшего напряжения избираем 3 НКФ-110-83У1. Список нужных измерительных устройств избираем по ПУЭ. Подсчет вторичной перегрузки приведен в таблице 5.
Таблица 5. Вторичная перегрузка трансформатора напряжения
Устройство
Тип
S1обм, ВА
Число обмоток
Cos ц
sin ц
Число устройств
Общая потребляемая мощность
P, Вт
Q, ВА
Вольтметр
регистрир.
Н-394
10
1
1
0
1
10
—
Вольтметр
Э-335
2
1
1
0
1
2
—
Ваттметр
Д-335
1,5
2
1
0
3
9
—
Варметр
Д335
1,5
2
1
0
3
9
—
Счётчик активный
САЗ-И674
3
2
0,38
0,925
1
6
14,6
Счетчик реактивный
СРЧ-И676
3
2
0,38
0,925
1
6
14,6
Фиксатор импульсного деяния
ФИП
3
1
1
0
5
15
—
Итого:
57
29,2
Суммарная вторичная перегрузка:
Три трансформатора напряжения НКФ-110-83У1 имеют мощность , что больше . Таковым образом, трансформатор напряжения будет работать в избранном классе точности 0,5.
Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ утрата напряжения от трансформаторов напряжения до расчётных счётчиков обязана быть не наиболее 0,5%, а до щитовых измерительных устройств — не наиболее 1,5%, при обычной перегрузке.
Для упрощения расчётов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 2,5 мм2 для медных жил и 4 мм2 для дюралевых жил.
Для соединения трансформатора напряжения с устройствами принимается контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
2.2.4 Выбор токоведущих частей для РУ ВН
В РУ 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. В общем случае проводится проверка по экономической плотности тока, по допустимому току при работе в наивысшем режиме, также выбранное сечение проверяется на тепловое действие тока недлинного замыкания. Для нашего варианта нужно выполнить лишь проверку по допустимому току в наивысшем режиме, так как сборные шины электроустановок и ошиновка в границах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Также и шины, выполненные нагими проводами на открытом воздухе, на тепловое действие тока недлинного замыкания не проверяются [3]. При напряжении 110 кВ употребляются провода фазы для соответствия требованиям по условию короны (мало допустимое по условиям коронирования сечение для напряжения 110 кВ — 70 мм2 [1]).
Как следует, избираем провод марки АС-150/19 в качестве гибких шин для питающих линий и АС-70/11 для транзитных линий.
Гибкие шины крепятся на гирляндах навесных изоляторов с довольно огромным расстоянием меж фазами. Так, для сборных шин приняты расстояния: при 110 кВ 3 м;
При таковых расстояниях силы взаимодействия меж фазами невелики, потому расчета на электродинамическое действие для гибких шин обычно не создают. Но при огромных токах недлинного замыкания провода в фазах могут схлестнуться. Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока недлинного замыкания проверяются гибкие шины распределительного устройства при 20 кА.
Потому что — то проверяем гибкие шины на схлестывание.
Усилие от долгого протекания тока 2-ух фазного КЗ:
Связь тока двухфазного замыкания и трехфазного.
Как следует:
Определим силу тяжести 1 метра токопровода с учетом массы колец:
Определим соотношения и (где — действительное время срабатывания защиты). Из диаграмм 2 определим , тогда
Допустимое
Потому что — то схлестывание не произойдет.
2.3 Выбор схемы соединения распределительного устройства НН
В качестве РУ НН примем схему с одной секционированной системой сборных шин (набросок 6). Главный предпосылкой, определяющей таковой режим работы, является требование понижения токов недлинного замыкания, хотя в этом случае отказ от конкретной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: различные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т.п. В данной схеме в обычном режиме работы секционный выключатель отключен.
Плюсами данной схемы являются простота, наглядность, экономичность, довольно высочайшая надежность.
К недочетам можно отнести то, что при повреждении и следующем ремонте одной из секций ответственные пользователи, нормально питающиеся от обеих секций, остаются без резерва, а пользователи, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.
Набросок 6. Схема соединения РУ НН
Выбор выключателей и разъединителей на стороне низшего напряжения делается аналогично выбору на стороне высшего напряжения.
Наибольшие токи длительного режима в водах РУ НН и в секционном выключателе были определены из условия, что один трансформатор нагружен на полную мощность из-за выхода из строя второго трансформатора выше, при расчете наибольших и номинальных токов:
IН.тр.max = 962,3 А
Наибольшие токи длительного режима для линий также были определены исходя из условия, что к любому пользователю идет по две полосы и одна из линий отключена:
Iотх.л.max. = 229,1 А.
Расчетный ток недлинного замыкания принимаем равным току недлинного замыкания на шинах НН в точке К-2. По уровню наибольших токов долгих режимов, повторяющейся составляющей тока недлинного замыкания в исходный момент времени и ударного тока, определяем, что для РУ напряжением 10,5 кВ подступает выключатель типа ВВ (то есть внутренние войска)-10У-31,5/1000 УЗ. Результаты проверки сведены в таблицу 6.
Виды проверки
Условия выбора и проверки
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель ВВ (то есть внутренние войска)-10У-31,5/1000 УЗ
По напряжению установки, кВ
10
10
По долговременному току, А
962,3
1000
По способности отключения повторяющейся составляющей тока недлинного замыкания, кА
6,84
31,5
Проверка по включающей возможности, кА
17,6
80
6,84
31,5
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
6,84
20
17,6
52
Проверка на тепловую стойкость, кА2с
5,85
30
время отключения выключателя ВВ (то есть внутренние войска)-10У-31,5/1000 УЗ ,
Тогда расчетное время отключения выключателя
— Малое время срабатывания защиты.
Апериодическая составляющая тока недлинного замыкания для ветки энергосистемы:
где — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Номинальная апериодическая составляющая тока недлинного замыкания для выключателя ВВ (то есть внутренние войска)-10У-31,5/1000 УЗ.
Проверка на тепловую стойкость: термический импульс, выделяемый током недлинного замыкания:
Проверка включающей возможности делается по условию
; ,
где ударный ток недлинного замыкания в цепи выключателя; изначальное ток включения (действующее значение повторяющейся составляющей); больший пик тока включения (по каталогу). Заводами изготовителями соблюдается условие
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.
Выберем к установке комплектное распределительное устройство КРЗД-10.
2.3.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения для РУ НН
За силовым трансформатором на стороне 10,5 кВ намечаем к установке трансформатор тока ТШЛК-10-УЗ,ТЗ-0,5/Р. Сопоставление расчетных и каталожных данных приведено в таблице 7. Список нужных измерительных устройств в цепи фидеров 10,5 кВ избираем по ПУЭ. Схема включения устройств показана на рисунке 8.1.
Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными устройств, определяем нагрузку фаз для более загруженного трансформатора тока (таблица 8). Из таблицы 8 видно, что это фазы A и C.
Таблица 7 Сопоставление расчетных и каталожных величин
Расчетные данные
Трансформатор тока
ТШЛК 10-3000-0,5/10Р
Uуст = 10,5 кВ
Uном = 10,5 кВ
Imax = 962,3 А
I1ном = 1000 А
iу = 17,6 кА
81 кА
Bк = 5,85 кА2с
Iтер2tтер = 2976,75 кА2с
Общее сопротивление устройств:
Допустимое сопротивление проводов:
Таблица 8 Приборы, и перегрузка трансформатора тока
Устройство
Тип
Перегрузка фазы
A
B
C
Амперметр
Э-335
—
0,5
—
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Wh
САЗ-И674
2,5
—
2,5
Var
СРЧ-И676
2,5
—
2,5
Итого:
5,5
0,5
5,5
Расположено на
Расположено на
Набросок 7. Схема подключения устройств.
Для подстанции с низшим напряжением 10,5 принимаем кабель с дюралевыми жилами, приблизительная длина которого равна 50 м. Беря во внимание, что находим сечение:
По условиям механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
На отходящих фидерах 10,5 кВ намечаем к установке трансформаторы тока ТЛК-10-3У,Т3. Сопоставление расчетных и каталожных данных — в таблице. Список нужных измерительных устройств в цепи линий 10,5 кВ избираем по ПУЭ. Схема включения устройств показана на рисунке 8.
Таблица 9. Сопоставление расчетных и каталожных данных
Расчетные данные
Трансформатор тока
ТЛК-10-3-300-0,5/10Р
Uуст = 10,5 кВ
Uном = 10,5 кВ
Imax = 229,1 А
I1ном = 300 А
iу = 17,6 кА
iдин = 52 кА
Bк = 5,85 кА2с
Iтер2tтер = 768 кА2с
Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными устройств, определяем нагрузку фаз для более загруженного трансформатора тока (таблица 10). Из таблицы видно, что это фаза A.
Расположено на
Расположено на
Набросок 8. Схема подключения устройств
Таблица 10. Перегрузка трансформаторов тока
Устройство
Тип
Перегрузка фазы
A
B
C
Амперметр
Э-335
0,5
—
—
Wh
САЗ-И674
2,5
—
2,5
Var
САЗ-И676
2,5
—
2,5
Итого:
5,5
—
5,0
Общее сопротивление устройств:
Допустимое сопротивление проводов:
Для подстанции с низшим напряжением 10,5 принимаем кабель с дюралевыми жилами, приблизительная длина которого равна 5 м. Беря во внимание, что («неполная звезда») находим сечение:
По условиям механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Примем к установке однофазный трехобмоточный трансформатор напряжения 3ЧЗНОЛ-0,6-10УЗ.
Таблица 10. Перегрузка трансформатора напряжения
Устройство
Тип
S1обм, ВА
Число обмоток
Cos ц
sin ц
Число устройств
Общая потребляемая мощность
P, Вт
Q, ВА
Вольтметр
регистрир.
Н-394
10
1
1
0
1
10
—
Вольтметр
Э-335
2
1
1
0
1
2
—
Ваттметр
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
—
Варметр
Д335
1,5
2
1
0
1
3
—
Счётчик активный
САЗ-И674
3
2
0,38
0,925
2
12
29,2
Счетчик реактивный
СРЧ-И676
3
2
0,38
0,925
2
12
29,2
Итого:
42
58,4
Три трансформатора напряжения 3ЧЗНОЛ имеют мощность =225 ВА, что больше . Таковым образом, трансформатор напряжения будет работать в избранном классе точности 0,5.
Для соединения трансформаторов напряжения с устройствами для упрощения расчётов принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с сечением дюралевых жил 2,5 мм2.
Трансформатор напряжения присоединяем через предохранитель типа ПКН 001-10У3 и втычной разъединитель.
2.3.2 Токоведущие части
Избираем соединение силового трансформатора с КРУ-10 кВ. соединение осуществляется при помощи гибкого навесного токопровода. Избираем комплектный токопровод типа ТЗК-10-1600-51 с номинальным током 1600 А. Шины, входящие в КРУ КРЗД-10, выдерживают ток утяжелённого режима (Iут. реж. тр. НН=962,3 А, Iном. с. ш.=1000 А).
3. Разработка схем питания собственных нужд подстанции
Мощности потребителей сведены в таблицу.
Таблица 11. Перегрузка собственных нужд подстанции
Вид пользователя
Установленная мощность
Cos ц
tg ц
Перегрузка
единицы
всего
Руст, кВт
Qуст, кВт
Остывание ТРДН25000/110
2,5Ч2
5
0,85
0,62
5
3,1
Обогрев ВВБТ-110Т1
1,8Ч9
16,2
1
0
16,2
—
Обогрев привода разъед.
0,6Ч35
21
1
0
21
—
Отопление, освещение, вентиляция КРЗД-10
—
7
1
0
7
—
Отопление, освещение ОПУ
—
60
1
0
60
—
Обогрев КРУ
1
1
1
0
1
—
Освещение ОРУ
—
10
1
0
8
—
Подзарядка АБ
—
46
1
0
46
—
Компрессорная для ВВБТ-110Т1
Электродвигат.
Отопл., освещ.
30
20
30
20
1
0
30
20
—
Итого
212,2
3,1
Расчетная мощность потребителей собственных нужд:
кВА.
При расчете мощности собственных нужд не учитывалась краткосрочная перегрузка (электродвигатели приводов выключателей, разъединителей и т.п.). Остальная часть потребителей (система аварийного освещения, системы управления, сигнализации и т.п.) питаются на неизменном оперативном токе от аккумуляторных батарей.
3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд
До этого всего, нужно учитывать тот факт, что предельная мощность всякого трансформатора собственных нужд обязана быть не наиболее 630 кВА. Также на двухтрансформаторных подстанциях устанавливают два трансформатора собственных нужд. Принимаем к установке два трансформатора единичной мощности:
кВА.
Тип трансформаторов: ТМ-160/10 с вторичным напряжением 0,4кВ.
Проверим избранные трансформаторы по допустимой перегрузке и перегрузке:
Коэффициент загрузки трансформаторов:
Коэффициент перегрузки трансформатора:
По условиям проектирования и .
3.2 Схема питания собственных нужд подстанции
На подстанциях с оперативным неизменным током трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 6-35кВ (в нашем случае — 10,5 кВ). Шины 0,4 кВ секционируются для роста надежности электроснабжения собственных нужд; секционный разъединитель нормально разомкнут. Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохранителями и такие цепи и аппараты не подлежат проверке на электродинамическую стойкость токам недлинного замыкания [2].
Набросок 9. — Схема собственных нужд подстанции
4. Выбор аккумуляторной батареи
Типовой номер батареи:
N=(1,05 Iав)/j=(1,05 80)/25=3,36
Выберем к установке аккумулятор СК-4. Проверка по большему толчковому току:
46 N Im.max.=Iав+ Iпр
где Iав=Iн+Iвр=15+65=80
Iприв=100
46 4=184 180
Проверка аккумулятор по допустимому отключению напряжения при самом большом толчковом токе:
Iр = Iм.мах/N=180/4=45
По кривым определяем напряжение на аккуме 86%, на проводах 81%.
Подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80
В качестве зарядных устройств, используют статические преобразователи либо агрегат двигатель-генератор неизменного тока.
5. Управление и сигнализация
Управление коммутационными аппаратами ведется с ОПУ. действие системы управления сопровождается работой устройств сигнализации. Сигнализация положения коммутационных аппаратов производится при помощи сигнальных ламп. При аварийном выключении производится также звуковой сигнал (для вербования внимания дежурного персонала).
6. Конструктивное выполнение
Открытое распределительное устройство (ОРУ) на 110 кВ выполнено типовыми ячейками. Любой полюс разъединителей размещен под проводами соответственной фазы. Гибкие шины подвешиваются на железобетонные порталы при помощи навесных изоляторов. Трансформаторы тока инсталлируются на железобетонных опорах. Кабели оперативных цепей релейной защиты, автоматики и цепей управления кладутся в лотки из железобетонных плит. Все аппараты ОРУ размещаются на железобетонных основаниях.
Со стороны низкого напряжения распределительное устройство собрано из блоков КРУН, которое присоединяется к силовому трансформатору при помощи комплектного токопровода.
Литература
1. Правила устройств электроустановок/ Минэнерго СССР (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — электронной аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. — Челябинск: ЧПИ, 1990
3. Электронная часть электростанций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева — М.: Энергоатомиздат, 1989
4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.-3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1987
]]>