Учебная работа. Проектирование понизительной подстанции 110/6.3 кВ

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Контрольные рефераты

Учебная работа. Проектирование понизительной подстанции 110/6.3 кВ

Инструкция

Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция 110/6.3 кВ.

Заданием на данный проект явились:

схема прилегающей сети

дневной график использования перегрузки

черта нагрузочного района (наибольшая мощность перегрузки, группы потребителей питающихся от данной подстанции и т.д.)

Результатом проектирования явился:

выбор трансформаторов использующихся на подстанции

выбор схемы соединения подстанции

выбор типов релейной защиты и автоматики

выбор оборудования и токоведущих частей

Содержание
1. Черта перегрузки подстанции
2. Выбор силовых трансформаторов
3. Расчет токов недлинного 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 пользователю
6.8 Оперативный ток
7. Меры по технике сохранности и противопожарной технике
7.1 Система рабочего и аварийного освещения
7.2 защита от шума и вибрации
7.3 Мероприятия по технике сохранности
7.4 Мероприятия пожарной сохранности
8. Технико-экономические характеристики ПС
Перечень использованных источников

1. Черта перегрузки подстанции

К данной подстанции подключены пользователи 2 и 3 категорий, в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей разных категорий.

Таблица 1.1

категория пользователя

1

2

3

Процентное отношение

0%

40%

60%

наибольшая перегрузка

МВА

наибольшая реактивная перегрузка

В таблице 1.2 приведены данные для построения дневных графиков перегрузки

Таблица 1.2

N ступени

Часы

Длина ступени

P

Q

S

Wi

Час

%

МВт

%

МВАр

МВА

МВт*ч

1

0 — 4

4

60

12.48

55

4,7

13,336

49,92

2

4 — 7

3

45

9,36

40

3,417

9,964

28,08

3

7 -9

2

80

16,64

75

6,41

17,832

33,28

4

9 -11

2

100

20,8

100

8,543

22,486

41,6

5

11 -14

3

80

16,64

75

6,41

17,832

49,92

6

14 -16

2

100

20,8

100

8,543

22,486

41,6

7

16 -22

6

80

16,64

75

6,41

17,832

99,84

8

22 -24

2

60

12,48

55

4,7

13,336

24,96

дневной отпуск электроэнергии пользователям

время использования наибольшей активной перегрузки

средняя перегрузка

коэффициент наполнения годичного графика перегрузки

На рис. 1.1. приведены графики использования полной мощности.

Рис.1.1

2. Выбор силовых трансформаторов
Выбор начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов на данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Потому что от подстанции питаются пользователи 2 и 3 группы, по условию надежности, требуется установка 2-ух силовых трансформаторов.
Мощность всякого трансформатора выбирается так, чтоб при выключении 1-го трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание перегрузки подстанции.
Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия
,
Исходя из этого, принимаем трансформатор ТДН-16000/110.
Исходную нагрузку К1 в относительных единицах эквивалентного графика рассчитывают по формуле
Находим исходную нагрузку (эквивалентную ступень остывания).

Sm — мощность ступеней начального графика

Sном тр-ра — номинальная мощность трансформатора

2) Находим предварительное

где S` — области перегрузки; h’= 15 ч.

3) Находим наибольшее значение перегрузки

Принимаем

Длительность перегрузки необходимо скорректировать по формуле:

При приобретенных значениях K1 и h допустимая перегрузка равна K2доп = 1.3, а мы имеем K2 = 1.26, как следует, трансформатор проходит по режиму перегрузки в послеаварийном режиме

Рис.2.1

характеристики трансформатора ТДН-16000/110
Таблица 2.1

Sном

UВН

UНН

Pхх

МВА

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

16

115

6,6

10,5

18

85

0,7

3. Расчет токов недлинного замыкания
На рис. 3.1 и 3.2 приведены схема и схема замещения прямой последовательности соответственно.

Рис.3.1
Рис.3.2
Принимаем базисную мощность Sб=1000 МВА и базисное напряжение Uб=115 кВ.
Дальше находим сопротивления прямой последовательности в относительных единицах, отнесенные к базисным условиям:
Система С1:
Система С2:
Трансформаторы Т1, Т2:
ВЛ1:
ВЛ2:
ВЛ3:
Приведем схему к простейшему виду:
Преобразуем треугольник в звезду:

Рис.3.3
Рис.3.4
Таковым образом, для точек К1 и К2 определяются токи трехфазного КЗ:
На рисунке 3.5 представлена схема нулевой последовательности:
Рис.3.5
Система С1:
Система С2:
ВЛ1:
ВЛ2:
ВЛ3:
Приведем схему к простейшему виду:
Преобразуем треугольник в звезду:
Рис.3.6

Находим ток однофазного КЗ на стороне ВН:

где Iб — базисный ток на стороне ВН

Ток трехфазного КЗ в точке больше однофазного. Как следует, все оборудование в предстоящем будет приниматься по току трехфазного КЗ. Он является расчетным.

Находим ударные токи:

— на стороне ВН

,

где Kу — ударный коэффициент, принимается по [1, табл. 3.2].

— на стороне НН

Результаты расчета сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1

пространство КЗ

Точка к.з.

Изначальное

Ударный ток — ф. к.з. , кА

Трехфазное к.з.

Однофазное к.з.

Шины ВН, 110 кВ

5.764

4.086

14.673

Шины НН, 6,3 кВ

12.33

32.579

4. Выбор схемы соединения подстанции
1 Выбор РУ на стороне высочайшего напряжения
Электронную схему распределительного устройства выбирают зависимо от предназначения, роли, местоположения подстанции в системе электр
оснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов. Потому что данная подстанция является проходной, то выберем последующую схему РУ:
На стороне В.Н.(110 кВ) выбираю схему: две рабочие и обходная системы шин (рис.4.1).
На стороне Н.Н (6.3 кВ) выбираю схему — одна одиночная, секционированная выключателем система шин. (рис.4.2).

Рис.4.1

2 Выбор схемы РУНН

Расположено на /

Рис.4.2 Распределительное устройство низшего напряжения — 6,3 кВ
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 6,3 кВ
На силовом трансформаторе ставятся последующие типы защит:
Продольная дифференциальная защита от маленьких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0.1 с). [Д]
Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от снижения уровня масла в трансформаторе(tрз= 0.1 с). [Г]
Очень-токовая защита от сверхтоков недлинного замыкания (tрз= 3.1с). [ТВ]
Очень-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]
Очень токовая защита устанавливается со стороны питания. На стороне НН инсталлируются по комплекту МТЗ (tрз=2.6 с).
На, отходящих к пользователю, инсталлируются последующие виды релейной защиты:
Очень-токовая защита от сверхтоков недлинного замыкания (tрз= 1.3 с). [ТВ]
Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю [Т0]
На шинах 6,3 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с внедрением трансформатора НТМИ. Контроль изоляции производится в виде набора реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Не считая того, предусматривается возможность определения покоробленной фазы при помощи вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.
На стороне высшего напряжения инсталлируются быстродействующие защиты (tрз= 0.1с).
На проектируемой подстанции предусмотрены последующие виды автоматики:
Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 6,3 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

№п/п

пространство установки устройств

Приборы

1.

Трансформатор двухобмоточный

на стороне НН

Амперметр (Э-335)
Ваттметр (Д-335)
Варметр(Д-335)
Счетчик активной энергии (СА4У-И672М)

Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М)

2.

Секционный выключатель

Амперметр в одной фазе (Э-335)

3.

Секция шин НН

Вольтметр (Э-335)

4.

Кабельная линия

Амперметр (Э-335)
Счетчик активной энергии (СА4У-И672М)

Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М)

5.

Трансформатор собственных нужд

Амперметр (Э-335)

Счетчик активной энергии (СА4У-И672М)

6. Выбор оборудования и токоведущих частей
6.1 Выбор выключателей
Для выбора аппаратов и токоведущих частей нужно высчитать ток продолжительного режима, таблица 6.1.

ток длительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей.

Таблица 6.1

Обозначение

Выключатель либо токоведущая часть

Вариант задания

Q1 и I

Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения

кА

Q2

Секционный выключатель шин 6-10 кВ

Q3

Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ

Q5

Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ

Q4

Выключатель на стороне высшего напряжения

II

Сборные шины высшего напряжения

Выбор выключателей на ВН

Таблица 6.2 Тип выключателя ВВБМ-110Б -31,5/2000-У1

Расчетные данные

Каталожные данные

условие выбора

Uсети = 110 кВ

I прод.расч. = 107 А

Uном = 110 кВ

I ном = 2000 А

По условию долгого режима

кА

i дин= 102 кА

По динамической стойкости

=9.8

=

=51,92

По коммутационной возможности, амплитуде полного тока отключения

Вк =7.641

=4800

По тепловой стойкости

кА

кА

кА

кА

По току включения

Тип привода

ШРНА

Для таблицы 6.2:
,
где с, с.
ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,07 = 0,08 с ;
кА ;
кА.
Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3., 6.4. и 6.5.
Выбор вводного выключателя

Таблица 6.3 Тип выключателя ВМПЭ-11-2500-31,5ТЗ

Расчетные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uсети = 6,3 кВ

Iпрод.расч. = 1950 А

Uном = 11 кВ

Iном = 2500 А

По условиям долгого режима

= 37 кА

= 45,63 кА

По коммутационной возможности

кА

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк=1537,35

Вк=31,52*4=3969

По тепловой стойкости

По току включения

Тип привода

ЭМ :ПЭВ-11А

Для таблицы 6.3:
,
где с, с.
ф = t
защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,12 = 0,13 с ;
кА ;
кА.

Выбор и обоснование конструкции распределительного устройства на НН

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство. Число шифанеров на низшем напряжении данной подстанции составляет 16 штук. Принимаем шкафы серии КР10-Д10, рассчитанные на номинальные токи до 2000А.

КРУ — распределительное устройство состоящее из закрытых шифанеров с встроенными в их аппаратами, измерительными и защитными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что дозволяет достигнуть кропотливой сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУ дозволяет убыстрить установка РУ. КРУ наиболее неопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

Выбор секционного выключателя

Таблица 6.4 Тип выключателя ВМПЭ-10-1600 -20УЗ

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети =6,3 кВ

Iпрод.расч.= 1170 А

Uном = 10 кВ

Iном = 1600 А

По условию долгого режима

= 22,03 кА

= 33,06 кА

По коммутационной возможности

iу=32.579кА

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк= 263

Вк=202*8=3200

По тепловой стойкости

По току включения

Тип привода

ЭМ: ПЭ-11

Для таблицы 6.4:
,
где с, с.
ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,07 = 0,08 с ;
кА ;
кА.

Выбор выключателей на отходящей полосы 6 кВ.

Выключатель Q3

Таблица 6.5 Тип выключателя ВМПЭ-10-630 -20У3

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети =6,3 кВ

Iпрод.расч.= 198 А

Uном = 10 кВ

Iном = 630 А

По условию долгого режима

= 22,03 кА

= 33,06 кА

По коммутационной возможности

iу=32,579 кА

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк= 217,4

Вк=202*8=3200

По тепловой стойкости

По току включения

Тип привода

ЭМ: ПЭ-11

Для таблицы 6.5:
,
где
с, с.
ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,07 = 0,08 с ;
кА ;
кА.
Выключатель Q5

Таблица 6.6 Тип выключателя ВМПЭ-10-630 -20У3

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети =6,3 кВ

Iпрод.расч.= 248 А

Uном = 10 кВ

Iном = 630 А

По условию долгого режима

= 22,03 кА

= 33,06 кА

По коммутационной возможности

iу=32,579 кА

iдин=52 кА

По динамической стойкости

Вк= 217,4

Вк=202*8=3200

По тепловой стойкости

По току включения

Тип привода

ЭМ: ПЭ-11

Расчетные данные из данной таблицы подобны расчетным данным табл.6.5.
6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей делается лишь на стороне ВН, потому что на стороне НН роль разъединителей делают разъемы КРУ.
Таблица 6.7 Разъединитель типа РНДЗ-1-110/630 Т1 с приводом ПДН-220Т

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 110 кВ

Iпрод.расч.= 107 А

Uном =110 кВ

Iном = 630 А

По условию долгого режима

кА

iдин = 80 кА

По динамической стойкости

Вк = 7,641

Вк=31,52*4 = 3969

По тепловой стойкости

Расчетные данные из данной таблицы подобны расчетным данным табл.6.2.
6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд
Выбор трансформаторов собственных нужд
Для питания собственных нужд инсталлируются
два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно приблизительно принять:
Принимаем трансформаторы типа ТМ -100/6.
Uвн=6,3 кВ Uнн=0.4 кВ S=100 кВА
Условие для выбора аппаратуры

;
Выбор предохранителя

А
Из условия выбора аппаратуры принимаем ПКТ 101-6-16-40 У3
Iном= 16 А, Iном.откл = 40 кА.
Проверка по коммутационной возможности: Iном.откл Iпо 40 > 12,33 кА.
Выбор автомата

А
Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р31
Iном = 250 А, iу =20 кА, Вк =64
Принимаем автомат А3720Б с Iном = 200 А, iоткл = 20 кА.
Проверка по коммутационной возможности : Iном.откл Iпо 20 >12,33 кА.
6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформаторов тока
На стороне ВН тип трансформаторов тока определяется типом
выключателя. ТТ также имеются на вводах силового трансформатора. Выбор трансформатора тока на стороне ВН ограничивается только его выбором без полной проверки.
На стороне НН при выбирании типов ТТ нужно ориентироваться на те ТТ, которые имеются в ячейках комплектного распределительного устройства (КРУ). Полный выбор делается для ТТ в цепи силового трансформатора и в цепи линий 6 кВ.
1. Выбор ТТ в цепях отходящих линий 110 кВ.
Принимаем трансформатор тока внешной установки. Тип ТТ ТФЗМ 110Б-I
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8 :
Таблица 6.8

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 110 кВ

Iпрод.расч.= 107 А

Uном = 110 кВ
Iном = 150 А

класс точности = 0.5

По условию долгого режима

кА

Iдин = 30 кА

По динамической стойкости

Вк = 7,641

Вк = 42*3 = 48

По тепловой стойкости

2. Выбор ТТ на трансформаторе со стороны 110 кВ.
Принимаем трансформатор тока типа ТВТ 110 — I — 300/5.
Uном = 110 кВ Iном1 = 150 А Iном2 = 5 А
3. Выбор ТТ в цепях силового трансформатора со стороны НН.
На стороне НН на выводе силовых трансформаторов ставим ТТ ТШЛК-10. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9.:
Таблица 6.9

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 6,3 кВ

Iпрод.расч.= 1950 А

Uном = 10 кВ
Iном = 2000 А

класс точности = 0.5

По условию долгого режима

iу = 32,579 кА

По динамической стойкости

Z2расч = 0,69 Ом

Z2ном = 0,8 Ом

По нагрузочной возможности

Вк =177,92

Вк = 352*3 = 3675

По тепловой стойкости

Проверка по нагрузочной возможности:
Определим сопротивления устройств :
Zамп.= Sпотр. обм / I2 = 0,1/52 = 0,004 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 устройства, I —ток во вторичной обмотке ТТ.
Таблица 6.10

Устройство

Тип

Перегрузка, создаваемая устройством, ВА

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-335

0,1

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

Счетчик активной энергии

СА4У-И672М

2,5

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4У-И676М

2,5

2,5

Самой нагруженной фазой является фаза А. Производим расчет сопротивления перегрузки для фазы А в согласовании со схемой а) рис.9:

Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = 0,24+ rпров + 0,1= 0,34 + rпров

Находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.= 0,8 — 0,34 = 0,46 Ом

Находим требуемое сечение для данного сопротивления:

, где

— удельное сопротивление;

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В итоге расчета получаем:

q = 0,028 50 / 0,46 = 3,04 мм2

принимаем контрольный кабель типа АКВРГ. Сечение контрольного кабеля 4 мм2

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

Z2расч= 0,34 + 0,35 = 0,69 < 0,8,как следует ТТ проходит по нагрузочной возможности.

а) Включение устройств в неполную звезду

б) Включение устройств в полную звезду

Рис. 6.1 Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных устройств

На секционном выключателе ставим ТТ ТШЛК-10.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.11:

Таблица 6.11

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 6,3 кВ

Iпрод.расч.= 1170 А

Uном = 10 кВ

Iном = 2000 А

класс точности = 0.5

По условию долгого режима

iу = 32,579 кА

По динамической стойкости

Вк=263

Вк = 352*3 = 3675

По тепловой стойкости

На отходящих кабельных линиях ставим 2 ТТ ТПЛК-10.

Проверка трансформаторов тока приведена в таблице 6.12:

Таблица 6.12

Расчетные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Uсети = 6,3 кВ

Iпрод.расч.1= 198 А

Iпрод.расч.2= 248 А

Uном = 10 кВ

Iном = 1000 А

класс точности = 0.5

По условию долгого режима

iу = 32,579 кА

По динамической стойкости

Z2расч = 0,4 Ом

Z2ном = 0,8 Ом

По нагрузочной возможности

Вк=263

Вк = 352*3 = 3675

По тепловой стойкости

Таблица 6.13

Устройство

Тип

Перегрузка создаваемая устройством, ВА

Фаза А

Фаза В

Фаза С

0

Амперметр

Э-335

0,1

Счетчик активной энергии

СА4У-И672М

2,5

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4У-И676М

2,5

2,5

2,5

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

Находим требуемое сечение для данного сопротивления:

,

где — удельное сопротивление;

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);

— допустимое сопротивление провода.

В итоге получаем : .

Из критерий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

Избранный ТТ проходит по нагрузочной возможности.

Выбор трансформаторов напряжения
На секции 6,3 кВ ставим группу из 3-х ТН типа НОЛ.08.-6УХЛ3 с параметрами:
первичное напряжение 6000 В;
вторичное напряжение 100 В;
допустимая мощность 50 ВА при классе точности 0.5;
и 1-го ТН типа ЗНОЛ.06.6Т3 с параметрами:
первичное напряжение 6000 В;
вторичное напряжение 100/ В;
допустимая мощность 50 ВА при классе точности 0.5;
Проверка по нагрузочной возможности :
Подсчет перегрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.14
Таблица 6.14

Наименование устройства

Тип

Число катушек

Потребляемая мощность одной катушки ВА

Число устройств

P, Вт

Q, ВАр

Вольтметр

Э-335

1

2

1

2

0

Счетчик активной энергии

СА4У-И672М

2

3

6

2*3*6 =36

2*3*6*2,43 =87,6

Счетчик реактивной энергии

СР4У-И673М

2

3

6

2*3*6 =36

2*3*6*2,43 =87,6

Условие производится, то на каждой секции устанавливаем избранные преждевременное трансформаторы напряжения.
На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НКФ-110-83У1:
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 производятся гибкими навесноыми из проводов круглого сечения. Материал — алюминий, со железным сердечником.
Сечение сборных шин выбирается по условию:
,
где — допустимый ток для данного сечения проводника;
— наибольший ток ремонтного либо послеаварийного режима более нагруженного присоединения, определяется с учетом советов табл.3.1.
Избираем провод марки АС — 70/11 с .
> А
Проверка на корону не требуется, т.к. согласно ПУЭ, для U = 110 кВ малое сечение, для которого нужно производить проверку на корону, обязано быть меньше .

6.6 Выбор ошиновки силового трансформатора
Принимаем ошиновку силового трансформатора от выводов 6 кВ, до ввода в РУ в виде гибкой связи из пучка сталеалюминевых проводов.
Сечение ошиновки выбирается по величине .
Условие выбора сечения , где =1950 А.
Находим экономическое сечение проводника
Принимаем два несущих провода сечением АС-185/24.
Находим количество токонесущих проводов:
Избираем 8 токоведущих провода марки А-185 и 2 несущих АС-185/24.
Условие проверки:
4590>1950
Условие проверки производится.
Проверяем выбранное сечение по тепловой стойкости:
где, — интеграл Джоуля.
С- коэффициент, принимаемый для воздушных линий 90 ()
,
где
с, с.

Условие проверки:
1480>228
Условие производится, выбранное сечение проходит по тепловой стойкости.
6.7 Выбор кабельных линий к пользователю
понизительный подстанция трансформатор ток
Наибольший долгий ток обычного режима:
Для линий 1-7
А
Для линий 8-9
А
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.
Экономическое сечение 1-го провода для линий 1-7

,
где 1,6 — финансовая плотность тока КЛ с дюралевой жилой.
Принимаем КЛ 1-7 с сечением
q =95мм2.
Данные КЛ 1-7:
-допустимый ток КЛ: Iдоп=225 А;
Экономическое сечение 1-го провода для линий 8-9
,
где 1,6 — финансовая плотность тока КЛ с дюралевой жилой.
Принимаем КЛ 8-9 с сечением
q =70 мм2.
Данные КЛ 8-9:
— допустимый ток КЛ: Iдоп=190 А;
Для кабельной полосы допустимый ток зависит от метода прокладки кабеля:
где k- поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния меж ними (k=0,9)
Для линий 1-7:
=0.9*225=202,5 A.
Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:
ток длительного расчетного периода.
А.
Коэффициент подготовительной загрузки
,
как следует =1,25.
Нужным условием является:
1,3>1,1, условие производится.
Проверяем кабель по тепловой стойкости.
где, — интеграл Джоуля.
С- коэффициент, принимаемый для кабелей 90 ()
,
где
с, с.

что больше за ранее принятых 95 ,потому добавочно устанавливаем ТО с и проверяем поновой:
,
где
с, с.

Кабель термически устойчив. совсем принимаем сечение кабеля в 95 .

Для линий 8-9:

=0.9*190=171 A.

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

ток длительного расчетного периода.

А.

Коэффициент подготовительной загрузки

,

как следует =1,25.

Нужным условием является:

1,25>0.52,условие производится.

Проверяем кабель по тепловой стойкости.

где, — интеграл Джоуля.

С- коэффициент, принимаемый для кабелей 90 ()

,
где
с, с.

что больше за ранее принятых 70,потому добавочно устанавливаем ТО с и проверяем поновой:
,
где
с, с.

Кабель термически устойчив. совсем принимаем сечение кабеля 70 .

6.8 Оперативный ток

Потому что высшее напряжение данной подстанции 110 кВ и число выключателей больше 3-х, то рекомендуется применить неизменный оперативный ток.

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

Для неизменного подзаряда, также опосля аварийного заряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН используются два набора автоматических выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260-40/80-2, которые работают наряду с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах неизменного тока, возмещают утраты самозаряда батареи и питают всю долгосрочную нагрузку неизменного тока.

7. Меры по технике сохранности и противопожарной технике
7.1 Система рабочего и аварийного освещения
Рабочее
освещение является главным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, также на открытых участках местности, где в черное время суток может выполняться работа либо происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение содержит в себе общее стационарное освещение напряжением 110 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 всем этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели инсталлируются лишь в фазных проводах.
Аварийное освещение производится в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи. Не считая того, выездная бригада обязана быть снабжена индивидуальными аккумуляторными фонарями.
Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется с шин собственных нужд 380/220 В переменного тока, и при исчезновении крайнего автоматом переводиться на шины оперативного неизменного тока.
Для освещения помещений подстанций употребляются обыденные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств употребляются прожекторы ПКН с галогеновыми лампами. Прожекторы инсталлируются группами на имеющихся опорах молниеотводов порталах открытого распределительного устройства.
В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах массивного оборудования, прожекторные установки располагаются с 2-ух обратных сторон.
7.2 защита от шума и вибрации
При выбирании площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение делается органами санитарного надзора по предоставлению проекта санитарно-защитной зоны, который производится в виде объяснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих либо шумоизолирующих конструкций.
Главными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы и реакторы, вентиляционные установки в зданиях, компрессорные установки.
7.3 Мероприятия по технике сохранности
Огораживание местности ПС
На подстанции использовано два вида оград: наружная и внутренняя. Наружная ограда служит препятствием для проникания на местность сторонних лиц и больших звериных 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 частей оград используются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 50х50 мм. В качестве фундаментов используются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор меж низом сетчатой панели составляет 100 мм.
Нужные изоляционные расстояния.
От токоведущих частей либо от частей оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций либо неизменных внутренних огораживаний высотой не наименее 2 м — 1,8 мм;
Меж проводами различных фаз — 1,5 м;
От токоведущих частей либо от частей оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до неизменных внутренних огораживаний высотой 1,5 м, до габаритов транспортируемого оборудования — 2550 мм;
Меж токоведущими частями различных цепей в различных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней — 3,0 м;
От не огражденных токоведущих частей до земли либо до кровли спостроек при самом большом провисании проводов — 1,5 м;
Меж токоведущими частями различных цепей в различных плоскостях, также меж токоведущими частями различных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной иной; от токоведущих частей до верхней кромки наружного забора; меж токоведущими частями и зданиями либо сооружениями — 3,8 м;
От контакта и ножика разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту — 1,9 м.
Маркировка частей установок и предупредительная окраска
В согласовании с требованиями ПУЭ производятся буквенно-цифровое и цветовое обозначение — шины обозначаются:
при переменном трехфазном токе: шины фазы А — желтоватым цветом, фазы В — зеленоватым, фазы С — красноватым, нулевая рабочая N — голубым, эта же шина, применяемая в качестве нулевой защитной — продольными полосами желтоватого и зеленоватого цветов;
при переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания — желтоватым цветом, а шина В, присоединенная к концу обмотки — красноватым;
при неизменном токе: положительная шина (+) — красноватым цветом, отрицательная (-) — голубым цветом и нулевая рабочая М — голубым.
-резервная, как резервируемая основная шина, если же запасная шина может подменять всякую из главных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета главных шин.
Цветовое обозначение производится по всей длине шин, или в местах их присоединения.
Заземляющие шины тоже окрашиваются в темный цвет. Ручки приводов заземляющих устройств окрашиваются в красноватый цвет, а ручки остальных приводов — в цвета оборудования.
Планировки, обеспечивающие электробезопасности при обслуживании ПС
РУ-110 и 6,3 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:
включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножики и короткозамыкатели;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключения и включения отделителями и разъединителями тока перегрузки, если это не предвидено конструкцией аппарата.
В РУ ПС применяется механическая (главная) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
Проходы, входы и выходы в РУ.
Габарит проезда должен быть не наименее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не наименее 3 м. Также предусматриваются проезды: к порталу для ревизии трансформаторов, КРУН, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.
Устройство защитного заземления.
Все железные части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но способные оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, подлежат заземлению. Заземление производится во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, неизменного тока — 440 В и выше, а в помещениях с завышенной угрозой, особо небезопасных и в внешних установках — при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше — неизменного тока.
Заземляются корпуса электронных машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электронных аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шифанеров, железные конструкции РУ, железные корпуса кабельных муфт, железные оболочки и броня кабелей, проводов и остальные железные конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
Выбор электронных аппаратов и проводников с учетом обычных режимов, вероятных перегрузок и аварийных режимов.
Проводники и аппараты удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только лишь обычных, да и послеаварийных режимов, также режимов в период ремонта.
Для кабелей, напряжением до 10 кВ, с картонной пропитанной изоляцией, несущих перегрузки меньше номинальных, может допускаться краткосрочная перегрузка, обозначенная в таблице 7.1:
Таблица 7.1

Коэфф. предвар. перегрузки

Вид прокладки

Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение (ч)

0,5

1,0

3,0

0,6

В земле

1,35

1,30

1,15

В воздухе

1,25

1,15

1,10

В трубах (в земле)

1,20

1,10

1,0

0,8

В земле

1,20

1,15

1,10

В воздухе

1,15

1,10

1,05

В трубах (в земле)

1,10

1,05

1,00

На период ликвидации опосля аварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, допускается перегрузка до 10%, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15% номинальной на время максимумов перегрузки длительностью не наиболее 6 ч в день в течение 5 суток, если перегрузка в другие периоды времени этих суток не превосходит номинальной.
На период ликвидации опосля аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с картонной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 суток в границах, обозначенных в таблице 7.2:
Таблица 7.2

Коэфф. предвар. перегрузки

Вид прокладки

Допустимая перегрузка по отношению к ном. при продолжительности максимума

1

3

6

0,6

В земле

1,5

1,35

1,25

В воздухе

1,3

1,25

1,25

В трубах (в земле)

1,3

1,2

1,15

0,8

В земле

1,35

1,25

1,20

В воздухе

1,30

1,25

1,25

В трубах (в земле)

1,2

1,15

1,10

Устройство молниезащиты.
защита ОРУ-110 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на системах ОРУ, также раздельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не наименее 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 инсталлируются конкретно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.
7.4 Мероприятия пожарной сохранности
установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ.
Расстояния от выключателей и силовых трансформаторов, также трансформатора СН, до спостроек и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и т.д.) предусматривается не наименее 16 м.
Противопожарные расстояния от спостроек трансформаторной мастерской и аппаратной маслохозяйства, также от складов масла до ограды ОРУ предусматривается не наименее 6 м.
Противопожарные мероприятия
По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями ПС относится к третьей группе. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, кроме: общеподстанционного пт управления, помещения связи, компрессорной. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.
Размер маслоприемника предугадывает 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 инфы от извещателей и выдачу тревожного сигнала.
На ПС используются извещатели комбинированного типа ДИЛ-1 и ДТЛ-контактные. Извещатели инсталлируются на потолке.
Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока В с частотой 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
Система электронной пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом.
На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.
8. Технико-экономические характеристики ПС

1. Установленная мощность подстанции, МВА
2. КПД подстанции средневзвешенный, %
,
где — годичный отпуск энергии пользователям, определенный при обработке графиков перегрузки по активной мощности;
— годичные утраты энергии в трансформаторах, определяемые по годичному графику перегрузки, кВт ч,
тут и — утраты мощности силового трансформатора,
— мощность перегрузки на i- ступени графика,
— длительность i- ступени.
3. время использования установленной мощности, ч,
.
Результат подсчета технико-экономических характеристик комфортно представить в виде табл. 8.1
Таблица 8.1

Установленная мощность ПС

о.е.

кВтч/год

ч

99.56

732550

4516,92

Перечень использованных источников
1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 1985, — 640 с.
2. Нормы технологического проектирования подстанции напряжением 35-750 кВ. — М.: Энергосетьпроект, 1979
3. Справочник по проектированию подстанций 35-750 кВ. /под общей ред. С.С. Рокотяна, — М.: Энергоиздат, 1982. -352с.
4. Электронная часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/под ред. В.Н. Неклепаева. -М.: Энергоатомиздат, -1989.
5. Схемы принципные электронные распределительных устройств 6-750 кВ подстанций. Альбом 1: схемы и указания по их применению. — Л: Энергосетьпроект, 1978.
6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб. — М: Энергия, 1980. — 600 с.
]]>