(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование понизительной подстанции ремонтно-механического завода
Расположено на //
Расположено на //
Введение
Проектирование электронной части станции и подстанции представляет собой непростой процесс принятия решения по схемам электронных соединений, составу электронного оборудования и его размещению, поиску пространственных компоновок, оптимизации фрагментов и объекта в целом. Этот процесс на современном шаге просит математического подхода при исследовании объекта проектирования, математизации и автоматизации проектных работ при помощи ЭВМ (Электронная вычислительная машина — комплекс технических средств, предназначенных для автоматической обработки информации в процессе решения вычислительных и информационных задач), использования результатов новейших достижений науки и техники и передового опыта проектных, строительно-монтажных и эксплуатирующих организаций.
Главные цели проектирования электронных станций и подстанций последующие:
1.Создание, передача и распределение данного количества энергии в согласовании с данным графиком употребления.
2.Надёжная работа электронной установки и электронной системы в целом.
3.Обеспечение данного свойства электроэнергии.
4.Сокращение серьезных издержек на стройку электронной установки.
5.Понижение издержек.
1-ая цель определяется техническим заданием на электроснабжение потребителей определённого народнохозяйственного комплекса и административно-экономического района. 2-ая и 3-я — существующими техническими нормативами. Четвёртая и 5-ая выступают в качестве экономического аспекта оптимальности.
Оптимальность решения при проектировании значит, что данный производственный эффект (располагаемая мощность, отпускаемая энергия, уровень надёжности и свойство электроснабжения) выходит при малых вероятных издержек вещественных и трудовых ресурсов.
Начальные данные
Вариант №40.
Задание на проектирование понизительной подстанции ремонтно-механического завода.
Дневной график активной перегрузки для данного компании приведён в таблице1.
понизительный подстанция ток перегрузка
Таблица 1.
Дневной график активной перегрузки.
Р, %
30
75
100
90
60
50
75
60
75
70
100
60
65
45
Т, ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
Главные свойства потребителей проектируемой подстанции:
Наименование потребителей: ремонтно-механический завод.
Категория электроприёмников по надёжности электроснабжения:
— первой группы — ;
— 2-ой группы — 50%;
— третьей группы — 50%.
Установленная мощность потребителей — Руст = 160 МВт, в том числе: СД 4*500 кВТ;
АД 4*400 кВт.
Коэффициент спроса: Кс = 0,15.
Напряжение на низкой ступени подстанции: Инн = 10 кВ.
количество отходящих линий НН: 16 шт.
Черта грунта — глина.
Распределение наибольшей перегрузки компании по кварталам года: 1 — 1,0;
2 — 0,7;
3 — 0,7;
4 — 0,7 (мах).
Питающая энергосистема: Пермьэнерго;
Среднегодовая температура: t = -5єС.
Главные свойства системы электроснабжения:
Мощности трансформаторов: Т 1 3*400 МВА.
Мощности генераторов: Г 1 .3*300 МВт.
Мощность недлинного замыкания системы: Sкз = 8500 МВА.
Рабочее напряжение по участкам сети: И1 = 110кВ;
И2 = 110кВт;
И4 = 110 кВт.
Длина воздушных линий распределительной сети: L1 = 2*10км;
L3 = 2*70км.
количество транзитных линий на подстанции: 4 шт.
Суммарная мощность транзита: Sтран. = 40МВА.
Схема расчета представлена на рис. 1.
Рис. 1 Расчётная схема проектируемой подстанции
1. Расчёт электронных нагрузок
Наибольшая активная мощность на шинах низкого напряжения ГПП определяется по формуле:
где КC — средневзвешенный коэффициент спроса компании, =0,15;
Руст. — установленная мощность потребителей, =160 МВт.
Наибольшая реактивная перегрузка:
где -мощность синхронных движков, =500кВт
.Нормативное
где tgб — базисный коэффициент реактивной мощности, для подстанции (п/ст) напряжением 110кВ
tgб=0,5;
dmax — отношение Рмакс нагр*предпр.(т.е.) в квартале наибольшей перегрузки энергосистемы к наибольшей активной перегрузке энергосистемы к наибольшей активной перегрузке компании, dmax =0,9;
К — коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в разных энергосистемах [11]. Для Пермьэнерго
К=1,2;
Определение мощности компенсирующих устройств:
где наибольшая активная перегрузка в часы максимума энергосистемы;
= dmax ·
=0,9·24=21,6 МВт
Потому что в расчёте находятся синхронные движки, то следует применять для компенсации реактивных нагрузок их располагаемую реактивную мощность в размере:
где — полная мощность синхронных движков
=0,436;
Мощность доп КУ
.
Избираем две конденсаторные установки 2КУ-10-0,9, суммарной мощностью — 1,8 МВАр. Остальное компенсируем на стороне 0,38 кВ,
10КУ-0,38-0,45
Графики электронных нагрузок
График перегрузки активной мощности приведён в таблице 1
Таблица 1
Р,%
30
75
100
90
60
50
75
60
75
70
100
60
65
75
Т,ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
Ординаты дневного графика в именованных ординатах:
Где —
Ординаты по реактивной мощности:
Потому что < =0,05 , то принимаем
=0,05 ,
=0,05·24=1,2МВАр
Наибольшая реактивная перегрузка компании с учётом компенсации реактивной мощности будет равна:
=17,6·0,9-0,12112-6,3=9,42МВАр
Определение полной мощности:
Утраты активной мощности в понизительных трансформаторах ГПП:
.
Реактивной мощности.
.
Потребляемая мощность на стороне высочайшего напряжения:
Расчёт сводим в таблицу 2
Таблица 2
График перегрузки
t,ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
P,МВт
7,2
18
24
21,6
14,4
12
18
14,4
18
16,8
24
14,4
15,6
10,8
Q,МВАр
1,2
6,78
11,18
9,42
4,14
2,38
6,78
4,14
6,78
5,9
11,18
4,14
5,02
1,5
S,МВА
7,3
19,23
26,48
23,56
14,98
12,23
19,23
14,98
19,23
17,8
26,48
14,98
16,4
10,9
С учётом утрат мощности
P,МВт
7,35
18,39
24,53
22,07
14,7
12,25
18,39
14,7
18,38
17,16
24,53
14,7
15,93
11,02
Q,МВАр
1,93
8,7
13,83
11,78
5,64
3,6
8,7
5,64
8,7
7,64
13,83
5,64
6,659
2,59
S,МВА
7,6
20,34
28,16
25,02
15,74
12,76
20,34
15,8
20,34
18,8
28,16
15,8
17,26
11,32
Средние значения активной, реактивной и полной мощностей
=7·7,346+18,358+24,53·2+22,071+14,7+12,245+18,385+14,7·2+
+18,385·2+17,156+24,53+14,7·2+15,928+11,018=350,47
=7+1+2+1+1+1+1+2+2+1+1+2+1+1=24
Графики нагрузок представлены на рисунках 2,3,4 соответственно ,,
Графики электронных нагрузок
Рис.2. Зависимость
Рис.3. Зависимость
Рис.3. Зависимость
2. Выбор трансформаторов ГПП
2.1 Выбор мощности трансформаторов
Основой для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов является соответствующий дневной график электронной перегрузки проектируемой подстанции ,построенный с учётом компенсации реактивных нагрузок.
На рис. 5 показан дневной график перегрузки двухтрансформаторной подстанции и график перегрузки трансформатора .
За ранее избираем номинальную мощность трансформатора подстанции: три ближайших обычных значения, которые приведен на рис. 5.
<- трансформатор не будет перегружаться ни в обычном, ни в аварийном режиме;
32 МВА>28,16 МВА, но потому что данная мощность превосходит , то наиболее прибыльно взять = 25МВА.
<< 0,5·- трансформатор не будет перегружаться нит в обычном, ни в аварийном режиме.
28,16МВА>16>14,08МВА
<0,5·- трансформатор будет перегружаться систематически 3 часа в день в обычном режиме и в течении 12 часов в день в аварийном режиме.
10МВА<14,08МВА
Для предстоящего расчёта избираем три типа трансформаторов:
2хТДН-25000/110
2хТДН-16000/110
2хТДН-10000/110
Рис. 5. Дневной график перегрузки двухтрансформаторной подстанции и график перегрузки трансформатора .
2.2 Режим аварийных перегрузок
2ТРДН-25000/110.
Начальный график имеет два максимума, причём наименьший по термическому импульсу максимум следует за огромным. (рис.5)
В=SІ1·t1+ SІ2·t2+…+ SІn·tn
Где В- термический импульс
S1, S2, Sn-нагрузка на разных ступенях графика перегрузки соответственно на временных интервалах t1, t2, tn .
Величину и продолжительность перегрузки находим по характеристикам большего максимума, а наименьший максимум учитывается в эквивалентной исходной перегрузке, которая условно определяется по десятичасовому периоду, последующему за огромным максимумом. При всем этом наименьший максимум учитывается в той мере, в которой он заходит в этот десятичасовой период.
В1=28,16І·2=1585,97
В2=28,16І·1=792,99
В1>В2
Где -эквивалентная среднеквадратическая перегрузка трансформатора за n временных интервалов в максимуме.
—время максимума
Где -эквивалентная среднеквадратическая перегрузка трансформатора за 10-часовой временной интервал, последующий опосля максимума.
По графику (рис. 5) находим коэффициент исходной перегрузки:
Где — мощность избранного трансформатора
Находим коэффициент перегрузки:
Потому что , то коэффициент перегрузки принимаем равный
Продолжительность перегрузки определяем по выражению:
По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=2 ч.
2ТДН-16000/110:
График имеет два максимума и наименьший максимум следует за огромным. (рис. 5)
В1=20,34І·1+28,16І·2+25І·1+20,34·І·1=3038,4
В2=20,34І·2+18,8І·1+28,16І·1+17,26·І·1=271,76
В1> В2
По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=7 ч.
2ТДН-10000/110.
В аварийном режиме нужно произвести отключение 50% потребителей 3 группы. При всем этом пересчитывается график перегрузки:
.
.
Таблица 3
t,ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
P,МВт
3,6
9
12
10,8
7,2
6
9
7,2
9
8,4
12
7,2
7,8
5,4
Q,МВАр
0,6
3,39
5,59
4,71
2,07
1,19
3,39
2,07
3,39
2,95
5,59
2,07
2,51
0,75
S,МВА
3,65
9,62
13,24
11,78
7,49
6,12
6,62
7,49
9,62
8,9
13,24
7,49
8,19
5,45
С учётом утрат мощности
t,ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
P,МВт
3,6
9,19
12,27
11,04
7,35
6,12
9,19
7,35
9,19
8,58
12,27
7,35
7,96
5,51
Q,МВАр
0,97
4,35
6,92
6,89
2,82
1,8
4,35
2,82
4,35
3,84
6,92
2,82
3,33
1,3
S,МВА
3,8
10,17
14,09
12,51
7,87
3,38
10,17
7,87
10,17
9,4
14,09
7,87
8,63
5,66
По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=4 ч.
Таковым образом. На техническом уровне осуществимы все три избранные варианты.
2.3 Режим периодических перегрузок
При обычной схеме работы подстанции, мощность потребителей делится меж трансформаторами (при расчёте принимаем ST=Sп/ст), как следует, следует разглядеть график перегрузки 1-го трансформатора. График перегрузки 1-го трансформатора приведён в таблице 5.
Таблица 1.5
t,ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
P,МВт
3,6
9
12
10,8
7,2
6
9
7,2
9
8,4
12
7,2
7,8
5,4
Q,МВАр
0,6
3,39
5,59
4,71
2,07
1,19
3,39
2,07
3,39
2,95
5,59
2,07
2,51
0,75
S,МВА
3,65
9,62
13,24
11,78
7,49
6,12
6,62
7,49
9,62
8,9
13,24
7,49
8,19
5,45
С учётом утрат мощности
t,ч
7
1
2
1
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
P,МВт
3,67
9,19
12,27
11,04
7,35
6,12
9,19
7,35
9,19
8,58
12,27
7,35
7,96
5,51
Q,МВАр
0,97
4,35
6,92
6,89
2,82
1,8
4,35
2,82
4,35
3,84
6,92
2,82
3,33
1,3
S,МВА
3,8
10,17
14,09
12,51
7,87
3,38
10,17
7,87
10,17
9,4
14,09
7,87
8,63
5,66
1. ТДН-25000/110
=
— перегрузка отсутствует.
2. ТДН-16000/110- перегрузка отсутствует.
3. ТДН-10000/110
По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=4 ч.
3. Технико-экономическое сопоставление вариантов
Технико-экономические данные трансформаторов приведены в таблице 5
Таблица 5
Тип
Sном,
МВ*А
Uвн,
кВ
Uнн,
КВ
Uк,%
Uвн- Uнн
Pхх,
КВт
Pк.з,
кВт
Стоимость,
т. руб.
ТРДН 25000/110
25
113
38,5
10,5
27
120
58300
ТДН 16000/110
16
115
11
10,5
19
85
42000
ТДН 16000/110
16
115
11
10,5
15
58
36500
Утраты электроэнергии в трансформаторе
где-потери холостого хода
-потери мощности недлинного замыкания
-часы работы трансформатора в год
-время больших утрат
-номинальная перегрузка подстанции по графику
-номинальная мощность трансформатора
.
где-время использования максимума перегрузки
По [12, табл.2.1], принимаем Тм=3000 ч;tp=4000ч.
По Sср кв:
Стоимость утрат электроэнергии:
;-средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме.
Серьезные Издержки:
, где:
Цт — стоимость 1-го трансформатора (т.руб).
n — количество трансформаторов.
Kст -коэффициент учитывающий отличие стоимостей.
Рнорм -нормативный коэффициент эффективности финансовложений.
Кустик -коэффициент учитывающий стоимость транспортировки и монтажа.
Приведенные Издержки:
З=Иэ+К
Таковым образом, по минимуму приведенных издержек проходит вариант №1 2ТДН-25000/110.
4. Выбор схемы электронных соединений подстанции
Проектируемая подстанция является узловой. Для выбора схемы электронных соединений подстанции разглядим последующие виды схем:
схема с двойной секционированной системой шин (рис. 6, а);
схема с одинарной секционированной и обходной системой сборных шин (рис. 6, б);
схема с двойной системой и обходной системы сборных шин (рис. 6,в).
Одинарная секционированная система шин обеспечивает требуемую надёжность электроснабжения при маленьком числе присоединений, которые имеют достаточное резервирование по сети.
Схемы ординарны, надёжны, комфортны в эксплуатации, более экономны.
Недочеты: необходимость отключения секции при ремонте шин, шинных разъединителей. При ремонте выключателей линия выводится из работы на всё время ремонта (рис. 6, б).
Двойная система шин обеспечивает возможность ремонта сборных шин, шинных разъединителей без отключения присоединений, на которых не делается ремонт. При повреждении одной из систем шин, пользователи обесточиваются лишь на время оперативных подключений, Допускается ремонт линейных выключателей с краткосрочным отключением ремонтируемого присоединения для шунтирования выключателя и сборки схемы через шиносоединительный выключатель. Система РУ обязана допускать возможность шунтирования выключателя. Портальные схемы с двойной системой шин работают, как правило. с фиксированным присоединением фидеров и включенным ШСВ. При большем количестве фидеров производится секционирование одной из систем шин (рабочей). 2-ая не секционированная система шин (трансфертная) находится в резерве без напряжения.
Недочеты: огромное количество оборудования, сложность оперативных переключений. Внедрение одной из систем шин для ремонта выключателей понижает надёжность работы подстанции при значимом количестве фидеров и огромных сроках ремонта (рис. 6, а, в).
Обходной системой шин пользуются лишь для ремонта линейных выключателей (для выключателей с долгим сроком ремонта) без отключения ремонтируемого присоединения. Действенное внедрение обходной системы шин может быть только при значимом количестве фидеров (в РУ 110-220 кВт). Применяется сочетание обходной системы шин с одинарной секционированной либо двойной системы шин (рис. 6 б, в).
4.1 Расчёт токов недлинного замыкания
При проектировании понизительных подстанций промышленного компании расчёт токов недлинного замыкания (кз) делается для решения таковых задач:
Сравнения, оценки и выбора основных схем электронных соединений электростанций и подстанций.
Проверки электронных аппаратов и токоведущих частей по условию работы при К.З.
Решение вопросцев ограничения токов К.З.
Проектирования и опции устройств релейной защиты и автоматики.
Проектирования заземляющих устройств.
Выбор разрядников.
Принимаем ряд допущений: отсутствие качаний генераторов, приближённый учёт нагрузок , пренебрежение активными сопротивлениями частей схемы (если отношение R/х < 1/3), приближённый учёт апериодического тока к.з.
За расчётный вид к.з. принимается трёхфазное к.з.
Для расчета токов к.з. на базе однолинейной схемы электронных соединений составляется схема замещения для наибольшего и малого режимов. Схема замещения для наибольшего режима представлена на рис. 8.
Расчёт токов к.з. проводим в наивысшем и наименьшем режимах в точках К1 и К2 электронной системы, приведённой на рис. 7.
Рис. 7. Схема электронных соединений питающих сетей понизительной подстанции.
Схема замещения для наибольшего режима
Рис. 8. Расчётная схема для наибольшего режима оборудования:
Г: 3хТВМ-300УЗ; Sн=353 MBA; Х»d=0,2; Е»d=0,13; X/r=140
Т1: 3хТДЦ-400000/110; Sн=400МВА; Uк=10,5%; X/r=30
С: Sкз=8500МВА; X/r=50
Е1: 2х10 Км; Хо=0,4 Ом/Км; X/r=4
Е3: 2х70 Км; Хо=0,4 Ом/Км; X/r=4
Т2: 2хТДН-25000/110; Uквн=10,5%; X/r=17
АД:4х4АН 355М4У3; Рн=400 кВт; cosцн=0,91; Е»d=0,8; Х»d=0,2
СД: 4хСДН 14-44-12УЗ; Рн=500 кВт; X/r=30; Е»d=1,1; Х»d=0,2; cosцн=0,9
Кл: Е=0,5Км; СБГ 3х16 => Хо=0,13 Ом/Км; ro=0,15 Ом
Расчёт проводится в относительных единицах. В качестве базовых величин принимаем:
Sб- базовая мощность Sб=100 МВА;
Uб- Базовое напряжение , обычно принимается равным среднему напряжению на каждой ступени к.з.
Uб1=115 кВ; Uб2=10,5 кВ; Uср=115 кВ;
На каждой ступени напряжения быть может найден базовый ток.
кА; кА.
Определяем значения сопротивлений:
Преобразовываем схему:
Рис. 9
(Рис.9)
Рис. 10
(Рис. 10)
Определение токов к.з. в точке К1
Действующее
Повторяющаяся составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.
.
Апериодическая составляющая тока к.з. к моменту времени =0,08с.
.
Где Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока трёхфазного к.з. =0,05с
Ударный ток к.з. определяется куд=1,8 по табл. 4.5.[1]
.
Полный ток к.з. в момент времени =0,08с
.
4.2 Определение токов к.з. в точке К2
Рис. 11
Рис 12
Действующее
Суммарное
.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. в момент времени =0,08с для движков:
для ;
для ;
Повторяющаяся составляющая полного тока в точке К2 в момент времени
.
Апериодическая составляющая тока к моменту времени =0,08с:
для ветки системы Та=0,15с (по табл. 4.5)
;
для ветки СД Та=0,05с (по табл. 4.5[1])
.
для ветки АД Та=0,04с (по табл. 4.5[1])
.
Суммарное
.
Ударные токи к.з. в точке К2 :
для ветки системы куд=1,93 (табл. 4.5[1])
;
для ветки СД куд=1,8 (табл. 4.5[1])
.
для ветки СД куд=1,6 (табл. 4.5[1])
.
Суммарное
.
Полный ток к.з. в момент времени
.
Расчёт токов к.з. для малого режима электронной сети.
Расчётная схема приведена на рис. 13.
Малый режим задан последующим образом:
Xc min=1,4Xc max=1,4·0,012=0,0168
Отключен один из блоков на ГРЭС
Отключена ВЛ-110кВ
Рис. 13. Расчётная схема замещения для малого режима
Преобразовываем схему:
Результирующая схема замещения для точки К1 (рис. 14)
Рис.14
Определение токов к.з. в точке К2
Действующее
Повторяющаяся составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.
.
Апериодическая составляющая тока к.з. к моменту времени =0,08с.
.
Где Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока трёхфазного к.з. =0,05с
Ударный ток к.з. определяется куд=1,8 по табл. 4.5.[1]
.
Полный ток к.з. в момент времени =0,08с
.
Расчёт токов к.з. в точке К2
Результирующая схема замещения до точки К2 представлена на рис. 15
Рис. 15
Действующее
Суммарное
.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.
Повторяющаяся составляющая тока к.з. в момент времени =0,08с для движков:
для ;
для ;
Повторяющаяся составляющая полного тока в точке К2 в момент времени
.
Апериодическая составляющая тока к моменту времени =0,08с:
для ветки системы Та=0,15с (по табл. 4.5)
;
для ветки СД Та=0,05с (по табл. 4.5[1])
.
для ветки АД Та=0,04с (по табл. 4.5[1])
.
Суммарное
.
Ударные токи к.з. в точке К2 :
для ветки системы куд=1,93 (табл. 4.5[1])
;
для ветки СД куд=1,8 (табл. 4.5[1])
.
для ветки СД куд=1,6 (табл. 4.5[1])
.
Суммарное
.
Полный ток к.з. в момент времени
.
Результаты расчётов тока к.з. в наивысшем и наименьшем режимах сводим в табл.6
Таблица 6
Режим
Точки к.з.
Ветки к.з.
Iпо,
кА
Iпф,
кА
Iаф,
кА
Iкф,
кА
Tа,
с
Kуд
Iуд,
кА
Макси-
мальный
1
От системы
4,14
4,14
1,18
7,03
0,05
1,8
10,54
2
От системы
10,34
10,43
8,65
32,4
0,15
1,93
26,55
От СД
0,672
0,4368
0,192
0,8097
0,05
1,8
1,71
От АД
0,3866
0,097
0,074
0,211
0,04
1,6
0,875
Сумма
11,49
10,96
9,916
24,42
29,14
Мини-
мальный
1
От системы
2,24
2,24
0,639
3,8
0,05
1,8
5,7
2
От СД
0,336
0,2184
0,096
0,405
0,05
1,8
0,855
ОТ АД
0,1933
0,048
0,037
0,105
0,04
1,6
0,437
От системы
8,71
8,71
7,23
19,55
0,15
1,93
23,77
Сумма
9,24
8,976
7,363
20,057
25,06
5.Выбор оборудования и токоведущих частей
Выбор оборудования и токоведущих частей распредустройств делается по схеме рис. 16.
электронные аппараты и токоведущие части РУ (распределительных устройств) должны выбираться по роду установки (внешняя и внутренняя), их система обязана учесть нрав среды, в какой будет работать изоляция и токоведущие части: сырость, запылённость помещений и загрязнённость воздуха промышленными уносами, температура окружающего воздуха. Наличие химически активной среды, пожаро- и взрывоопасность помещений. Существенное
Во всех вариантах выбор проводов, шин, аппаратов и конструкций должен выполняться как по обычным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току, классу точности и т.д.), так и условиям работы при маленьких замыканиях (тепловые и динамические действия, коммутационная способность аппаратов).
Рис. 16. Схема понизительной подстанции
5.1 Выбор оборудования на вводе 110 кВ
Расчётный ток присоединения определяется из последующего условия:
Где, -коэффициент исходной перегрузки в аварийном режиме.
По номинальным характеристикам для утяжелённого режима подступает к установке выключатель типа МКП-110Б-630-20У1
Отключающая способность выключателя оцениваться по времени = tсв + 0,02 с.
Где tсв -собственное время выключателя
= 0,0,8 + 0,02 = 0,1 с.
Расчётный термический импульс квадратичного тока к.з. В определяется по формуле (5.11) [1] значения токов к.з., Ta принимаются по табл.4.1.
Полное время отключения к.з. в точке К-2
t = t + = 1 + 0,14 = 1,14 с,
где t — время деяния наибольшей токовой защиты 1с.
Где. Ta =0,0,5с
Iпо =4,14 кА
Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1 занесены в таблицу 7
Таблица 7
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
630 А
358,2 А
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
2023=1200 кА2с
2,57 кА2с
20 кА
4,14 кА
20=28,28 кА
7,03 кА
Выключатель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
На вводе по номинальным характеристикам в обычном и утяжелённом режиме подступает к установке разъединитель типа РНД-110/1000У1
Таблица 8
Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
1000 А
358,2 А
80 кА
10,54 кА
31,5І·4=3969кАІ·с
2,57кАІ·с
Разъединитель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор выключателя на транзитных линиях
Расчётный ток присоединения:
Где, -мощность одной полосы.
По номинальным характеристикам для утяжелённого режима к установке подступает выключатель типа МКП-110Б-630-20У1
Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1
Таблица 9
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
630 А
104,97 А
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
2023=1200 кА2с
2,57 кА2с
20 кА
4,14 кА
20=28,28 кА
7,03 кА
Данный выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
На вводе по номинальным характеристикам подступает разъединитель типа РНД-110/1000У1
Таблица 10
Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
1000 А
104,97 А
80 кА
10,54 кА
31,5І·4=3969кАІ·с
2,57кАІ·с
Разъединитель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор оборудования на вводах трансформатора
Расчётный ток присоединения:
По номинальным характеристикам для утяжелённого режима подступает к установке выключатель типа МКП-110Б-630-20У1
Полное время отключения к.з.:
Где, -время деяния наибольшей токовой защиты.
Полный термический импульс квадратичного тока к.з.
Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1
Таблица 11
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
630 А
147,27 А
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
2023=1200 кА2с
19,37 кА2с
20 кА
4,14 кА
20=28,28 кА
7,03 кА
Данный выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Избираем разъединитель типа РНД-110/1000У1
Таблица 12
Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
1000 А
148,27 А
80 кА
10,54 кА
31,5І·4=3969кАІ·с
19,37кАІ·с
Разъединитель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор межсекционного выключателя
Расчётный ток присоединения:
По номинальным характеристикам для утяжелённого режима подступает к установке выключатель типа МКП-110Б-630-20У1
Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1
Таблица 13
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
630 А
253,25 А
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
20 кА
4,14 кА
52 кА
10,54 кА
2023=1200 кА2с
2,57 кА2с
20 кА
4,14 кА
20=28,28 кА
7,03 кА
Данный выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Избираем разъединитель типа РНД-110/1000У1
Таблица 14
Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
110 кВ
110 кВ
1000 А
253,25 А
80 кА
10,54 кА
31,5І·4=3969кАІ·с
19,37кАІ·с
Разъединитель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
На вводе до трансформатора по номинальным характеристикам в обычном и утяжелённом режимах подступает трансформатор тока типа ТВТ-110.
Расчёт перегрузки
Таблица 15
Устройство
Тип
Перегрузка по фазам, В·А
А
В
С
Амперметр
Э-335
0,5
—
—
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-335
0,5
—
0,5
Счётчик активной энергии
И-672М
2,5
—
2,5
Счётчик реактивной энергии
И-673М
2,5
—
2,5
Всего:
6,5
—
6,0
Более загруженная фаза А S приб= 6,5 ВА.
Сопротивление измерительных устройств фазы А
Очень вероятное сопротивление соединительных проводов при r 2 ном= 1,2 Ом в классе точности 0,5 составляет
Где,- сопротивление проводов, Ом
— сопротивление контактов
=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом
Сечение соединительных проводов для схемы соединений трансформатора тока в неполную звезду.
мм2;
где =0,028 — удельное сопротивление для дюралевых проводов;
=20м — длина трассы соединительных проводов.
Малое сечение дюралевого провода из условия механической прочности 2,5мм2. Принимаем Sпр=2,5мм2. При всем этом сечении сопротивление проводов
Ом;
вторичная перегрузка трансформаторов ток
Ом;
Принимаем
Таблица. 16
Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТВТ-110]
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
110 кВ
110 кВ
200 А
104,97 А
31
10,54 кА
1024=400 кА2с
2,57 кА2с
1,2 Ом
0,76 Ом
Трансформатор тока проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор трансформатора напряжения на секциях 110 кВ
Избираем для расчёта трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1
Расчёт вторичной перегрузки трансформатора напряжения типа НКФ-110-83У1
Таблица 17
Наименование устройства
Тип устройства
количество устройств
Перегрузка включения меж фазами, В·А
АВ
ВС
СА
Амперметр
Э-335
1
2
2
—
—
—
—
Ваттметр
Д-335
4
1,5
6
1,5
6
—
—
Варметр
Д-335
4
—
—
1,5
6
1,5
6
Счётчик активной энергии
И-674М
4
3
12
3
12
—
—
Счётчик реактивной энергии
И-673М
4
—
—
3
12
3
12
Всего:
17
6,5
20
9
36
4,5
18
Таблица 18
Условия выбора и проверки трансформатора напряжения
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
110 кВ
110 кВ
400 В·А
36 В·А
Трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1 удовлетворяет условиям проверки.
5.2 Выбор оборудования на вводе 10 кВ трансформатора
Расчётный ток присоединения определяется из условия отключения 1-го трансформатора. Наибольшая перегрузка на оставшийся в работе трансформатор определяется коэффициентом загрузки в аварийном режиме
а) По номинальным характеристикам для утяжелённого режима подступает к установке выключатель) типа ВМП-10-1000-20УЗ
Отключающая способность выключателя оцениваться по времени = tсв + 0,02 с.
Собственное время выключателя равно 0,1с [2].
= 0,1 + 0,02 = 0,12 с.
Потому что >0,06 с, то
Полное время отключения к.з. в точке К-2:
tОТК = tМТЗ + = 1 + 0,12 = 1,12 с,
где tМТЗ — время деяния наибольшей токовой защиты
Расчётный термический импульс равен:
кА2с.
Таблица 19
Условия выбора и проверки выключателя типа ВМП-10-1000-20У
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
10 кВ
10 кВ
1000 А
776,67 А
20 кА
10,43 кА
52 кА
26,55 кА
20 кА
10,43 кА
52 кА
26,55 кА
2028=3200 кА2с
138,16 кА2с.
20 кА
10,43 кА
20=28,28 кА
23,4 кА
Выключатель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Потому что на проектируемой подстанции будет выбрано комплектное распределительное устройство типа К-XII, которое оборудовано выключателем ВМП-10, то разъединитель для данного присоединения не выбирается.
На вводе от трансформатора по номинальным характеристикам в обычном и утяжелённом режиме подступает шинный трансформатор тока типа ТШЛК-10-1000УЗ.
Расчётная перегрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения устройств, приведённой на рис.17.
Рис. 17
Расчёт перегрузки.
Таблица 20
Устройство
Тип
Перегрузка по фазам, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-335
0,5
—
—
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-335
0,5
—
0,5
Счётчик активной энергии
И-672 М
2,5
—
2,5
Счётчик реактивной энергии
И-673 М
2,5
—
2,5
Всего:
6,5
—
6,0
Более загруженная фаза А S приб= 6,5 ВА.
Сопротивление измерительных устройств фазы А
Где, -номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А
Сопротивление проводов:
Где, -номинальное вторичное сопротивление трансформатора тока, =0,8 Ом (при классе точности 0,5)
-сопротивление контактов проводов, =0,1 Ом
Ом
Сечение соединительных проводов:
мм2;
где =0,028 — для дюралевых проводов
=20м — длина трассы соединительных проводов.
Принимаем Sпр=2,5мм2. При всем этом сечении сопротивление проводов
Ом;
вторичная перегрузка трансформаторов тока
Ом;
Таблица. 21
Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛП-10-1000УЗ
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10 кВ
10 кВ
1000 А
766,67 А
31,5І·4=3969кАІ·с
138,16кАІ·с
0,8 Ом
0,74 Ом
Трансформатор тока проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор и проверка сборных шин РУ-10 кВ.
Расчётный рабочий ток сборных шин принимается равным долговременному наибольшему току в более тяжёлом режиме работы электроустановки. Наибольший ток будет протекать по сборным шинам при выключении 1-го трансформатора и перегрузке другого до Кз.ав=1,13. Потому что мощность присоединенных к секциям сборных шин батарей конденсаторов, как правило, намного меньше мощности трансформаторов, то их воздействием пренебрегаем.
А;
По этому току выбираются дюралевые однополосные шины сечением (60х6) мм, установленные горизонтально [2].
Эскиз расположения шин представлен на рис.18
Рис. 18 Эскиз расположения шин
значения и принимаются по типовым проектам распределительных устройств
= 0,35 м; = 0,9 м;
расстояние меж прокладкамип= 0,45 м,= 0,008 м,= 0,1 м.
момент сопротивления шин по табл.5.3[1].
см3;
Напряжение в шине при фазном содействии определяется при наивысшем усилии, приходящемся на 1 м длины:
Н/м;
Где, -наибольшее удельное усилие, Н/м
-ударный ток к.з., А
Где, М -изгибающий момент, Н/м
W-момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению деяния усилия, ;
Проверяем шины на динамическую стойкость при к.з.
(табл. 5.33, 1121)
(Алюминий АТ)
Проверяем шины на тепловую стойкость.
Малое сечение шин по условиям тепловой стойкости определяется по формуле:.
Где, В -тепловой импульс тока к.з., АІ·с
С -расчётный коэффициент (Табл. 5.5, 1121)
С
Таблица 22
Условия выбора и проверки сборных шин
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные Характеристики
870 А
776,67 А
70 МПа
9,6 МПа
360 ммІ
143 ммІ
Сборные шины проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор опорных изоляторов для РУ-10 кВ.
По номинальному напряжению и роду установки подступают изоляторы ИОР-10-4.00У3 Проверка по допустимой механической перегрузке делается по условию
-поправочный коэффициент , при горизонтальном расположении шин.
Большая расчётная перегрузка для опорного изолятора:
Н;
Таблица 23
Условия выбора и проверки опорных изоляторов.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
10кВ
10 кВ
0,6·4000=2400 Н
384,29 Н
Опорные изоляторы проходят по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор проходных изоляторов для РУ-10 кВ.
Расчётный рабочий ток:
По номинальным характеристикам к установке подступают проходят проходные изоляторы типа ИП-10/1000-1250У1
Н;
Таблица 24
Условия выбора и проверки опорных изоляторов.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные Характеристики
10кВ
10 кВ
0,6·1250=750 Н
192,15 Н
1000А
776,67А
Опорные изоляторы проходят по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор межсекционного выключателя.
Расчётный рабочий ток:
К установке по номинальным характеристикам к установке подступают проходят выключатели типа ВМП-10-1000-20У
Полное время отключения к.з.
Та=0,15с
Термический импульс:
Таблица 25
Условия выбора и проверки межсекционного выключателя типа ВМП-10-1000-20У.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
10 кВ
10 кВ
1000 А
776,67 А
20 кА
11,49 кА
52 кА
29,14 кА
20 кА
11,49 кА
52 кА
29,14 кА
2028=3200 кА2с
42,25 кА2с.
20 кА
10,96 кА
20=28,28 кА
24,42 кА
Выключатель проходят по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор оборудования на отходящей полосы 10 кВ.
Расчётный ток в отходящих линиях определяется исходя из последующих допущений:
а) перегрузка на линиях в обычном режиме распределяется меж линиями умеренно.
б) на всех линиях однообразный tg = 0,4;
в) в утяжелённом (ремонтном либо аварийном) режиме любая линия может нести двойную нагрузку.
Исходя из этих критерий, находим:
Где. —время защиты;
Та=0,15с
Термический импульс:
Таблица 26
Условия выбора и проверки выключателяВМП-10-630-31,5У.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10кВ
10 кВ
630 А
316 А
31,5 кА
11,49 кА
80 кА
29,14 кА
31,5 кА
11,49 кА
80 кА
29,14 кА
31,524=3969 кА2с
99,02 кА2с
31,5 кА
10,96 кА
31,5·=44,5 кА
24,42 кА.
Выключатель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор силовых кабелей.
Выбор силовых кабелей производим по экономической плотности тока, выбранное сечение обязано удовлетворять продолжительно допустимому току по условиям нагрева в утяжелённом режиме работы.
Сечение кабелей:
Где, — ток обычного режима, А
— финансовая плотность тока, А/ммІ
При числе часов использования максимума Тм=3000ч,
При прокладке кабелей в земле можно использовать АСБ-(3х150) общим сечением 300 ммІ.Продолжительно допустимый ток на кабели 550А[2]
Перегрузка кабелей в утяжелённом режиме составит другими словами наименее 130%, что является допустимым.
По условиям тепловой стойкости малое сечение кабелей равно:
Где, В -тепловой импульс, рассчитанный в п. 5.3.
С=90- Расчётный коэффициент.
Таблица 27
Условия выбора и проверки кабелей на отходящих линиях.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
10 кВ
10 кВ
114,3 ммІ
300 ммІ
550·1,3=715 А
316 А
110,56 ммІ
300 ммІ
Кабели отходящих линий проходят по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор трансформатора тока на отходящих линиях.
По номинальным характеристикам на отходящей полосы быть может избран трансформатор тока типа ТПЛ-10-400.
Расчёт допустимой вторичной перегрузки проводится аналогично расчётам перегрузки для трансформатора тока типа ТШЛП-10-1000У3 (таблица 20)
Соединительные провода приняты дюралевые, сечением 25ммІ, длиной 10м
Таблица. 28
Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТПЛ-10-400
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10 кВ
10 кВ
400А
316 А
125 кА
29,14 кА
2524=2500кА2с
99,02 кА2с
0,6 Ом
0,554 Ом
Трансформатор тока проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Выбор трансформатора напряжения на секциях 10 кВ.
На каждой секции подключаются по одному трансформатору напряжения типа НТМК-10-66.
К трансформатору напряжения подключены параллельные обмотки устройств PV, PW, PVA, PI, PK.
Счётчики активной энергии (PI) — на всех присоединениях; ваттметры (PW) — на вводах; Варметры(PVA) и счётчики реактивной энергии (PK) — на вводах и батареях конденсаторов; вольтметры с переключателем (PV) — на секциях шин.
Таблица 6.10
Расчёт вторичной перегрузки трансформатора напряжения типа НТМК-10-66.
Наименование Устройства
Тип
Устройства
Кол-во устройств
Мощность
Перегрузка включения меж фазами, ВА
АВ
ВС
СА
Вольтметр
Э-335
1
2
2
—
—
Ваттметр
Д-335
1
1,5
1,5
1,5
—
Варметр
Д-335
2
1,5
—
3
3
Счётчик активной энергии
И-674
6
3
18
18
—
Счётчик реактивной энергии
И-673 М
7
3
—
21
21
Всего:
21,5
43,5
24
Таблица.30
Условия выбора и проверки трансформатора напряжения
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10кВ
10кВ
120ВА
43,5ВА
Трансформатор напряжения удовлетворяет условиям проверки.
Выбор оборудования для движков.
ток движков:
По номинальным характеристикам для утяжелённого режима подступает к установке выключатель типа ВМП-10-630-31,5У. Условия выбора и проверки выключателя смотрите в таблице 31
Таблица 31
Условия выбора и проверки выключателяВМП-10-630-31,5У.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10кВ
10 кВ
630 А
316 А
31,5 кА
11,49 кА
80 кА
29,14 кА
31,5 кА
11,49 кА
80 кА
29,14 кА
31,524=3969 кА2с
99,02 кА2с
31,5 кА
10,96 кА
31,5·=44,5 кА
24,42 кА.
Выключатель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
Для питания движков избираем силовой кабель АСБ-(3х150)
Условия выбора и проверки смотрите в таблице 32
Таблица 32
Условия выбора и проверки кабеля АСБ-(3х150).
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчётные характеристики
10 кВ
10 кВ
114,3 ммІ
300 ммІ
550·1,3=715 А
316 А
110,56 ммІ
300 ммІ
Кабели отходящих линий проходят по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
К установке по номинальным характеристикам подступает трансформатор тока типа ТШЛП-10-1000У3. Условия выбора и проверки трансформатора тока смотрите в таблице 33
Таблица. 33
Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛП-10-1000УЗ
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10 кВ
10 кВ
1000 А
766,67 А
31,5І·4=3969кАІ·с
138,16кАІ·с
0,8 Ом
0,74 Ом
Выбор оборудования для батарей статических конденсаторов.
ток БСК:
По номинальным характеристикам подступает к установке выключатель ВМП-10-630-31,5У Результаты проверки выключателя смотрите в таблице 34
Таблица 34
Условия выбора и проверки выключателяВМП-10-630-31,5У.
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10кВ
10 кВ
630 А
316 А
31,5 кА
11,49 кА
80 кА
29,14 кА
31,5 кА
11,49 кА
80 кА
29,14 кА
31,524=3969 кА2с
99,02 кА2с
31,5 кА
10,96 кА
31,5·=44,5 кА
24,42 кА.
Выключатель проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
По номинальным характеристикам к установке подступает трансформатор тока типа ТПЛ-10-400
К трансформатору подключаются амперметр и токовая обмотка счётчика реактивной энергии.
Расчёт допустимой перегрузки:
Таблица. 35
Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТПЛ-10-400
Условия выбора и проверки
Номинальные характеристики
Расчетные характеристики
10 кВ
10 кВ
400А
51,96 А
125 кА
29,14 кА
2524=2500кА2с
99,02 кА2с
0,6 Ом
0,554 Ом
Трансформатор тока проходит по всем характеристикам в обычном, утяжелённом и аварийном режимах.
6. Система распределительных устройств
6.1 Система закрытых распределительных устройств
Принимаем к установке КРУ типа К-Х11. количество ячеек равно 36. Ширина коридора управления 2м. Ячейки размещаются в 2 ряда. Здание ЗРУ имеет размеры 18*30м, высота — 7,2м. Расстояние меж осями фаз для сети 110кВ — 1600 мм. Силовые и контрольные кабели на понижающей подстанции проложены в кабельных каналах, закрытых съёмными плитами. Подводка от трансформатора до ЗРУ производится кабелем. Схема наполнения ЗРУ 10 кВ представлена на рис. 10.
Система открытых распределительных устройств.
Многообъёмные масляные выключатели 110кВ инсталлируются на фундаментах высотой 0,8м. Малообъёмные масляные выключатели, измерительные трансформаторы тока и напряжения инсталлируются на железобетонных основаниях высотой 3м. Для транспорта тяжёлого оборудования на площадке ОРУ принимаем бетонированную дорогу. ОРУ имеет ограду высотой не наименее 2,4м. Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия шириной не наименее 250мм, и предусматривается сток масла в систему отвода ливневых вод. Меж трансформаторами при расстоянии меж ними наименее 15м инсталлируются железобетонные либо перегородки из кирпича, предотвращающие распространение пожара. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в каналах, расположенных вдоль рядов оборудования, также без заглубления их в почву. количество ячеек ОРУ 10. Длина ОРУ равна 51,5м, ширина 90м. Размещение выключателей однорядное. количество ярусов проводников — 3. Расстояние проводников первого яруса до земли составляет 3,6м, расстояние по вертикали меж проводниками первого и второго ярусов составляет 3,9м, а меж проводниками второго и третьего ярусов с учётом провеса 3м. Высота ячейкового портала 11м, шинного — 8м.
Рис. 19 Схема наполнения ЗРУ- 10кВ
7. Заземляющие устройства
Допустимое сопротивление заземляющего устройства в установках 110 кВ и выше с заземлённой нейтралью r з= 0,5 Ом [ 6 ].
Заземляющее устройство производится в виде сетки из вертикальных заземлителей и соединительных полос, расположенных вдоль рядов оборудования и поперёк их и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. 17,6х19 мІ.
Площадь заземляющего устройства 80х55,4 мІ, грунт-глина,с=50 Ом·м[[I/2]таблица 7,1]. Длина вертикальных заземлителей Lв=5 м, глубина заземления горизонтальных проводников t=0,7 м
Для упрощения расчётов настоящий грунт заменяется двухслойной землёй, учитывающей изменение сопротивления грунта при его промерзании коэффициентом сезонности kс на глубину верхнего слоя h1. Для наших погодных критерий можно принять kс = 5 и h1 =2 м.
Расчёт заземляющего устройства РУ-110 кВ
Заземляющее устройство изображено на рисунке 20
Сторона квадрата расчётной модели:
Длина горизонтальных полос по плану:
.
Число ячеек со стороны квадрата:
.
Длина полос в расчётной модели:
Длина сторон ячейки:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии a/в=1.
Общая длина вертикальных заземлителей:
Относительная глубина
По табл.7.3[12] для kс = 5; a/в=2
определяем эк / = 1,26, тогда эк = 1,26· =1,26·50=63 Ом·м;
Определяем сопротивление заземляющего устройства
что меньше Rдоп = 0,5 Ом.
Таковым образом, сопротивление заземляющего контура подстанции удовлетворяет требованию ПУЭ.
8. Грозозащита местности подстанции
От прямых ударов молнии электроустановки защищаются стержневыми и тросовыми молниеотводами.
Молниеотводы инсталлируются на порталах. Общая высота молниеотвода и портала 30м. Большая высота защищаемого оборудования 10,5м. Размещение молниеотвода показана на рисунке 21.
Зона защиты одиночного молниеотвода:
Где -высота молниеотвода, =30м;
-высота защищаемого оборудования, =10,5м;
=1, т.к.
-радиус зоны защиты, [м] определяется:
Зоны защиты четырёхстержневых молниеотводов
где D-наибольшая диагональ четырёхугольника либо трапеции, м.
Меньшая ширина зоны bx определяется по кривым [1121, рис. 8.4]
;
.
Выбранное размещение молниеотводов и их высота обеспечивают защиту оборудования подстанции.
Рис. 21. Размещение молниеотвода
9. Собственные нужды подстанции
9.1 Выбор трансформаторов с.н. подстанций
На подстанции инсталлируются два трансформатора типа ТСЗ-1000/10 [2].
9.2 Выбор оперативного тока
Для питания оперативных цепей данной подстанции применяется неизменный оперативный ток.
Перечень применяемой литературы
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Т.2 / Под ред. А. А. Федорова. М.: Энергоиздат. 1987.
Электронная часть станций и подстанций (Справочные материалы)/ Под ред. Б.Н. Неклепаева. М.: Энергоатомиздат, 1989.
Денисов В.И. Технико- экономические расчёты в энергетике. способы экономического сопоставления вариантов. М.: Энергоиздат. 1987
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.
Васильев А.А. Электронная часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1990.
Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергоатомиздат, 1985.
Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. НТС Минэнерго СССР (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ/ Под ред. С.С. Рокотяна, Я.С. Самойлова. М.: Энергоиздат, 1982.
Дорошев К.И. Комплектные распределительные устройства 6-35 кВ. М.: Энергоиздат, 1982.
Правила внедрения скидок и надбавок к трансформаторам на электроэнергию за потребление и генерацию реактивной энергии. Промышленная энергетика №6, 1996.
Методические указания к курсовому проектированию по предмету «Электронная часть понизительной подстанции промышленного компании. Магнитогорск, 2002.
]]>