(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование узловой подстанции 220/35/10
Содержание
- Введение
- 1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
- 1.1 Выбор числа трансформаторов
- 1.2 Выбор мощности трансформаторов
- 1.3 Проверка коэффициентов загрузки трансформаторов
- 2. Выбор числа питающих ВЛ, выбор сечения проводов питающих ВЛ
- 2.1 Выбор числа питающих ВЛ
- 2.2 Выбор сечений проводов питающих ВЛ
- 2.3 Проверка по условиям продолжительно допустимиго нагрева
- 3. Разработка и обоснование принципной электронной схемы подстанции
- 4. Расчёт токов недлинного замыкания
- 4.1 Общие сведения о маленьких замыканиях
- 4.2 порядок выполнения расчётов
- 4.3 Расчет токов трёхфазного недлинного замыкания
- 5. Выбор и проверка основного электрооборудования
- 5.1 Коммутационные аппараты
- 5.2 Выбор и проверка измерительных трансформаторов
- 5.3 Выбор ОПН
- 5.4 Выбор гибких и твердых шин
- 5.5 Выбор проходных и опорных изоляторов
- 5.6 Выбор трансформаторов собственных нужд
- Перечень использованной литературы
- Заключение
Введение
В наше время вся хозяйственная деятельность построена на использовании электронной энергии. Ни одно Создание, ни одно предприятие не может работать, не будучи электрифицированным. Потому существует необходимость в строительстве новейших электроустановок.
Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, созданный для производства ил и преобразования, передачи, распределения либо употребления электронной энергии, именуется электроустановкой.
Электроэнергия, вырабатываемая на электростанции, поступает на электронные подстанции, на которых происходит преобразование электроэнергии по напряжению, частоте либо роду тока.
Электронные подстанции — это электроустановки, созданные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электроэнергии 1-го напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов (трансформаторные подстанции). По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.
Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной либо нескольким параллельным линиям.
Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной либо двум проходящим линиям. Проходная подстанция врубается в рассечку одной либо 2-ух линий с двухсторонним либо однобоким питанием.
Узловая подстанция — это подстанция, к которой присоединено наиболее 2-ух линий питающей сети, приходящих от 2-ух либо наиболее электроустановок.
В данном курсовом проекте нужно воплотить задачку расчета и проектирования электронной части узловой подстанции с напряжениями 220/35/10 кB и последующими параметрами:
Таблица 1
кВ
кВ
кВ
МВА
МВА
МВА
МВА
,
линий
,
линий
,
линий
L
км
220
35
10
3966
220
56
34
3
11
23
106
где: N — число отходящих линий от РУ соответственного напряжения.
Примечание: толика перегрузки 3 группы по надежности электроснабжения на стороне СН составляет 20%, а на стороне НН — 30%.
В курсовом проекте должны быть решены последующие задачки:
1) выбор числа и мощности силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
2) выбор числа питающих ВЛ, выбор сечений проводов питающих линий;
3) разработка и обоснование принципной электронной схемы подстанции;
4) расчёт токов недлинного замыкания в объёме, нужном для выбора и проверки электрооборудования;
5) выбор и проверка основного электрооборудования (выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, проходных и опорных изоляторов, нелинейных ограничителей перенапряжения, гибкой ошиновки РУ и жёстких шин).
1. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1 Выбор числа трансформаторов
В качестве частей связи меж распределительными устройствами разных напряжении используются трансформаторы и автотрансформаторы.
При проектировании подстанции нужно учесть требование резервирования, исходя из последующих главных положений.
Пользователи первой группы обязаны иметь питание от 2-ух независящих источников электроэнергии; при всем этом быть может обеспечено резервирование питания и всех остальных потребителей. При питании потребителей первой группы от одной подстанции для обеспечения надежности питания нужно иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин; при всем этом мощность трансформаторов обязана быть выбрана так, чтоб при выходе из строя 1-го из их 2-ой (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание всех потребителей первой группы. При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшейся в работе трансформатор, следует учесть его перегрузочную способность. В неприятном случае можно без достаточных оснований завысить установочную мощность трансформаторов и тем прирастить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140% на время максимума (не наиболее 6 ч в день в протяжении не наиболее 5 суток). В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном выключении 1-го из их. От данной узловой ПС питаются пользователи I и II группы, в процентном отношении составляют на стороне ВН — 100%, СН — 80%, НН -70% то по условиям надежности нужна установка 2 трансформаторов.
1.2 Выбор мощности трансформаторов
Мощность трансформаторов выбирается по условиям:
при установки 2 трансформаторов
Sт? Sр. ном
Sном = Smax/(nт-1)kзав=(Smax/1,4), (1.1)
где Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Smax — наибольшая перегрузка потребителей, МВА;
Smax=Sсн+Sнн, (1.2)
где Sсн — полная перегрузка на среднем напряжении, МВА;
Sнн — полная перегрузка на низком напряжении, МВА;
Рассчитаем мощность, проходящую через трансформаторы по формуле:
МВА
МВА
Исходя из приобретенной номинальной мощности избираем 2 трансформатора марки ТДТН 63000/220 (1, стр. 156).
Номинальные данные трансформатора представлены в таблице 1.1
Таблица 1.1
Тип Трансформатора
Номинальное напряжение, кВ
Утраты, кВт
ВН
СН
НН
Px
Pк
ВН-СН
ВН-НН
СН-
НН
63000/220
230
38,5
11
345
11
28,8
12,5
1.3 Проверка коэффициентов загрузки трансформаторов
1. коэффициент загрузки автотрансформаторов в обычном режиме работы должен удовлетворять последующему условию:
kз=(0,5-0,75)
kз=Smax/nтSтр, (1.3)
где Sтр — мощность трансформатора, МВА;
2. коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы должен удовлетворять последующему условию:
kз=(1,4…1,5)
kз= Smax/(2-1)Sтр, (1.4)
Из проверочного расчета видно, что коэффициент загрузки в обычном и аварийном режимах соответствует установленным нормам.
2. ВЫБОР ЧИСЛА ПИТАЮЩИХ ВЛ, ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ПИТАЮЩИХ ВЛ
2.1 Выбор числа питающих ВЛ
Ответвительные и проходные подстанции объединяют понятием промежные, которое описывает размещение подстанции меж 2-мя центрами питания либо узловыми подстанциями. Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности меж узлами сети, именуют транзитными.
Потому что через подстанцию осуществляется транзит мощности и посреди потребителей есть пользователи первой группы, то нужен резерв по линиям, питающим подстанцию, откуда понятно, что количество питающих ВЛ обязано быть не меньше 2-ух.
Число питающих линий требуется определять по пропускной возможности ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) для линий напряжением 220 кВ с сечением 240-500 мм2, пропускная способность которых составляет от 100 до 200 МВт.
Главные требования, предъявляемые к электронным сетям — это надежность работы и высочайшее свойство поставляемой электронной энергии. Потому при выбирании числа питающих линий сначала учитываются эти два требования.
S?=Sпс+Sтран, (2.1)
где S? — общая мощность, МВА;
Sпс — мощность ПС, МВА;
Sтран — мощность транзита через ПС, МВА;
Sпс=Sсн+Sнн (2.2)
Суммарная мощность пригодная к подстанции равна:
МВА
Находим активную мощность приходящую на подстанцию, с учётом того что
МВт
Принимаем число питающих линий равное 3.
Для выполнения надежности электроснабжения потребителей I группы должны быть обеспечены 100% резервом по сети. Для потребителей II группы допустимы перерывы в электроснабжении на время, нужное для включения запасного питания дежурным персоналом либо выездной бригадой.
Требования к надежности питающих и распределительных сетей энергосистем, а так же распределительных промышленных, городских и сельских сетей регламентированы в нормативных документах (ПУЭ).
Потому что от узловой подстанции получают питание пользователи I и II группы, то в согласовании с требованиями надежности регламентированных, нормативными документами число питающих полосы обязано быть не наименее 2.
Потому в согласовании с требованиями надежности и пропускной возможности воздушных линий избираем питание от 2-ух линий.
2.2 Выбор сечений проводов питающих ВЛ
Аспектом для выбора сечения проводников воздушных и кабельных линий является минимум приведенных издержек. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников делается не сопоставительным технико-экономическим расчетом в любом определенном случае, а по нормируемым обобщенным показателям.
В качестве такового показателя при проектировании как кабельных линий, так и воздушных линий (ВЛ) 35-500 кВ в течение почти всех лет использовалась финансовая плотность тока.
Наиболее верно нормировать не экономическую плотность тока, а экономические токовые интервалы каждой марки провода для ВЛ различных напряжений. При всем этом зависимо от принципов, закладываемых при унификации опор, зона одних марок проводов расширяется, остальных — сокращается. Экономические токовые интервалы разрабатываются сразу с конструкторскими работами по хорошей унификации линий в увязке с определенными задачками электросетевого строительства и суммарным расходом проводникового материала.
Сечение проводников, выбранное по нормированным значениям экономических токовых интервалов, дальше проверяется на соответствие иным условиям (короне на полосы, уровню радиопомех, допустимой долговременной токовой перегрузке по нагреву, потерям и отклонениям напряжения, тепловой стойкости при токах КЗ).
Расчетными для выбора экономического сечения проводов являются:
для линий главный сети — расчетные долгие потоки мощности;
для линий распределительной сети — совмещенный максимум перегрузки подстанций, присоединенных к данной полосы, при прохождении максимума энергосистемы.
При определении расчетного тока не следует учесть роста тока при трагедиях либо ремонтах в каких-то элементах сети.
Iр=бi·бт·Imax; (2.5)
где бi- коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;
Imax — наибольший ток в полосы, А;
бi=1,05
бт=1,3
Определим самые большие токи, протекающие по полосы, для этого определим потоки мощности в линиях.
Imax=S?/·Uном·n, (2.6)
где Iнб — больший ток в полосы, А;
Uном — номинальное напряжение, В;
n — число цепей;
А
По экономическим токовым интервалам избираем проводник АС 240/32.(Таблица 43.4 [5]) (Uном=220 кВ; район по гололеду II; материал опоры-железобетон)
2.3 Проверка по условиям продолжительно допустимого нагрева
Допустимая температура — это таковая большая температура, при которой провод либо кабель сохраняет свои электронные и механические характеристики. Провода перегорают обычно в местах соединения, в каких выделяется больше тепла при протекании тока. Для обеспечения обычных критерий работы полосы под перегрузкой, а именно для обеспечения надежной работы соединительных контактов и изоляции проводов, при нагреве проводов током перегрузки температура не обязана превосходить допустимых значений.
Допустимые температуры нагрева установлены зависимо от марки провода и кабелей и материала изоляции. Так, для неизолированных проводов ВЛ и неизолированных проводов, прокладываемых снутри спостроек, установлена допустимая температура не выше 70°С. Для ВЛ эта температура обоснована качествами соединительных контактов, нагрев которых выше данной нам температуры приводит к интенсивной коррозии и возрастанию их переходных сопротивлений. Не считая того, нагрев контакта до наиболее высочайшей температуры вызывает его ослабление при следующем охлаждении, что приводит к доп повышению его сопротивления и предстоящему перегреву, грозя, в конце концов, нарушить работу полосы. Данными эксплуатационных наблюдений установлено, что обозначенная предельная температура провода гарантирует нормальную работу соединительных контактов.
Для обеспечения обычных критерий работы полосы допустимый ток должен удовлетворять последующим условиям:
Iдоп?Iнб, (2.5)
где Iдоп — продолжительно допустимый ток, А;
Iнб — больший из токов полосы в послеаварийном режиме, А;
Определим самые большие токи, протекающие по полосы, для этого определим потоки мощности в линиях.
Iнб=S?/(Uном(n-1)) (2.6)
где Iнб — больший ток в полосы, А;
Uном — номинальное напряжение, кВ;
n — число цепей; n=1
Для избранного провода марки АС-240/32 , Iдоп =605 А, означает условие (Iдоп?Iнб) производится
Принимаем провод марки АС-240/32
3. РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
Электронная часть каждой электростанции и подстанции характеризуется, до этого всего, схемой электронных соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электронной части станции либо подстанции и соединения меж ними.
Схемы электронных соединений делятся на две главные группы: главные схемы, либо схемы первичных цепей, и схемы вторичных цепей.
Первичными являются цепи, по которым электроэнергия передается от генераторов к электроприемникам, т.е. по которым проходят рабочие токи перегрузки. В этих цепях демонстрируют коммутационные аппараты, аппараты для ограничения токов недлинного замыкания, измерительные трансформаторы тока и напряжения, аппараты для защиты установок от перенапряжения и т.п.
Вторичными являются цепи, созданные для контроля, защиты и управления основного оборудования и первичных цепей. К вторичному оборудованию относятся измерительные приборы, релейная защита, автоматика, приборы и аппараты управления, сигнализации, блокировки и др.
Схемы электронных соединений можно изображать в однолинейном и трехлинейном выполнении.
В однолинейных схемах условно демонстрируют соединения лишь для одной фазы, что упрощает схему. Эти схемы дают общее количество установленного основного оборудования, потому что все три фазы обычно имеют схожие соединения и в их врубаются одни и те же аппараты. Трехлинейные схемы составляют для всех 3-х фаз.
Главные схемы станций делают, как правило, в однолинейном изображении, а трехлинейные схемы разрабатываются для отдельных частей станции, к примеру для цепи генератора, трансформатора, отходящей полосы и т.д. В трехлинейных схемах изображают также и вторичные цепи со вспомогательной аппаратурой.
Однолинейные схемы электронных соединений получили наибольшее распространение. Они употребляются при исследовании обычных и аварийных режимов в процессе проектирования и эксплуатации станций, при разработке противоаварийных мероприятий, конструкций распределительных устройств и т.д.
В однолинейном изображении составляют и оперативные схемы электронных соединений, которыми пользуются в критериях эксплуатации станции.
В основных схемах все коммутационные аппараты показываются в отключенном положении. На оперативных схемах состояние частей обязано строго соответствовать режиму работы станции (подстанции) сейчас времени. При изображении схем электронных соединений пользуются условными графическими обозначениями, которые установлены ЕСКД и действующими муниципальными эталонами (ГОСТ).
Потому что проектируемая узловая подстанция выполнена на 3 уровня напряжения 220/35/10. Структурная схема проектируемой узловой подстанции будет смотреться последующим образом:
Схемы промышленного электроснабжения выбираются из суждений надежности, экономичности и сохранности, а так же с расчётом на расширение. Надежность схемы определяется зависимо от группы приемников электроэнергии. При всем этом, если в числе приемников электроэнергии компании либо цеха имеется хотя бы один приемник 1-й группы, количество источников питания обязано быть не наименее 2-ух, а схема электроснабжения обязана обеспечивать надежное его питание. Источники питания при всем этом должны быть независящими. Они числятся независящими в том случае, если нарушение режима либо повреждение 1-го из их не тянет за собой нарушение режима работы либо прекращение работы другого. Независящими источниками питания могут быть в системе промышленного электроснабжения собственные электростанции промпредприятия либо генераторы, работающие на различные секции шин и имеющие независящие первичные движки; станции, полосы, секции, трансформаторы различных подстанций энергосистем. Независящими могут считаться секции шин, питающиеся от генераторов (при условии, что их не наименее 2-ух на каждую секцию, при этом секции не должны быть электрически соединены) меж собой либо иметь связь автоматом их разъединяющую.
Из комплекса предъявляемых критерий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить главные требования к схемам: надежность электроснабжения потребителей; приспособленность к проведению ремонтных работ; оперативная упругость электронной схемы; финансовая необходимость.
Исходя из выше обозначенных главных требований к схемам соединений, для проектируемой узловой подстанции выберем последующие схемы соединений:
1. РУВН с уровнем напряжения 220 кВ используем одну секционированную систему сборных шин с обходной системой шин.
2. РУСН с уровнем напряжения 35 кВ используем схему с одной секционированной системой шин.
3. РУНН с уровнем напряжения 10 кВ используем схему с одной секционированной системой шин.
Обоснование избранных принципных электронных схем подстанции
Для РУВН с уровнем напряжения 220 кВ используем схему с одной секционированной системой шин с секционным выключателем. Эту схему можно использовать при парных линиях. Число присоединений определяется экономической необходимостью установки секционных выключателей. Принципиальным требованием к схемам на стороне высшего напряжения является создание критерий для ремонта выключателей без перерыва работы. Сиим требованиям отвечает схема с одной секционированной системой шин. [4, стр.172]
Для РУСН с уровнем напряжения 35 кВ используем одну секционированную систему шин с секционным выключателем, т.к. данная система обеспечивает надежность работы, при маленьком числе присоединений, из-за малого числа коммутационных аппаратов, что делает ее довольно экономной.
РУНН с уровнем напряжения 10 кВ исполняем с одной секционированной системой шин с секционным выключателем. Схема ординарна и наглядна. Источники питания и полосы 6 кВ присоединяются к сборным шинам при помощи выключателей и разъединителей. На каждую цепь нужен один выключатель, который служит для отключения и включения данной нам цепи в обычных и аварийных режимах. По мере необходимости отключения полосы довольно отключить выключатель. Если выключатель выводится в ремонт, то опосля его отключения отключают разъединители: с начала линейный, a потом шинный. Таковым образом, операции с разъединителями нужны лишь при выводе присоединения в целях обеспечения неопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за некорректных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к плюсам рассматриваемой схемы. Так же схема дозволяет применять комплектные распределительные устройства (КРУ), что понижает стоимость монтажа, дозволяет обширно использовать механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.
4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
4.1 Главные определения и общая черта процесса
Маленьким замыканием (КЗ) именуется не предусмотренное обычной эксплуатацией соединение разноименных фаз меж собой либо соединение фаз с землей.
Предпосылки КЗ: механические повреждения изоляции (проколы и разрушение кабелей при земельных работах, поломка изоляторов и т.д.); старение, другими словами Износ изоляции, приводящий равномерно к резкому ухудшению электронных параметров изоляции; увлажнение изоляции; разные набросы на провода воздушных линий; перекрытие фаз звериными и птицами; перекрытие меж фазами вследствие атмосферных перенапряжений; неверные деяния персонала (к примеру, при выключении нагруженной полосы разъединителем, появившаяся при всем этом дуга перекроет изоляцию меж фазами).
Некие недлинные замыкания являются устойчивыми и не исчезают опосля снятия напряжения с установки (к примеру, КЗ вследствие механических повреждений и старения изоляции), остальные являются неуравновешенными, другими словами исчезают опосля снятия напряжения (к примеру, перекрытие гирлянды изоляторов воздушной полосы вследствие атмосферного перенапряжения прекращается, как будет снято напряжение с полосы).
В системе трехфазного переменного тока могут быть замыкания меж 3-мя фазами — трехфазные КЗ, меж 2-мя фазами — двухфазные КЗ, однофазные замыкания на землю.
На практике почаще всего встречаются однофазные КЗ (от 60% до92%) и существенно пореже — трехфазные (от 1% до7 %). Как правило, трехфазное КЗ вызывает прохождение в покоробленной цепи большего тока, потому для выбора аппаратуры обычно делается определение тока при трехфазном КЗ.
Последствиями КЗ являются резкое повышение тока в короткозамкнутой цепи и понижение напряжения в отдельных точках системы. Повышение тока приводит к значимым механическим действиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электронных машин. Прохождение огромных токов вызывает завышенный нагрев токоведущих частей в изоляции, что может привести к предстоящему развитию трагедии. Понижение напряжения приводит к нарушению обычной работы устройств собственных нужд. При напряжении ниже 70% от номинального напряжения движки затормаживаются, работа устройств прекращается. Еще большее воздействие понижение напряжения оказывает на работу электронной системы, где могут быть нарушены условия синхронной работы отдельных генераторов либо станций меж собой. значения токов КЗ зависят от мощности источника, напряжения и сопротивления короткозамкнутой цепи. На больших ТЭС токи КЗ добиваются нескольких 10-ов и даже сотен тыщ ампер.
Все электронные аппараты и токоведущие части электронных станций и подстанций должны быть выбраны таковым образом, чтоб исключалось их разрушение при прохождении по ним больших вероятных токов КЗ, в связи с чем возникает необходимость расчета этих величин.
4.2 Предназначение и порядок выполнения расчетов
Расчеты токов КЗ выполняются для выбора либо проверки характеристик электрооборудования, также для выбора либо проверки уставок релейной защиты и автоматики.
Расчет тока КЗ с учетом реальных черт и реального режима работы всех частей энергосистемы, состоящей из почти всех электронных станций и подстанций, очень сложен. вкупе с тем для решения большинства задач, встречающихся на практике, можно ввести допущения, упрощающие расчеты и не вносящие существенных погрешностей. К таковым допущениям относятся последующие:
1.фазы ЭДС всех генераторов не меняются (отсутствие качания генераторов) в течение всего процесса КЗ;
2.не учитывается насыщение магнитных систем, что дозволяет считать неизменными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех частей короткозамкнутой цепи;
3.третируют намагничивающими токами силовых трансформаторов;
4.не учитывают, не считая особых случаев, емкостные проводимости частей короткозамкнутой цепи на землю;
5.считают, что трехфазная система является симметричной;
6.воздействие перегрузки на ток КЗ учитывают приближенно;
7.при вычислении тока КЗ обычно третируют активным сопротивлением цепи, если отношение х / r наиболее 3-х.
Обозначенные допущения вместе с упрощением расчетов приводят к некому преувеличению токов КЗ (погрешность практических способов расчета не превосходит 10%, что принято считать допустимым).
Для выбора этого оборудования расчетным током является трехфазный ток недлинного замыкания.
Расчет токов при трехфазном КЗ производится в последующем порядке:
1.для рассматриваемой энергосистемы составляется схема, намечаются расчетные точки недлинного замыкания;
2.по расчетной схеме составляется электронная схема замещения, все сопротивления на ней нумеруются;
3.определяются величины сопротивлений всех частей схемы замещения в относительных либо именованных единицах и указываются на схеме замещения;
4.методом постепенного преобразования приводят схему замещения к более обычному виду так, чтоб любой источник питания либо группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС Ерез, были соединены с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением Хрез;
5.зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют изначальное значение повторяющейся составляющей тока КЗ, потом ударный ток и по мере необходимости повторяющуюся и апериодическую составляющие тока КЗ для данного момента времени ф.
4.3 Расчет токов трехфазного недлинного замыкания
1. Составляем расчетную схему ПС, намечая расчетные точки недлинного замыкания.
2. По расчетной схеме составляем электронную схему замещения.
3. Определяются величины сопротивлений всех частей схемы замещения.
Расчет ведется в относительных единицах.
Зададимся базовыми критериями:
Sб = 1000 МВА;
Uб1 = 230 кВ;
Uб2 = 37,5 кВ;
Uб1 = 11 кВ;
Сопротивление системы:
(4.1)
где Sк.з. — мощность недлинного замыкания на шинах системы, МВА;
Сопротивление питающих линий [4, стр.104]
хл*бmax = (х0 · l · Sб)/ Uб2(n-1)
хл*бmax = (0,405·106·1000)/2302·(3-1) =0,406 о.е., (4.2)
что соответствует послеаварийному режиму работы полосы.
где х0 — удельное реактивное сопротивление провода, Ом;
l — длина провода, км;
хл*бmin = хлmax/3 = 0,406/3 = 0,135 о.е.,
что соответствует нормальному режиму работы полосы.
Сопротивление трансформаторов:
хт= (Uк· Sб)/(100·Sном); (4.3)
где Uк — напряжение недлинного замыкания обмоток трансформатора, %;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Рассчитаем напряжение недлинного замыкания обмоток трансформатора:
Uкв=0,5(Uв-с+Uв-н-Uс-н)=0,5(11+28,8-12,5)=27,3%; (4.4)
где Uв-с ;Uв-н ;Uс-н — напряжение недлинного замыкания соответственных обмоток трансформатора, %;
Uкс = 0,5(Uв-с+Uс-н-Uв-н) = 0,5(11+12,6-28,8) = -5,2%; > 0%
Uкн = 0,5(Uв-н+Uс-н-Uв-с) = 0,5(28,8+12,6-11) = 30,4%;
хт*бв= (Uкв · Sб)/(100Sном) = (27,3 · 1000)/(100·63) = 4,3 о.е.; (4.5)
хт*бс =(Uкс · Sб)/(100Sном) = 0 о.е.;
хт*бн= (Uкн · Sб)/(100Sном) = (30,4·1000)/(100·63) = 4,83 о.е.;
4. Определим результирующее сопротивление в точках недлинного замыкания:
К1
хрез*бmax = xс*б + хл*бmax =0,25 + 0,406 = 0,656 о.е.;
хрез*бmin = xс*б + хл*бmin = 0,25+ 0,135 = 0,385 о.е.;
К2
хрез*бmax = xс*б + хл*бmax + хт*бв + хт*бс = 0,25+ 0,406 + 4,3+0= 4,96 о.е.;
хрез*бmin = xс*б + хл*бmin + (хт*бв + хт*бс)/2=0,25+ 0,135+(4,3+0)/2=2,54 о.е.;
К3
хрез*бmax = xс*б + хл*бmax + хт*бв + хт*бн = 0,25+ 0,406 + 4,3+4,83= 9,79 о.е.;
хрез*бmin = xс*б + хл*бmin + хт*бв + хт*бн = 0,25 + 0,135 + 4,3+4,83= 9,52 о.е.;
5. Определяют изначальное ток и по мере необходимости повторяющуюся и апериодическую составляющие тока КЗ для данного момента времени ф.
Рассчитываем базовые токи:
Iб = Sб / Uб; (4.6)
Iб1 = 2,51 кА;
Iб2 = 15,4 кА;
Iб3 = 52,49 кА;
Определяем ток трехфазного недлинного замыкания для всех расчетных точек недлинного замыкания в исходный момент времени:
Iп0(3) = (Е*с·Iб) / хрез*б; (4.7)
где Е*с — ЭДС системы, о.е.;
Е*с = 1;
I(3)maxп0 К1 = (Е*с·Iб1)/ хрез*бmin = (1·2,51)/ 0,385 = 6,52 кА;
I(3)minп0 К1 = (Е*с·Iб1)/ хрез*бmax = (1·0,503)/ 0,656 = 3,83кА;
I(3)maxп0 К2 = (Е*с·Iб2)/ хрез*бmin = (1·15,4)/ 2,54 = 6,06 кА;
I(3)minп0 К2 = (Е*с·Iб20/ хрез*бmax = (1·15,4)/ 4,96 = 3,10 кА;
I(3)maxп0 К3 = (Е*с·Iб3)/ хрез*бmin = (1·52,49)/ 9,52 = 5,51 кА;
I(3)minп0 К3 = (Е*с·Iб3)/ хрез*бmax = (1·52,49)/ 9,79 = 5,36 кА;
Выбор и проверка оборудования на тепловую и динамическую стойкость к токам недлинного замыкания проводятся по max значениям токов недлинного замыкания. Малые значения употребляются проверке чувствительности РЗиА.
6. Проведем расчет результирующих активных сопротивлений:
Сопротивление системы:
Rc*б= 0;
Сопротивление полосы:
rл*б = (r0 ·l ·Sб)/ Uб2= (0,09747·106·1000)/2302 =0,195 о.е., (4.8)
где r0 — удельное активное сопротивление провода, Ом; [9, стр.578]
l — длина провода, км;
Определяем общее активное сопротивление трансформатора:
rт*б =(ДPкз ·Uб2·Sб)/(Sном2·Uном2) (4.9)
rт*б=(0,13·2302·1000)/(632·2302)=0,033 о.е.;
Определяем сопротивление обмоток трансформатора:
rт*бв=rт*б/2; rт*бс= rт*б/2; rт*бн= rт*б/2. (4.10)
rт*бв= 0,033/2=0,0165 о.е;
rт*бс=0,033/2=0,0165 о.е;
rт*бн=0,033/2=0,0165 о.е;
Определяем результирующие сопротивления:
К1
rрез*бmax = rс*б + rл*бmax=0+0.195=0,195 о.е.
rрез*бmin = rс*б + rл*бmin=0+0,195/2=0,0975 о.е
К2
rрез*бmax = rс*б + rл*бmax + (rт*бв + rт*бс) /2 = 0,195+0,0165 = 0,212 o.е.;
rрез*бmin = rс*б + rл*бmin + (rт*бв + rт*бс) / 2=0,0975+0,0165=0,114 о.е.;
К3
rрез*бmax = rс*б + rл*бmax + rт*бв + rт*бн = 0,195+0,0165 +0,0165= 0,228 о.е.;
rрез*бmin = rс*б + rл*бmin + rт*бв + rт*бн = 0,0975+0,0165+0,0165= 0,131 о.е.
7. Определяем эквивалентные неизменные времени для каждой точки КЗ:
Tа=хрез*б/(щ*rрез*б), (4.11)
где щ= 2рf.
Tаmaxвн= 0,656/(314·0,195)=0,011; Tаminвн= 0,385/(314·0,0975)=0,013;
Tаmaxсн= 4,96 /(314·0,212)=0,075; Tаminсн= 2,54 /(314·0,114)=0,071;
Tаmaxнн= 9,79/(314·0,228)=0,137; Tаminнн= 9,52/(314·0,131)=0,231.
8. Определяем ударные коэффициенты:
Куд=1+ (4.12)
Кудmaxвн=1+=1+0,57=1,57; Кудminвн=1+=1+0,57=1,57;
Кудmaxсн=1+=1+0,88=1,88; Кудminсн=1+=1+0,84=1,84;
Кудmaxнн=1+=1+0,87=1,87; Кудminнн=1+=1+0,89=1,89.
9. Определяем ударные токи:
iудmax=·I(3)maxп0·Кудmaxвн (4.13)
iуд maxвн= ·6,52 ·1,403= 12,94 кА;
iудmaxсн = ·6,06 ·1,875= 16,07 кА; iудmaxнн = ·6,15 ·1,87= 15,03 кА.
5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
На электронных станциях и подстанциях используют электронные аппараты и токоведущие части (проводники) различного типа. Различают аппараты и токоведущие части первичных и вторичных цепей.
Электронные аппараты первичных цепей различного напряжения можно условно поделить на четыре группы:
1) коммутационные аппараты (выключатели, выключатели перегрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели);
2) защитные аппараты (предохранители, ограничители ударного тока, разрядники и ограничители перенапряжений);
3) токоограничивающие аппараты (токоограничивающие реакторы и резисторы, дугогасящие реакторы и др.);
4) измерительные аппараты (трансформаторы тока и напряжения, емкостные делители напряжения и т.п.).
Токоведущие части первичных цепей:
— гибкие проводники и гибкие токопроводы;
— шинные полосы, закрытые шинные токопроводы с воздушной либо газовой изоляцией;
— силовые кабели (с картонной пропитанной изоляцией, газонаполненные либо маслонаполненные).
5.1 Коммутационные аппараты
Выключатель — электронный аппарат, созданный для отключения и включения цепей высочайшего напряжения в обычных и аварийных режимах.
Выключатели являются одним из более ответственных аппаратов в электронных установках. Они должны обеспечивать четкую работу в всех режимах, потому что отказ выключателя может привести к развитию
трагедии. Выключатель должен за малое время отключить цепь при маленьком замыкании, он должен владеть достаточной отключающей способностью, т.е. накрепко разрывать ток КЗ. Выключатель должен допускать может быть большее число отключений без ревизий и ремонтов.
Наибольший ток на питающих ВЛ:
Imax = Iав= 555,3 А (взято
Наибольший ток на секционном выключателе РУВН:
Imax = 0,5•(Sнн+ S транз+ Sсн)/(Uном) = (0,5•310)/(·220)= 0,136 кА;
Номинальный и наибольший ток в цепи трансформатора на РУВН:
Iном = (Sнн + Sсн)/(Uном ВН • nтр)= 90/(·220· 2)= 0,118 кА;
Imax = (1,5•Sномтр)/(Uном ВН)= (1,5•63)/(•220) = 0,248 кА;
Наибольший ток в цепи секционного выключателя на РУСН:
Imax = 0,5*Sсн /(Uном)=0,5* 56/(·35) = 0,462 кА;
Номинальный ток на РУСН в цепи отходящих линий:
Iном = (1,5•Sсн) /(•Uном n) = (56 ·1,5)/(·35·5) = 0,277 кА;
Наибольший ток на РУСН в цепи отходящих линий:
Imax = (1,5•Sсн) /(•Uном (n-1)) = (56 ·1,5)/(·35·4) = 0,346 кА;
Наибольший ток в цепи секционного выключателя на РУНН:
Imax = 0,5*Sнн /(Uном)=0,5* 34/(·10) = 0,981 кА;
Номинальный ток на РУНН в цепи отходящих линий:
Iном = (1,5•Sнн) /(•Uном n) = (34 ·1,5)/(·10·10) = 0,295 кА;
где 1,5 — коэффициент учитывающий неравномерность перегрузки фидеров,n — число фидеров.
Наибольший ток на РУНН в цепи отходящих линий:
Imax = (1,5•Sнн) /(•Uном • (n-1)) = (34 ·1,5)/(·10·9) = 0,327 кА;
Выбор выключателей
Принимаем для выбора в РУВН элегазовый выключатель ВГУ-220-45/3150У1 [3, табл.1.19], выключатели выбираются схожие, но проверка производится для более нагруженного.
а) Проверка по напряжению места установки
Uуст?Uном; (5.1)
Uуст = 220 кВ;
Uном = 220 кВ;
б) проверка по долговременному току.
Imax?Iном; (5.2)
Imax = 406,8 А;
406,8 А < 3150 А;
в) проверка на электродинамическую стойкость
Iп0?iдин, (5.3)
6,52 кА?150 кА
iу<iдин (5.4)
12,94 кА < 150 кА;
г) проверка на отключающую способность:
? по отключению повторяющейся составляющей
Iпф<Iоткл.ном, (5.5)
Определим повторяющуюся составляющую тока недлинного замыкания для данного момента ф.
В данном случае энергосистема связана с точкой недлинного замыкания конкретно, другими словами независимо от генераторов, то действующее системы при трехфазном маленьком замыкании для хоть какого момента времени можно считать равным:
I(3)п0=I(3)пф=const. (5.6)
? по отключению апериодической составляющей
iaф<iаном, (5.7)
Расчет апериодической составляющей тока недлинного замыкания для данного момента ф.
iаф=ЧIп0(3)e-ф/Та; (5.8)
ф = 0,01+ tс.в. откл.;
где tс.в. откл. — собственное время отключения выключателя, сек [3, табл.1.19],
tс.в. откл=0,027 сек.
iаф= •6,52• e-0,037/0,021= 1,586 кА;
iа ном = (в% /100) · · Iоткл.ном ,
где в — предельное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения выключателя. [3, табл.1.19],
iаном=(45/100)·45=28,55 кА, (5.9)
1,586 кА < 28,55 кА;
д) проверка на тепловую стойкость:
Bк?Вкном; (5.10)
Вкном= I2тер · tоткл = 502 · 3 = 7500 кА2· с (5.11)
tоткл — меньшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов,
tп.о.в — время полного отключения выключателя, сек.
где tр.з — время срабатывания релейной защиты, для ступени высочайшего напряжения принимаем 1,5 сек,
tоткл= tр.з.+ tп.о.в.= 1,5 + 0,05 =1,55 сек;
Вк=Iп02(tоткл +Та)=6,522(1,55+0,021) = 66,78 кА2· с. (5.12)
66,78 кА2· с < 7500 кА2· с.
совсем избираем элегазовый выключатель ВГУ- 220-45/3150 У1. [3,стр.47]. Все расчетные данные сведены в табл. 5.1
Таблица 5.1. Выбор выключателей на стороне ВН
Расчетные данные
Табличные данные
Условия выбора
Uуст = 220кВ
Uном = 220кВ
Uном ? Uуст
Imax л= 406,8 A
Imax с. в= 136 A
Imax т= 248 A
I.ном = 3150 А
I.ном ? Imax
iy= 12,94 кА
iдин =115 кA
iдин ? iy
iaф = 1,586 кА
iа ном =28,55 кА
iа ном ? iaф
Iп0(3)= 6,52 кА
Iном. откл= 45 кА
Iном. откл. ? Iп0(3)
Вк = 66,78 кА2· с.
Вк ном = 7500 кА2· с
Вк ном ? Вк
Вывод: выключатель принимается к установке.
Расчет выключателей РУСН делается аналогично, принимаем выключатели ВГБ-35 как секционные и на отходящие полосы.(1-ая строка) А для ввода трансформатора ВМКЭ-35А-16/1000У1.(2-ая строчка)
Все расчетные данные сведены в табл. 5.2
Таблица 5.2 Выбор выключателей на стороне СН
Расчетные данные
Табличные данные
Условия выбора
Uуст = 35кВ
Uн = 35кВ
Uном ? Uуст
Imax.св= 462 A
Imax.лин=346 А
Iном=630 А
Imax.тр=824 А
I.ном = 1000 А
I.ном ? Imax
iдин=35 кА
iy= 16,07 кА
iдин = 17 кA
iдин ? iy
iа.ном=30 кА
iaф = 1,474 кА
iа ном =26 кА
iа ном ? iaф
Iп0(3)= 6,06 кА
Iном. откл.= 16 кА
Iном.откл=12,5 кА
Iном. откл. ? Iп0(3)
Вк = 57,693 кА2· с.
Вк ном=162·3=768 кА2· с
Bк.ном=12,52*3=469 кА2 с
Вк ном ? Вк
Вывод: выключатели принимается к установке.
Выбор выключателей на РУНН.
В РУ-10 кВ предусматриваем к установке элегазовые выключатели типа: VF-10-31,5/630 на отходящие полосы. В качестве секционных выключателей применяем VF-10-40/1250, для ввода тран-ра VF-10-40/2000.
Все расчетные данные сведены в табл.5.3
Таблица 5.3 Выбор выключателей на стороне НН
Расчетные данные
Табличные данные
Условия выбора
Uуст = 10кВ
Uн = 10кВ
Uном ? Uуст
Imax.тр=1963 А
Iном=2000 А
Imax с. в = 981 A
Imax л = 327 A
Iном = 1250 А
Iном = 630 А
I.ном ? Imax
iдин=110 кА
iдин = 110 кА
iy= 15,04 к А
iдин = 80 кA
iдин ? iy
iа.ном=43,5 кА
iа ном = 43,5 кА
iaф = 1,34 кА
iа ном = 18,65 кА
iа ном ? iaф
Iп0(3)= 5,51 кА
Iном.откл=40 кА
Iном. откл= 40 кА
Iном. откл= 31,5 кА
Iном. откл. ? Iп0(3)
Вк = 47,7 кА2· с.
Вк.ном=1102*3=36300 кА2 с
Вк ном =1102·3=36300 кА2·с
Вк ном=802·3=19200 кА2·с
Вк ном ? Вк
Вывод: обозначенный выключатель выбирается для вводных и секционной ячейки. Другие расчетные характеристики остаются в прежних значениях. Вывод: для ячеек отходящих линий выбирается выключатель VF-10-31,5/630.
Выбор разъединителей
Разъединитель — это коммутационный аппарат, созданный для отключения и включения электронной цепи без тока либо с незначимым током, который для обеспечения сохранности имеет меж контактами в отключенном положении изоляционный просвет. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв меж частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.
Разъединители могут быть внутренней и внешной установок. Заземляющие ножики могут быть размещены со стороны шарнирного либо разъемного контакта либо с обеих сторон. Заземляющие ножики имеют механическую блокировку, не разрешающую включать их при включенных основных ножиках.
Включение и отключение разъединителей осуществляется электродвигательным приводом (ПДВ), позволяющим произвести эти операции дистанционно. Для управления заземляющими ножиками употребляются ручные рычажные приводы (ПР, ПЧ).
Выбор разъединителей делается: по напряжению установки, по току (5.1, 5.2), по конструкции и роду установки. Их инспектируют по электродинамической стойкости (5.4). При проверке на тепловую стойкость термический импульс Bk определяется по выражению (5.8).
Принимаем схожие разъединители марки РНД-220/630 Т1 с приводами ПДН-220Т. Все расчетные данные сведены в табл. 5.4 [7,табл. 5.5].
Рассчитаем данные для основных ножей.
Таблица 5.4 Выбор разъединителей на стороне ВН
Расчетные данные
Табличные данные
Uуст = 220кВ
Uн = 220кВ
Imax=136 A
I.ном = 630 А
iy= 12,94 кА
iдин = 100 кA
Вк =66,78 кА2· с.
Вк ном = 402·3=4800 кА2· с
Аналогично ведется расчет разъединителей марки РВ-35/630 У3 с приводами ПР-У1. Табл.5.5 [7,табл. 5.5 ],
Таблица 5.5 Выбор разъединителей на стороне СН
Расчетные данные
Табличные данные
Uуст = 35кВ
Uн = 35кВ
Imax= 462 A
I.ном = 630 А
iy= 16,07 к А
iдин = 21 кA
Вк = 57,693 кА2· с.
Вк ном = 212·3=1323 кА2· с
5.2 Выбор и проверка измерительных трансформаторов
трансформатор электронный изолятор подстанция
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока предусмотрены для уменьшения первичного тока до значений, более комфортных для измерительных устройств и реле. (5 А, пореже 1 либо 2,5 А), также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высочайшего напряжения. Трансформаторы тока, используемые в РУ, делают сразу роль проходного изолятора (ТПЛ, ТПОЛ). В комплектных РУ используются опорно-проходные (стержневые) трансформаторы тока — ТЛМ. ТПЛК, ТНЛМ, шинные — ТШЛ. в РУ 35 кВ и выше — интегрированные, зависимо от типа РУ и его напряжения.
1)по напряжению Uуст?Uном; (5.13)
2) по току ( первичному и вторичному) Imax ? Iном; (5.14)
При всем этом следует подразумевать, что номинальный вторичный ток 1А применяется для РУ 500 кВ и массивных РУ 330 кВ, в других вариантах используют вторичный ток 5 А. Номинальный первичный ток должен быть как можно поближе к расчетному току установки, потому что недогрузка первичной обмотки трансформатора приводит к повышению погрешностей.
Избранный трансформатор тока инспектируют на динамическую и тепловую стойкость к токам недлинного замыкания. Не считая этого трансформаторы тока подбирают по классу точности, который должен соответствовать классу точности устройств, подключаемых ко вторичной цепи измерительного трансформатора тока (ИТТ) — Чтоб трансформатор тока обеспечил заданную точность измерений, мощность присоединенных к нему устройств не обязана быть выше номинальной вторичной перегрузки, обозначенной в паспорте трансформатора тока.
3) По вторичной перегрузке: z2 ? z2 НОМ (5.15)
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, потому r2 ?z2ном
r2 =rприб +rпр +rк , (5.16)
где rприб — сопротивление устройств;
rпр — сопротивление соединительных проводов;
rк -переходное сопротивление контактов.
rприб=S приб/I2 ном, (5.17)
где Sприб — мощность, потребляемая устройствами.
Зная rпр , определяется сечение соединительных проводов:
q=с · l / rпр, (5.18)
где с — удельное сопротивление материала провода (с = 0,0283 Ом·мм2/м — провода с дюралевыми жилами, с = 0,0175 Ом·мм2/м — провода с медными жилами); [4,стр. 374];
l — расстояния от трансформаторов тока до устройств [4,стр. 375];
Выбор трансформаторов тока на стороне ВН
Выберем трансформаторы тока для высоковольтных вводов, отходящих линий и обходных выключателей на РУВН.
Таблица 5.6 Вторичная перегрузка трансформатора тока для высоковольтных вводов, отходящих линий и обходных выключателей на РУВН.
Измерительный устройство
Тип
Перегрузка по фазам, В·А
A
B
C
Амперметр*3
Э-335
1,5
1,5
1,5
Ваттметр
Д-335
—
0,5
0,5
Варметр
Д-335
—
0,5
0,5
Счетчик энергии
ЕА05RL-P1-B-3
2
—
2
Итого
—
3,5
2,5
4,5
Принимаем ТТ марки ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)?220/600/5-3 [9]:
rприб= 4,5 /52=0,18 Ом;
rк = 0,1 Ом (при количестве устройств ? 3);
rпр=z2 ном?rприб?rк=1,2 ? 0,18 ? 0,1 = 0,92 Ом
l = 150 м — РУ 220 кВ[4,стр. 375]
q = 0,0175 · 150/0,92 = 2,8 мм2
По условиям прочности принимаем и уточняем вторичную нагрузку:
Ом;
Ом.
Выбор трансформатора тока сводится в табл. 5.7:
Таблица 5.7 Выбор трансформатора тока на стороне ВН
Условия проверки
Расчетные данные
Паспортные данные
Uуст ? Uном
220 кВ
220 кВ
Imax ? Iном
406,8 А
600 А
iуд ? iдин
12,94 кА
25 кА
Вк ? Вк ном
66,78 кА2· с
1875 кА2· с
z2 ? z2 НОМ
0,94Ом
1,2 Ом
Принимаем ТТ марки ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)?220/600/5-3
Избранный трансформатор тока удовлетворяет требованиям динамической и тепловой стойкости. Выберем трансформаторы тока для секционных выключателей и линий, отходящих на трансформатор.
Таблица 5.8 Вторичная перегрузка трансформатора тока для секционных выключателей и линий к трансформаторам от РУВН.
Измерительный устройство
Тип
Перегрузка по фазам, В·А
A
B
C
Амперметр
Э-335
1,5
1,5
1,5
Итого
—
1,5
1,5
1,5
Принимаем трансформатор тока марки ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) 220/600/5-3 [3]:
zприб= 1,5/52=0,06 Ом;
zк = 0,05 Ом (при количестве устройств 3);
rпр=z2 ном?zприб?zк= 1,2 — 0,06 ? 0,05 = 1,09 Ом,
]]>