Проектирование главной понизительной подстанции химического завода

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Кафедра электроснабжения промышленных предприятий КУРСОВОЙ ПРОЕКТ РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА по дисциплине: «Электрические станции и подстанции систем электроснабжения»

на тему: «Проектирование главной понизительной подстанции химического завода»

Магнитогорск 2014

Введение

Самое главное звено в электроснабжении это понизительные электростанции. От того как точно и безопасно они будут работать, зависит не мало факторов. В настоящие время современные промышленные предприятие могут содержать в своем составе несколько десятков понизительных подстанций.

В курсовом проекте мы решаем основные технические проблемы и вопросов по выбору главных схем, параметров оборудования и аппаратуры. Целью является научиться и освоить современных подходов к проектированию подстанций, выработать навыки самостоятельного проектирования электрической части подстанции химического завода. В данной курсовом проекте мы ознакомимся с такими разделами как: расчет электрических нагрузок, проверка понизительных трансформаторов, выбор схемы электрических соединений, расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования и токоведущих частей, проектирование компоновки ОРУ и ЗРУ, расчёт заземлений и грозозащиты, собственные нужды подстанции. Расчёт токов короткого замыкания используется также в дальнейшем для расчёта релейной защиты.

Нашей главной задачей будет: правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

1. Расчет электрических нагрузок

График нагрузки автомобильного завода задан в процентах от максимальной активной нагрузки в таблица 1.1.

Высшее напряжение — 220 кВ. С шин низшего напряжения (10 кВ) подстанции предполагается запитать 10 синхронных двигателей по 800 кВт, 2 асинхронных двигателя по 1000 кВт.

Таблица 1.1 — Исходный график нагрузки

1.1 Расчет максимальных значений активной и реактивной нагрузок

Максимальная активная мощность нагрузки на шинах низшего напряжения проектируемой подстанции определяется как:

МВт. (1.1)

где К_с — средневзвешенный коэффициент спроса по предприятию;

Р_уст — установленная мощность предприятия, МВт.

Максимальная реактивная нагрузка при отсутствии достоверной информации о средневзвешенной величине коэффициента мощности рассчитывается следующим образом:

МВАр. (1.2)

где — номинальная активная мощность i-го синхронного двигателя (при их наличии);

1.2 Выбор устройств компенсации реактивной мощности

Значение мощности компенсирующих устройств определим по формуле:

МВАр. (1.3)

где — это предельное значение коэффициента реактивной мощности в часы больших нагрузок;

Рассчитаем реактивную мощность синхронных двигателей:

МВАр. (1.4)

где =0,8 — определяется из справочных данных и для данного двигателя;

Мощность дополнительных компенсирующих устройств с учетом использования реактивной мощности синхронных двигателей:

МВАр. (1.5)

Принимаем к установке компенсирующее устройство УКЛ-10,5−1350 У3.

Для компенсации дефицита реактивной мощности устанавливаем 12 конденсаторных устройств номинальной мощностью по 1350 квар (суммарная мощность составит 16,2 Мвар).

1.3 Определение ординат графиков активной и реактивной нагрузок

При использовании типового графика активной мощности, заданного в процентах от максимальной расчетной нагрузки, первоначально определяются значения активной нагрузки на каждой ступени графика в именованных единицах:

МВт. (1.6)

Принимаем, что график реактивной нагрузки по форме подобен графику активной нагрузки. В этом случае реактивная мощность с учетом компенсации реактивных нагрузок н каждой ступени графика будет определяться аналогичным образом:

МВАр. (1.7)

где — суммарная мощность компенсирующих устройств, принятых к установке.

Для оценки нагрузочной способности трансформаторов проектируемой подстанции необходимо приближенно учесть потери активной и реактивной мощности в них:

МВт. (1.8)

МВАр. (1.9)

Значения потребляемой активной и реактивной мощностей для каждой ступени графика на стороне высшего напряжения определяются как:

МВт. (1.10)

МВАр. (1.11)

На основе полученных значений определяются ординаты графика полной мощности:

МВА. (1.12)

Приведем расчет ординат графиков активной и реактивной нагрузок на примере первой ступени.

Результаты расчета для остальных ступеней графика сведены в таблица. 1.2.

Таблица 1.2 — Результаты расчета графика электрических нагрузок

Графики активной, реактивной и полной мощности показаны на рисунок 1.1 — 1.3.

Рисунок 1.1 — График нагрузки по активной мощности Рисунок 1.2 — График нагрузки по реактивной мощности с учетом ее компенсации Рисунок 1.3 — График нагрузки по полной мощности

2. Выбор числа и мощности трансформаторов Выбор числа трансформаторов на понизительных подстанциях (ПС) промышленных предприятий, зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от них линий.

Как правило, при проектировании ПС рекомендуется установка двух трансформаторов.

При выбор типов и способов установки трансформаторов целесообразно отдавать предпочтение силовым трансформаторам с расщепленными обмотками низшего напряжения, включенными на раздельно работающие секции, что позволяет ограничить токи короткого замыкания, уменьшить номинальные токи вводов, сборных шин, выделить потребителей с специфическим характером нагрузок на отдельные обмотки.

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах понизительных ПС, для этого целесообразно устанавливать трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

Основой для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов является характерный суточный график электрической нагрузки проектируемой подстанции S_нагр = f (t), построенный с учетом компенсации реактивных нагрузок. График электрической нагрузки проектируемой подстанции показан на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 — Суточный график нагрузки

Для дальнейшего расчета целесообразно рассмотреть три типа трансформаторов:

1) 2ЧТРДЦН-160 000/220;

2) 2ЧТРДН-100 000/220;

3) 3ЧТРДН-63 000/220.

2.1 Определение номинальной мощности трансформаторов по допустимым условиям аварийных перегрузок

2.1.1 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДЦН-160 000/220

Согласно рисунку 2.1. аварийном режиме перегрузки нет.

Коэффициент загрузки определим по формуле:

(2.1)

где — нагрузка на различных ступенях графика нагрузки на временных интервалах .

Значит, трансформатор ТРДЦН-160 000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.

2.1.2 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДН-100 000/220

Согласно рисунок. 2.1 в аварийном режиме имеется два максимума электрической нагрузки, но так как перерыв между этими максимумами более 3 часов, то в качестве периода перегрузки принимаем наибольшей по длительности, а второй максимум включаем в период начальной нагрузки. Превышающая номинальная мощность трансформатора продолжительностью 2 ч.

Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

.

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки по формуле:

. (2.2)

Определим коэффициент максимума нагрузки К_max по формуле:

. (2.3)

Так как К'₂ > 0,9К_max, принимаем К₂ = К'₂ = 1,08.

Эквивалентное значение годовой температуры охлаждающей среды для Ставрапольской области составляет 20,6°С [1, таблица. 1.37]. Для трансформаторов классов напряжения свыше 110 кВ необходимо применять нормы для температуры охлаждающей среды, увеличенной на 20 °C. Получим температуру, равную 40,6°С.

По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в течение 4 ч: К_2доп = 1,3, отсюда К_2доп > К₂, т. е. 1,3 > 1,20, значит, трансформатор ТРДН-100 000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.

2.1.3 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант трехтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 3ЧТРДН-63 000/220

Рисунок 2.1 Суточный график нагрузок для трех трансформаторов Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

.

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки по формуле (2.2):

Определим коэффициент максимума нагрузки К_max по формуле:

.

Так как К₂ > К'₂, принимаем К₂ = 1,14.

По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в течение 6 ч: К_2доп = 1,1, отсюда К_2доп < К₂, т. е. 1,11 < 1,14, значит, трансформатор ТРДН-63 000/220 не проходит по условиям аварийных перегрузок. Отключаем III категорию потребителей.

(2.4)

(2.5)

где k_Ш — доля потребителей III категории, %.

Согласно выражениям (2.4), (2.5) для первой ступени графика получим:

МВт,

МВАр,

МВА.

Определим потери в трансформаторе по (1.8), (1.9):

МВт,

МВАр.

Отсюда по (1.10)-(1.12) получим значения потребляемой активной и реактивной мощностей для каждой ступени графика на стороне высшего напряжения:

МВт, МВАр, МВА.

Результаты расчетов графика электрических нагрузок ГПП с учетом отключения 30% потребителей III категории сведем в таблице 2.1, график нагрузки приведен на рисунке 2.2.

Таблица 2.1 — Суточный график электрической нагрузки ГПП химического завода с учетом отключения 30% потребителей III категории

Рисунок 2.2 — Суточный график нагрузки в режиме аварийных перегрузок с учетом отключения 30% потребителей III категории Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки по (2.2):

Определим величину 0,9К_max:

Так как К'₂ < 0,9К_max, принимаем К₂ = 1.14.

Эквивалентное значение годовой температуры охлаждающей среды для Ставропольской области составляет 40,6°С [1, таблица 1.37].

По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в течение 2 ч: К_2доп = 1,5, отсюда К_2доп < К₂, т. е. 1,13< 1.5, значит, трансформатор ТРДН-63 000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.

Для дальнейшего сравнения оставляем все варианты

2.2 Определение номинальной мощности трансформаторов по допустимым условиям режима систематических перегрузок

В нормальном режиме работы двухтрансформаторной ПС мощность потребителей делится между трансформаторами поровну:

(2.6)

Построим график нагрузки согласно (2.6) (рисунок 2.3). результаты расчета приведены в таблице. 2.2.

Таблица 2.2 — Суточный график электрической нагрузки ГПП в нормальном режиме на один трансформатор

Рисунок. 2.3 — Суточный график нагрузки в режиме систематических перегрузок, для двух трансформаторов Рисунок 2.4 — Суточный график нагрузки в режиме систематических перегрузок, для трех трансформаторов и вычет потребителей третий категории.

1) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДН-100 000/220.

Согласно рисунку 2.3 в нормальном режиме перегрузок нет.

Выбранный трансформатор проходит по условиям систематических перегрузок.

2) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДЦН-160 000/220.

Согласно рисунку 2.3 в нормальном режиме перегрузок нет.

Выбранный трансформатор проходит по условиям систематических перегрузок.

3) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 3ЧТРДН-63 000/220.

Согласно рисунок. 2.4 в нормальном режиме не имеется максимум электрической нагрузки, превышающий номинальную мощность трансформатора.

Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

значит, трансформатор 3ЧТРДН-63 000/220 проходит по условиям систематических перегрузок.

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

Сравниваются приведенные затраты трех выбранных вариантов:

(2.7)

где = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений для объектов электроэнергетики;

К — единовременные капитальные вложения, тыс.руб.;

И — годовые текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс.руб.

В курсовом проектировании единовременные капитальные вложения К зависят от количества и стоимости трансформаторов, включая стоимость ячеек выключателей, которая определяется для конкретного типа выключателей и трансформаторов по справочнику [2, табл. 7.18 и 7.19] или по прайс-листам заводов-изготовителей.

Годовые текущие издержки определяются по формуле:

(2.8)

где = 6,7%, =3% - коэффициенты отчислений соответственно на амортизацию и текущий ремонт [2, таблица. 6.1];

Кцена одного трансформатора (таблица. 2.4), тыс. руб;

И_Э — стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб.:

n — число трансформаторов

(2.9)

где в — средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб./кВт•ч;

— годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт.

Для трехфазных трансформаторов с расщепленными обмотками, если загрузка обмоток низшего напряжения равна, годовые потери электроэнергии определяются потерями холостого хода за число часов работы трансформаторов в год t_р и нагрузочными потерями, определенными по времени наибольших потерь :

(2.10)

где , — потери мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;

n — количество силовых трансформаторов;

t_р — число часов работы трансформаторов (таблица. 2.3), ч;

S_нагр — нагрузка подстанции по графику, МВА;

S_ном — номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

ф — время наибольших потерь, ч.

Таблица 2.3 — число часов работы трансформатора

Время наибольших потерь приближенно можно определить из выражения:

(2.11)

где Т_нб — время наибольших нагрузок (таблица. 2.3), ч.

В результате расчета приведенных суммарных затрат принимается вариант с наименьшей их величиной.

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Технические данные трансформаторов

Цены трансформаторов взяты из справочника.

Принимаем непрерывную работу завода в 3 смены, при этом t_p = 8700ч.

Определим время наибольших потерь по (2.11):

.

Определим потери электрической энергии в трансформаторах по (2.10):

Определим стоимость потерь электроэнергии по (2.9), если в=2,41 руб./кВт•ч:

тыс.руб;

тыс. руб;

тыс. руб.

По (2.8) определим годовые текущие издержки:

.

.

Найдем по выражению (2.7) приведенные затраты выбранных вариантов:

.

.

В результате технико-экономического сравнения вариантов минимум суммарных приведенных затрат приходится на вариант 1, таким образом, принимаем к установке трансформатор ТРДН- 63 000/220.

3. Выбор схемы распределительных устройств Главная схема электрических соединений должна обеспечивать бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергий. Поэтому одно из основных требований к схеме подстанции — надёжность электроснабжения потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями, а также надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения.

При выборе электрической схемы, следует обратить внимание на следующее:

1. тип подстанции и её место в энергосистеме;

2. число и мощность силовых трансформаторов;

3. напряжение питающих сетей, количество присоединений, типы электрических аппаратов и продолжительность их капитальных ремонтов;

4. технологические особенности потребителей.

Согласно классификации подстанций в энергосистеме, можно сделать вывод, что проектируемая подстанция относится к транзитной (узловой), так как имеет транзит на стороне высокого напряжения.

В соответствии с и применяем схему с одной системой сборных шин.

Рисунок 3.1 — Условное изображение выбранной схемы

4. Расчет токов короткого замыкания Для расчета токов короткого замыкания с целью выбора или проверки аппаратов и проводников по условиям КЗ необходимо выбрать расчетные условия и составить расчетную схему (рисунок. 4).

Расчетные условия КЗ определяются индивидуально для каждого элемента электроустановки. В расчете токов короткого замыкания принимается случай трехфазного короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме необходим для дальнейшего выбора оборудования и токоведущих частей распределительных устройств высшего и низшего напряжения.

Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме производится в целях дальнейшего расчета уставок реле при проектировании релейной защиты ГПП.

Рисунок. 4 — Расчетная схема питающих сетей ГПП

Выполним расчет токов трехфазного КЗ в максимальном и минимальном режимах для схемы электрической сети, изображенной на рисунке 4. Расчет будем проводить для режимов при КЗ в точках К1 и К2.

Начальным этапом является расчет параметров схемы замещения. Расчет будем вести в относительных единицах. Для этого принимаем базисные величины:

1) S_б, МВА — базисная мощность;

2) U_б, кВ — базисное напряжение, обычно принимается равным среднему напряжению на каждой ступени КЗ. Средние значения напряжения принимаются по РД 153−34.0−20.527−98.

3) I_б, кА — базисный ток.

(4.1)

(4.2)

Приведем к базисным условиям все сопротивления, входящие в схему замещения:

Сопротивление энергосистемы:

(4.3)

Сопротивления трансформаторов ГРЭС ТДЦ-125 000/220:

(4.4)

Сопротивления генераторов ГРЭС ТВФ-120−2У3:

(4.5)

Воздушная линия между распределительными устройствами 220 кВ ГРЭС и ТЭЦ:

(4.6)

Сопротивления трансформаторов ТЭЦ ТД-80 000/220:

(4.7)

Сопротивление реактора РБДГ-10−4000−0,105У3:

(4.8)

Сопротивления генераторов ТЭЦ ТВФ-63−2ЕУ3:

(4.9)

Сопротивления линий между ГРЭС и ГПП:

(4.10)

Для определения сопротивления трансформаторов ГПП с расщепленной обмоткой низшего напряжения необходимо рассчитать их коэффициент расщепления:

(4.11)

Тогда сопротивления обмоток высшего и низшего напряжения:

(4.12)

(4.13)

Сопротивление кабельной линии 10 кВ длиной 300 м:

(4.14)

Сопротивление синхронного электродвигателя СТД-800−2РУХЛ4:

(4.15)

Сопротивление асинхронного электродвигателя АТД4−1000−2РУХЛ4:

(4.16)

Сопротивление автотрансформатора АТДЦНТ 125 000/220/110

(4.17)

(4.18)

Рисунок.4.2 — Схема замещения электрической сети

4.1 Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме

В максимальном режиме работы будем считать, что выведен в ремонт один трансформатор ГПП.

Преобразование схемы замещения в точку К1.

Дальнейшим шагом является эквивалентное преобразование схемы к точке К1 (рисунок. 4.3).

Рисунок. 4.3 — Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К1 (максимальный режим) Сопротивления генераторов и силовых трансформаторов ГРЭС преобразуем в эквивалентное сопротивление:

. (4.19)

Сопротивления линии электропередачи Х₄ соединены параллельно, поэтому эквивалентное сопротивление:

.

Аналогично сопротивлению Х₈ и Х₉:

(4.20)

. (4.21)

(4.22)

(4.23)

(4.24)

(4.25)

(4.26)

Расчет токов КЗ в точке К1

Расчет токов КЗ сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1-Сводная таблица расчетов тока КЗ в точке К1

Преобразование схемы замещения в точку К₂

На рисунке 4.4 приведена схема замещения электрической сети, соответствующая максимальному режиму работы, т. е. при выводе в ремонт одного из трансформаторов ГПП и параллельной работе секций распределительного устройства низшего напряжения.

Результирующее сопротивление между точкой К₂ и энергосистемой будет образовано результирующим сопротивлением к точке К₁, сопротивлениями обмотки ВН и одного из выводов обмотки НН понизительного трансформатора, сложенными последовательно:

Рисунок. 4.4 — Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К2 (максимальный режим)

Таблица 4.2- Расчет токов короткого замыкания в точке К2

4.2 Расчет токов короткого замыкания для минимального режима в точке К1

Минимальный режим задан следующим образом:

· мощность короткого замыкания снижена до 6400 МВА;

· отключены два генератора ТЭЦ;

· отключена воздушная линия между РУ 220 кВ ТЭЦ и ГРЭС

· отключена воздушная линия между РУ 220 кВ ГРЭС и ГПП

· отключен один блок генератор-трансформатор на ГРЭС;

Расчетная схема представлена на рисунке 7:

Рисунок 7 — Расчетная схема для минимального режима

Схема замещения представлена на рисунке 8:

Рисунок 8 — Схема замещения в минимальном режиме Для рассматриваемой подстанции минимальный режим соответствует работе с нормальной схемой, т. е. при включении двух трансформаторов и раздельной работе секций РУ 10 кВ.

Преобразование схемы замещения в точку К₁.

Последовательность свертывания схемы к точке К₁ проиллюстрирована на рисунке. 4.5.

Так как мощность КЗ изменилась, то необходимо пересчитать сопротивление системы:

(4.26)

Рисунок. 4.5 — Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К1 (минимальный режим) Определим эквивалентные сопротивления и ЭДС ветвей системы:

(4.27)

(4.28)

(4.29)

(4.30)

(4.31)

(4.32)

Расчет токов КЗ в точке К₁

Расчет токов КЗ сведем в таблице 4.3.

Таблица 4.3 — Сводная таблица расчетов минимального режима тока КЗ в точке К1

Преобразование схемы замещения в точку К2

Схема замещения сети в минимальном режиме и результат ее преобразования к точке К₂ приведены на рисунке 4.6.

Эквивалентное сопротивление ветви между ЭДС системы и К₂:

. (4.33)

Так как в минимальном режиме в подпитке точки КЗ участвуют синхронные двигатели одной секции 10 кВ ГПП, то эквивалентное сопротивление ветвей двигателей :

(4.34)

Таблица 4.4 — Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме точке К2

Таблица 4.5 — Сводная таблица результатов расчета токов короткого замыкания

5. Выбор основного оборудования и токоведущих частей распределительных устройств

Электрические аппараты и проводники распределительных устройств ПС в первую очередь выбираются по роду установки (наружная, внутренняя) и климатическому исполнению таким образом, чтобы их конструкция учитывала характер среды, в которой будут работать изоляция и токоведущие части: сырость, запыленность помещений и загрязненность воздуха промышленными уносами, температура окружающего воздуха, наличие химически активной среды, пожароопасность, взрывоопасность помещений, климатические условия местности и ее высоту над уровнем моря.

В любом случае выбор электрооборудования осуществляется по условиям продолжительных (нормальных, ремонтных и послеаварийных) режимов и его проверка по условиям кратковременных (аварийных) режимов, в качестве основного принимается режим короткого замыкания. Отсюда следует, что выбору аппаратов и проводников предшествует выявление наиболее тяжелых вероятных условий, в которых может оказаться электрооборудование при различных режимах его работы электроустановки.

5.1 Выбор оборудования на вводе 10 кВ трансформатора

Расчётный ток присоединения определяется из условия отключения одного трансформатора. Максимальная нагрузка на оставшийся в работе трансформатор определяется коэффициентом загрузки одного трансформатора в аварийном режиме:

кА (5.1)

Принимаем к установке ячейки КРУ серии СЭЩ-61М с длительно допустимым током 2000 А и током термической стойкости 40 кА [15]

5.1.1 Выбор выключателя в ячейке КРУ

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа LF-2 выпускаемый электротехнической компанией «Schneider Electric». Условия выбора и проверки выключателя приведены в таблице 5.1.

Собственное время отключения -, время действия МТЗ — .

; (5.2)

Расчётный тепловой импульс:

; (5.3)

Таблица 5.1 — Условия выбора и проверки выключателя типа LF-2

Таким образом, принимаем выбранный выключатель, поскольку он подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.1.2 Выбор трансформатора тока На вводе от трансформатора по номинальным параметрам в нормальном и утяжелённом режиме подходит шинный трансформатор тока типа ТШЛ-СЭЩ-10−2. Условия выбора и проверки трансформатора тока, приведены в таблице 5.3. Термическая стойкость трансформатора тока в режиме короткого замыкания оценивается по тем же расчётным параметрам, что и выключателя.

Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.1, а сам расчет сведен в таблицу 5.2.

Рисунок 5.1 — Схема включения приборов Таблица 5.2 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наиболее нагруженная фаза А.

Сопротивление измерительных приборов фазы, А при вторичном токе 5А:

(5.4)

(5.5)

Сечение соединительных проводов для схемы соединений трансформатора тока в полную звезду определится как:

(5.6)

где Ом· мм²/м — для медных проводов;

— длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Принимаем При этом сечении сопротивление проводов:

(5.7)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока

(5.8)

Таблица 5.3 — Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛ-СЭЩ-10

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор ограничителя перенапряжения Ограничитель перенапряжения выбираем по номинальному напряжению. Принимаем на вводе 10 кВ трансформатора ограничитель перенапряжения типа ОПН-П 10 УХЛ2.

5.2 Выбор и проверка сборных шин РУ на стороне 10 кВ

Расчетный рабочий ток сборных шин равен длительному максимальному току в наиболее тяжелом режиме работы электроустановки:

(5.9)

Проводники выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в продолжительных режимах.

.

Размещение шин в ячейках КРУ — СЭЩ — 63 осуществляется в верхней части шкафов, расположение шин на изоляторах — по вершинам равнобедренного прямоугольного треугольника (рисунок 5.2).

По этому току выбраны алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения 100Ч8, установленные плашмя с допустимым током 1690 А.

Так как 1690 А > 1380 А, то шины проходят по условиям нагрева.

Рисунок 5.2. — Расположение сборных шин в ячейке КРУ СЭЩ-63

Проверим шины выбранного сечения на термическую стойкость по условию:

где S_тер.min — минимальное сечение шины по термической стойкости, мм²;

S_расч — выбранное сечение шины, мм².

Минимальное сечение сборных шин по условиям термической стойкости определяется по формуле:

мм², (5.10)

где В_к — тепловой импульс, который определяется суммарным током КЗ от системы и двигателей;

С_тер = 170 А с^½/мм² — значение коэффициента для алюминиевых шин.

Так как 800 мм² > 91 мм², то выбранные шины проходят по условию термической стойкости.

При проверке шинной конструкции на динамическую стойкость сравнивается максимальное напряжение в ней с допустимым напряжением.

где — для алюминия марки А.

Рассчитаем максимальную нагрузку на изоляторы:

(5.11)

где i_уд — ударный ток КЗ, А, К_ф = 1 — коэффициент формы, а — расстояние между осями проводников, м, К_расп = 0,95 — коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников,

= 1,125 м — длина пролета.

Частота собственных колебаний для алюминиевых шин определяется:

(5.12)

где S — поперечное сечение шины, см² ;

J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, определяется по формуле:

. (5.13)

Так как f₀ < 30 Гц, то механический резонанс исключен.

Изгибающий момент определяется по формуле:

. (5.14)

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, определяется по формуле:

. (5.15)

Определим максимальное механическое напряжение по формуле:

. (5.16)

Так как 42,5 МПа < 82 МПа, то шина выбранного профиля проходит по условиям нормального и утяжеленного режимов.

Условия выбора и проверки сборных шин приведены в таблица. 5.4.

Таблица 5.4 — Условия выбора и проверки сборных шин

5.3 Выбор опорных изоляторов для РУ 10 кВ

По номинальному напряжению и роду установки подходят изоляторы типа ИОЛ.

На рисунке 5.3 изображена конструкция и габаритные размеры выбранного типа опорного изолятора на 10 кВ.

Рисунок 5.3 — Габаритные размеры опорного изолятора Проверка по допустимой механической нагрузке:

где — минимальное разрушающее усилие при статическом изгибе, Н.

Поправочный коэффициент на высоту шины при установке на ребро:

(5.17)

где Н_из — высота изолятора.

; (5.18)

(5.19)

Таким образом, выбранный опорный изолятор проходит по условию допустимой механической нагрузки.

Таблица 5.5. — Условия выбора и проверки опорных изоляторов

5.4 Выбор проходных изоляторов для РУ 10 кВ

По номинальным параметрам проходят изоляторы типа ИППУ — 20/3150 — 12,5 — А4 УХЛ1.

В таблице 5.6. представлены условия выбора и проверки проходных изоляторов для РУ 10 кВ.

Таблица 5.6. — Условия выбора и проверки проходных изоляторов

Выбранный проходной изолятор проходит по условию допустимой механической нагрузки.

5.5 Выбор трансформатора напряжения на секциях 10 кВ

Примем на каждую секцию трансформатор напряжения типа ЗНОЛ — СЭЩ-10 от производителя ОАО «Грантэк-Эл «.

К трансформатору напряжения подключают амперметр, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии и счетчик энергии.

Таблица 5.7. — Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения типа ЗНОЛ — СЭЩ-10

Величина допустимой нагрузки вторичной цепи в классе точности 1,0 составляет 200 ВА. Трансформатор проходит по условиям вторичной нагрузки:

Таблица 5.8. — Условия выбора и проверки трансформатора напряжения ЗНОЛ — СЭЩ-10

Трансформатор напряжения удовлетворяет условиям проверки. Предохранитель принимаем типа ПКН-001−10 У3.

5.6 Выбор оборудования в цепи секционного выключателя 10 кВ

При отключении одного ввода включается секционный выключатель на стороне НН. Пока секции загружены равномерно, ток через секционный выключатель равен примерно половине тока утяжеленного режима.

. (5.20)

Принимаем к установке такое же оборудование, как и на вводе трансформатора.

Выбор выключателя Принимаем к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в таблице 5.1.

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор трансформатора тока Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.7.1, расчет сведен в таблицу 5.9. Выбираем шинный трансформатор тока типа ТШЛ-СЭЩ-10. Условия выбора и проверки трансформатора тока, приведены в таблице 5.10.

Рисунок 5.7.1 — Схема включения приборов Таблица 5.9. — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наиболее нагруженная фаза А.

Сопротивление измерительных приборов фазы А:

(5.21)

где I₂ = 5 А — вторичный номинальный ток.

Сопротивление контактов для одного прибора принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.22)

Сечение соединительных определится как:

(5.23)

гдеудельная плотность для проводов с медными жилами;

— длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.24)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.25)

Таблица 5.10. — Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.7 Выбор оборудования для синхронных двигателей типа СДН-800−2РУХЛ4 10 кВ

Для выбора оборудования в ветви синхронных двигателей определим расчётный ток двигателей:

(5.26)

Выбор выключателя Принимаем к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в таблице 5.1.1.

Выбор трансформатора тока Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов (таблица 5.11.), приведённой на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7 — Схема включения приборов Таблица 5.11 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наиболее нагруженная фаза А.

Сопротивление измерительных приборов фазы А:

(5.27)

где I₂ = 5 А — вторичный номинальный ток.

Сопротивление контактов для двух приборов принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.28)

Сечение соединительных определится как:

(5.29)

гдеудельная плотность для проводов с медными жилами;

— длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.30)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.31)

Таблица 5.12. Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.8 Выбор трансформатора тока нулевой последовательности По номинальным параметрам на линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10 .

Выбор силовых кабелей По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3×120/35−10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель».

Выбор и проверка кабеля приведены в таблице 5.13.

Перегрузка кабелей в утяжеленном режиме составит:

< 1,3. (5.32)

Выбранный кабель проходит по перегрузочной способности.

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена при Т_нб=8000 ч экономическая плотность тока по справочным данным равна j_эк=1,2 А/мм².

Расчетное сечение по экономической плотности тока:

< 95 мм². (5.33)

Выбранный кабель проходит по условию экономической плотности тока.

Проверим жилы кабеля ПвП 3×120/35−10 по условиям термической стойкости, т.к. для кабеля известно значение односекундного тока термической стойкости I_{тер. доп}=13,6 кА [20], его проверку проводим по выражению:

(5.34)

Выбранный кабель проходит по условиям термической стойкости.

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на термическую стойкость проверяем медный экран. Односекундный ток КЗ медного экрана сечением 120 мм² по равен I_{тер. доп}=17,1 кА, т.к. время протекания тока КЗ t=0,08 с, тогда:

(5.35)

Ток двухфазного КЗ на шинах подстанции:

(5.36)

Так как 76,47 > 16,67 кА, то медный экран выбранного кабеля проходит по условиям термической стойкости.

Таблица 5.13. — Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3×120/35−10

5.9 Выбор оборудования для асинхронных двигателей типа АТД4−1000−2УРХЛ4 10 кВ

Для выбора оборудования в ветви асинхронных двигателей определим расчётный ток двигателей:

(5.37)

Выбор выключателя Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл. 5.1.

Выбор трансформатора тока Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Схема включения приборов приведена на рисунке.5.8.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 5.11. Условия выбора и проверки трансформатора тока приведены в таблице 5.10.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности По номинальным параметрам на линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10 .

Выбор силовых кабелей По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3×120/35−10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель».

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3×120/35−10 приведены в таблице 5.13.

5.10 Выбор оборудования на линиях к компенсирующим устройствам

Расчетный ток конденсаторной установки:

; (5.38)

Выбор выключателя Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл.5.1.

Выбор трансформатора тока Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.10, а расчет сведен в таблицу 5.14.

Рисунок 5.10 — Схема включения приборов Таблица 5.14 — Нагрузки щитовых приборов

Фазы загружены равномерно.

Сопротивление измерительных приборов фазы, А при вторичном токе 5А:

(5.39)

Сопротивление контактов для двух приборов принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.40)

Сечение соединительных определится как:

(5.41)

где — удельная плотность для проводов с медными жилами;

— длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.42)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.43)

Условия выбора и проверки трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10 приведены в таблице 5.15.

Таблица 5.15 — Условия выбора и проверки трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор силовых кабелей По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3×120/35−10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель».

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3×95/35−10 приведены в таблице 5.13 .

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности По номинальным параметрам на линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10.

5.11 Выбор оборудования на отходящей линии 10 кВ

Расчётный ток в отходящих линиях определяется тем, что нагрузка в нормальном режиме распределяется между линиями равномерно, в утяжелённом режиме каждая линия может нести двойную нагрузку.

(5.44)

Выбор выключателя Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл.5.1.

Выбор силовых кабелей По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3×120/35−10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель».

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3×95/35−10 приведены в таблице 5.13 .

Выбор трансформатора тока Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Схема включения приборов приведена на рисунке.5.8.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 5.11. Условия выбора и проверки трансформатора тока приведены в таблице 5.10.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности По номинальным параметрам на отходящей линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10.

5.12 Выбор оборудования на трансформаторы собственных нужд 10 кВ

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора собственных нужд. Нагрузка собственных нужд ГПП оборудования приведена в таблице 5.16.

Таблица 5.16. — Нагрузка собственных нужд

Принимаем к установке 2xТМГ-100/10-У1 производства ЗАО «Трансформер», тогда расчетный ток трансформатора собственных нужд:

А. (5.45)

Выбор выключателя Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл. 5.1.

Выбор трансформатора тока Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Схема включения приборов приведена на рисунке.5.8.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 5.11. Условия выбора и проверки трансформатора тока приведены в таблице 5.10.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности По номинальным параметрам может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВСЭЩ-10.

Выбор силовых кабелей По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3×120/35−10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель».

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3×120/35−10 приведены в таблице 5.13 .

5.13 Выбор оборудования на вводе трансформатора 220 кВ

Максимальная нагрузка на оставшийся в работе трансформатор определяется коэффициентом загрузки одного трансформатора в аварийном режиме:

А (5.46)

Выбор выключателей По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа ВГТ-УЭТМ-1А1−220.

Проверки на электродинамическую, термическую стойкость и коммутационную способность в режиме КЗ проводятся по току КЗ в точке К₁, который отключается релейной защитой трансформатора с выдержкой времени t_РЗ =0,5 с.

Полное время отключения выключателя t_ов=0,05 с.

Определим полное время отключения в точке К₁:

с. (5.47)

Расчетный тепловой импульс:

кА²с. (5.48)

где Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе в_норм=35% (определяется по графику [8]).

Номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе:

кА (5.49)

Все расчеты, проверка и условия выбора ВГТ-УЭТМ-1А1−220 сведены в таблицу 5.13.1.

Таблица 5.17. — Условия выбора и проверки выключателя типа ВГТ-УЭТМ-1А1−220

Выключатель ВГТ-УЭТМ-1А1−220 проходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор разъединителей По номинальным параметрам подходит к установке разъединитель типа РПД-УЭТМ-220-УХЛ1 производства ОАО «ООО „Уралэлектротяжмаш (УЭТМ)“». Условия выбора и проверки разъединителя представлены в таблице 5.18.

Таблица 5.18 — Условия выбора и проверки разъединителя

Выбор трансформаторов тока

Расчетная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется только нагрузкой амперметра (рисунок 5.13). Выбираем трансформатор типа ТРГ-220.

Рисунок 5.13 — Схема включения приборов Таблица 5.19. — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Фазы загружены равномерно.

Сопротивление измерительных приборов фазы, А при вторичном токе 5А:

(5.50)

Сопротивление контактов для одного прибора принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.51)

Сечение соединительных определится как:

(5.52)

гдеудельная плотность для проводов с медными жилами;

— длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.53)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.54)

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТРГ-220 приведены в таблице 5.20.

Таблица 5.20. — Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТРГ-220

Трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор ограничителя перенапряжения На вводе трансформатора устанавливаем ОПН типа ОПНп-220/800/(146−176)-10-III (IV)-УХЛ1с наибольшим длительно допустимым рабочим напряжением U_н.р.= 146 кВ производства ООО «ТрансЭнергоРемонт».

5.14 Выбор оборудования в цепи транзитной линии

Нагрузка транзитной линии определим как:

А; (5.55)

Выбор выключателей По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа ВГТ-УЭТМ-1А1−220.

Все расчеты, проверка и условия выбора ВГТ-УЭТМ-1А1−220 приведены в таблице 5.14.

Выбор разъединителей По номинальным параметрам подходит к установке разъединитель типа РПД-УЭТМ-220 производства ООО «Уралэлектротяжмаш (УЭТМ)». Условия выбора и проверки разъединителя представлены в таблице 5.21

Выбор трансформаторов тока

Расчетная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется нагрузкой амперметра, ваттметра, варметра и счетчика энергии (рисунок 5.14). Расчет приведен в таблице 5.22. Выбираем трансформатор тока типа ТРГ-220.

Рисунок 5.14 — Схема включения приборов Таблица 5.22 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Фазы загружены равномерно.

Сопротивление измерительных приборов фазы, А при вторичном токе 5А:

(5.56)

Сопротивление контактов при числе приборов принимаем r_конт=0,1 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.57)

Сечение соединительных определится как:

(5.58)

гдеудельная плотность для проводов с медными жилами;

— длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.59)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.60)

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТРГ-220 приведены в таблице 5.23.

Таблица 5.23. — Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТРГ-220

Трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.15 Выбор трансформаторов напряжения на линии 220 кВ

Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-220 УХЛ — 1, условия выбора и проверки которого представлены в таблице 5.23.

В качестве нагрузки на трансформатор напряжения выступают показывающий вольтметр и счетчики энергии (таблица 5.24).

Таблица 5.24 -Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения типа НАМИ -220УХЛ-1

Величина допустимой нагрузки вторичной цепи в классе точности 0,5 составляет 100 ВА. Трансформатор проходит по условиям вторичной нагрузки:

Таблица 5.25. — Условия выбора и проверки трансформатора напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-35

Выбор ограничителя перенапряжения и предохранителя Устанавливаем ОПН типа ОПН-П-220 УХЛ1 с наибольшим длительно допустимым рабочим напряжением U_н.р.= 146 кВ.

5.16 Выбор оборудования в цепи питающей линии 220 кВ

Максимальный длительный ток определим как:

Выбор выключателя По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа ВГТ-УЭТМ-1А1−220.

Все расчеты, проверка и условия выбора ВГТ-УЭТМ-1А1−220 сведены в таблицу 5.26.

Выбор разъединителей По номинальным параметрам подходит к установке разъединитель типа РПД-УЭТМ-220 производства ООО «Уралэлектротяжмаш (УЭТМ)». Условия выбора и проверки разъединителя представлены в табл. 5.21.

Выбор трансформатора тока

Расчетная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется нагрузкой амперметра, ваттметра, варметра и счетчика энергии (рисунок 5.14.1). Расчет приведен в таблице 5.22. Выбираем трансформатор тока типа ТРГ-220.

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТРГ-220 приведены в таблице 5.22

Таблица 5.26. — Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТРГ-220

Трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

6. Конструкция распределительных устройств

6.1 Конструкция закрытого распределительного устройства

Здание ЗРУ выполнено зального типа, имеет размеры 48×18 м² и сооружено из огнеупорного материала. В левой части здания находятся трансформаторы собственных нужд, щит управления и помещение с компенсирующими устройствами. В правой части напротив щита управления находится коридор управления, аккумуляторная, кислотная, мастерская, вентиляционная.

ЗРУ выполнено одноэтажным с двухрядным расположением ячеек КРУ типа КРУ-СЭЩ-61М, выпускаемое ГК «Электрощит — ТМ Самара». Ширину коридора управления принимаем равной 2 м.

Схема заполнения, соответствующая схеме электрических соединений, представлена на рисунке 6.

Рисунок 6- Схема заполнения ЗРУ

6.2 Конструкция открытого распределительного устройства ОРУ выполнено по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Длина подстанции составляет 13 м, а ширина 120 м. Для данного ОРУ предусмотрено однорядное расположение выключателей, трехъярусная ошиновка. Шинные порталы расположены на расстоянии двух ячеек. Трансформаторы напряжения для первой и второй систем шин расположены во второй ячейке и в ячейке секционного выключателя (СВ) соответственно.

ОРУ имеет 2 вводных ячейки, а так же 2 ячейку на транзит. Аппараты установлены возможно ниже, чтобы облегчить обслуживание, но вместе с тем так, чтобы исключить возможность случайного прикосновения к токоведущим частям.

В качестве проводников для ОРУ применены многопроволочные провода марки А.

Выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения установлены на стандартизированных железобетонных основаниях высотой до 3 м. К каждому силовому трансформатору и выключателю предусматривается подъезд ремонтного транспорта.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики проложены в каналах, расположенных вдоль рядов оборудования без заглубления в почву.

Остальные размеры и высоты взяты по типовым проектам и справочным материалам.

Схема заполнения ОРУ представлена на рисунке 7

План и разрез понизительной подстанции приведен на О.ЭА.140 400.62.070.14КП.ДП.001

Рисунок 7- Схема заполнения ОРУ

7. Грозозащита территории подстанции Грозозащита территории подстанции выполняется стержневыми молниеотводами. На ОРУ 220 кВ и выше молниеотводы совмещаются с металлоконструкциями порталов.

При проектировании грозозащиты необходимо, чтобы зона защиты молниеотводов охватывала всю территорию ОРУ. Под зоной защиты молниеотвода понимается пространство вокруг молниеотвода, вероятность попадания молнии в которое равна нулю.

Зона защиты шестикратных стержневых молниеотводов представлена на рисунке 9.1.

Рисунок 9.1 — Зона защиты шестикратных стержневых молниеотводов Принимаем к установке молниеотводы высотой 30 м.

Радиус основных молниеотводов, м:

м, (7.1)

где h_х — высота защищаемого объекта.

Минимальная высота зоны защиты молниеотводов, м:

м, (7.2)

где L — расстояние между молниеотводами;

м; (7.3)

м; (7.4)

м; (7.5)

м; (7.6)

Активная высота молниеотвода для объекта высотой 17м:

h_a=hh_x=30−17=13 м. (7.7)

Находим соотношение:

(7.8)

Тогда ширина зоны защиты молниеотводов, м:

(7.9)

(7.10)

(7.11)

(7.12)

(7.13)

Таким образом, зона защиты девятикратных стержневых молниеотводов охватывает все оборудование ОРУ и здание ЗРУ.

реактивный подстанция трансформатор замыкание

8. Заземляющие устройства Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняются с учетом сопротивления Ом или допустимого напряжения прикосновения.

Заземляющее устройство выполняется в виде сетки из вертикальных заземлителей и соединительных полос, расположенных вдоль рядов оборудования и поперёк их и создающих заземляющую сетку с переменным шагом (рисунок 8.1).

Грунт — суглинок (с=50 Ом^.м), глубина промерзания верхнего слоя h₁=2 м, глубина заложения горизонтальных заземлителей t=0,7 м.

Размеры подстанции 180 150 м². Преобразуем её в квадратную расчетную модель (рисунок 8.2) со стороной, м:

(8.1)

Рисунок 8.1 Заземляющие устройства подстанции Рисунок 8.2 Расчетная модель заземляющего устройства подстанции

Длина горизонтальных, вертикальных полос по плану, м:

м², (8.2)

где — длина вертикального заземлителя, м; - длинна горизонтальных заземлителей, м;

Сопротивление ступни R_c =1,5 с_в.с. = Ом, сопротивление тела человека примем 1000 Ом. Тогда

(8.3)

Коэффициент прикосновения:

(8.4)

где — расстояние между вертикальными заземлителями, м; - площадь заземляющего устройства, м²; - параметр, зависящий от с₁/с₂=400/80=5; - коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_ч и сопротивлению растеканию тока от ступней R_с.

Потенциал на заземлителе

(8.5)

Число ячеек по стороне квадрата:

(8.6)

Длина полос в расчетной модели:

(8.7)

Длина стороны ячейки в расчетной модели (на каком то там рисунке)

(8.8)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

(8.9)

принимаем

Общая длинна вертикальных заземлителей:

(8.10)

Относительная глубина:

(8.11)

тогда

(8.12)

Общее сопротивление сложного заземлителя

(8.13)

9. Собственные нужды подстанции и выбор оперативного тока В качестве ТСН из выбираем трансформатор два трансформатора типа ТМГ-100/10-У1 закрытого исполнения, с естественным воздушным охлаждением (масляный), и следующими номинальными параметрами:

Таблица 9 — Номинальные параметры ТМГ-100

Электроприемники собственных нужд питаются на напряжение 380/220 В от трансформатора собственных нужд 10/0,4 кВ. Учет электроэнергии на СН производится по счетчику, установленному на стороне ВН ТСН.

К электроприемникам СН относят:

· Отопление помещений,

· Вентиляция и освещение территории подстанции,

· Работа РПН силовых трансформаторов,

· Охлаждение и обогрев оборудования,

· Устройства системы управления,

· Устройства РЗиА Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции.

Для питания оперативных цепей подстанции 220 кВ применяется постоянный оперативный ток.

В качестве источника постоянного тока используются аккумуляторные батареи. Аккумуляторные батареи обеспечивают питание оперативных цепей в любой момент времени с необходимым уровнем напряжения и мощности независимо от состояния основной сети и поэтому являются самым надежным источником энергии. От постоянного оперативного тока питаются приводы выключателей и разъединителей, а так же оперативные цепи релейной защиты, автоматики, телемеханики и различные виды сигнализации.

Заключение

В данной курсовой работе выполнено проектирование главной понизительной подстанции предприятия химического завода, на которой установлены силовые трансформаторы ТРДН — 63 000/220. В соответствии с вариантом были рассчитаны электрические нагрузки и выбраны компенсирующие устройства УКЛ-10,5−1350 У3. По установленной мощности подстанции, были построены графики электрических нагрузок.

Для выбора оборудования на подстанции были рассчитаны токи КЗ для максимального и минимального режимов и токи утяжеленного режима.

В цепи 10 кВ силового трансформатора и в цепи секционного выключателя РУ НН приняты к установке ячейки КРУ серии СЭЩ-61М. На остальных присоединениях приняты к установке ячейки КРУ серии СЭЩ-63.

На стороне 220 кВ были выбраны выключатели типа ВГТ-УЭТМ-1А1−220, разъединители типа РПД-220, ОПН типа ОПН-П-220 УХЛ1, ТН типа НАМИ-220, ТТ типа ТРГ-220.

Грозозащита территории подстанции выполнена стержневыми молниеотводами высотой 30 м. Заземляющее устройство п/ст выполнено из вертикальных и горизонтальных заземлителей, образующих заземляющую сетку.

В качестве ТСН выбраны трансформаторы марки ТМГ номинальной мощностью 100 кВА. Для питания подстанции выбран постоянный оперативный ток.

Список использованных источников

1. Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 22 февраля 2007 г. N 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)» [Текст]: утв. Приказом Минэнерго РФ от 22.02.07. № 49; ввод в действия 22.03.07. — 2007. — 2с.

2. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст] / Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. — М.: Энергоатомиздат, 1989 .-608 с.

3. Дубина И. А. Проектирование электрических сетей энергетических систем [Текст] / И. А. Дубина, О. В. Буланова, А. В. Хламова. — Магнитогорск: Издательство МГТУ им. Г. И. Носова, 2012. — 162 с.

4. Правила устройства электроустановок. М.: Главгосэнергонадзор России, 2008. — 487 с.

5.СТО 56 947 007−29.240.30.010−2008. Схемы принципиальных электрических распределительных устройств подстанций на 35−750 кВ. Типовые решения

6. СТО 56 947 007−29.240.30.047−2010. Схемы принципиальных электрических распределительных устройств подстанций на 35−750 кВ. Типовые решения

7. Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций [Текст] / Рожкова Л. Д., Козулин В. С. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

8. Барыбин Ю. Г. Справочник по проектированию электроснабжения [Текст] / Барыбин Ю. Г., Федоров Л. Е., Зименков М. Г., Смирнов А. Г. — М.: Энергоатомиздат, 1990 — 578 с.

9. Неклепаев Б. Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153−34.0−20.527−98 [Текст] / Неклепаев Б. Н., Крючков И. П., Жуков В. В., Кузнецов Ю. П. — М.: Московский энергетический университет, 1998;131 с.

10. Крючков И. П. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования [Текст] / Крючков И. П., Неклепаев Б. Н., Старшинов В. А. — М.: Издательский центр «Академия», 2006;416с.

11. Малафеев А. В. Конструкция комплектных распределительных устройств КРУ и КСО [Текст] / Малафеев А. В., Панова Е. А., Хламова А. В. -Магнитогорск: Издательство ГОУ ВПО МГТУ им. Г. И. Носова, 2012. — 85 с.

12. Федоров А. А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию [Текст] / Федоров А. А, Алистратов А. В. — М.: Энергоатомиздат, 1986;568с.

13. Forca.ru: Энергетика. Оборудование. Документация

14. ОАО «Мосэлектрощит» — Москва.

15. ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока». — Новочеркасск.

16. Российская группа компаний «Грантэк — Эл». — Москва.

17. ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока». — Новочеркасск.

18. ООО «Камский кабель» — Пермь.

19. ОАО «Уралэлектротяжмаш». — Новочеркасск.

20. ОАО ВО «Электроаппарат». Санкт-Петербург.

21. ООО «ТД «Автоматика». Смоленск.

22. ООО «Компания АВК-Энерго» — Москва.

23. Игуменщев В. А. Конструкции и компоновки ЗРУ понизительных подстанций промышленных предприятий [Текст] / Игуменщев В. А., Малафеев А. В. — Магнитогорск: Издательство ГОУ ВПО МГТУ им. Г. И. Носова, 2007. — 35 с.