| Курсовая работа Разработка тупиковой подстанции 110/10 кВ | |
| Автор: drug | Категория: Технические науки / Электроэнергетика | Просмотров: | Комментирии: 0 | 10-01-2013 10:34 |
Аннотация
В данном курсовом проекте разрабатывается тупиковая подстанция 110/10 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ. Потребителем является предприятие черной металлургии.
Произведен выбор структурной схемы, выбор числа и мощности трансформаторов связи. Произведен расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Проведен расчет технико-экономических показателей. Составлена схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор основных токоведущих частей. Выбраны конструкции распределительных устройств.
В графической части приведена полная принципиальная электрическая схема подстанции 110/10 кВ и ячейка ОРУ 110 кВ.
Введение
Тупиковая подстанция – это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.
Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распре-
деления электроэнергии.
Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:
-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;
-учитывать перспективу развития;
-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
-учитывать требования противоаварийной автоматики;
Главная схема электрических соединений подстанции является тем основ-
ным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. В осуществлении современного технического прогресса важное место принадлежит электрификации. Применение электрической энергии в любой отрасли промышленности позволяет увеличить производительность труда, добиться высокого уровня механизации и автоматизации. Мощное развитие электроэнергетической базы служит надежной предпосылкой дальнейшего развития отраслей промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Но все это невозможно без качественного и бесперебойного снабжения электрической энергией потребителя, будь то промышленное предприятие, сельское хозяйство или население.
Современные ПС 500 кВ имеют до 15—20 присоединений к линиям электропередачи (ВЛ) различного напряжения, трансформаторам и других, что
значительно усложняет главную электрическую схему ПС, которая на крупных ПС, как правило, представляет собой систему шин, секционированного по условиям надежности работы энергосистемы, а также уменьшения токов к. з.
Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляют сложную и ответственную задачу.
1 Выбор структурной схемы
Влияет на выбор типовой структурной схемы в основном наличие по отношению к сторонам высокого (ВН) и низкого (НН) напряжений отсутствие среднего напряжения (СН), следовательно не нужен трехфазный трёхобмоточный трансформатор (автотрансформатор).
Также для ограничения токов короткого замыкания применение двухобмоточных трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой более целесообразно, по сравнению с использованием простого двухобмоточного трансформатора в блоке с реактором.
Следует отметить, что для подстанций есть ограничения по выбору типовых схем электрических соединений. Они зависят от номинального напряжения, типа подстанции, числа присоединений, мощности трансформаторов.
Рисунок 1.1 – Структурная схема проектируемой подстанции
На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансформатора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ – 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в РУ – 10 кВ.
2 Выбор числа и мощности трансформаторов
На ПС, как правило, устанавливают два параллельно работающих трансформатора с РПН. Согласно [1] мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.
Условия выбора трансформатора:
(2.1)
т; (2.2)
(2.3)
где - максимальная нагрузка потребителей РУ – 10кВ, определяется по формуле
(2.4)
Выбираем [2] трансформатор ТРДН–40000/110/10.
;
10,5 кВ > 10 кВ;
40 МВА≥0,7∙54=37,8 МВА
Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным с расщепленной обмоткой НН, с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, снабжён устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:
(2.5)
;
Следовательно, трансформатор ТРДН-40000/110/10 подходит.
Составляем таблицу технических данных трансформатора.
Таблица 2.1- Таблица технических данных трансформаторов.
Тип Sн , МВА Uн , кВ Потери, кВт
Uк.з,%
Iх.х,% Цена, тыс.р.
ВН НН Рхх Рк.з
ТРДЦН-40/110/10 40 115 10,5/10,5 34 170 10,5 0,55 22000
3 Расчет количества линий
Расчет количества линий на высоком напряжении
(3.1)
где - максимальная нагрузка на подстанции, МВт;
= 35÷45- пропускная способность линии 110 кВ, МВт.
;
Расчет количества линий на низком напряжении
Количество линий на низком напряжении рассчитываем по экономической плотности тока
Определим максимальный ток всех линий
(3.2)
где Рmax - максимальное потребление с шин низкого напряжения активной мощности, МВт.
UН – напряжение на шинах низкого напряжения, кВ;
cos - коэффициент мощности на низком напряжении.
А.
Определяем суммарное экономическое сечение кабелей:
мм2 (3.3)
где jэ =2 экономическая плотность тока (табл. 4.5 [3])
Тmax=7159 час в год-время использования максимальной нагрузки.
Для определения времени использования максимальной нагрузки Построим графики нагрузок.
Согласно заданию, принимаются типовые графики промышленных предприятий – потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается, что cos в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле
(3.4)
Строим суточный график
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия черной металлургии для зимних и летних суток. Приравняв Pmax=48 МВТ=100%, построим график в именованных величинах для нагрузок подстанции.
Рисунок 3.1- Суточный график нагрузок
Построим годовой график
Исходными данными для построения годовых графиков являются графики зимних и летних суток и условное количество зимних „nз” и летних „nл” суток. При построении годового графика подсчитывается продолжительность действия каждой ступени нагрузки в течение года. По вертикальной оси откладываем значения нагрузки, а по горизонтальной - продолжительность данной нагрузки в течение года. Предполагаем, что по зимнему графику потребитель работает 183 суток, а по летнему – в течение 182 суток.
Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):
T48=183*5=915 часов;
T46,56=183*3=549 часов;
Т44,16=183*2=366 часов;
Т43,2=183*4=732 часа;
Т39,8=183*(6+4)+182*5=2740 часов;
Т38,4=182*3=546 часов;
Т36,2=182*2=364 часа;
Т35,04=182*4=728 часов;
Т31,68=182*(6+4)=1820 часов;
часов
По полученным данным строим годовой график нагрузок:
Рисунок 3.2 - Годовой график нагрузки
Площадь, ограниченная кривой P(t) и координатными осями, в определенном масштабе представляет собой количество полученной потребителем электроэнергии (W):
(3.5)
График нагрузки удобно характеризовать показателем, который называется временем (продолжительностью) использования максимальной нагрузки Тmax. Величина Тmax является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Тmax z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0,02 + 0,21 + 0,05 = 0,28 Ом
Трансформатор тока ТВ – 110 – 600/5 проходит по всем условиям.
Выбираем измерительные трансформаторы напряжения на ОРУ 110 кВ
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
UномTV ≥ Uуст; (9.11)
Схема соединения ; (9.12)
Sн TV ≥ Sрасч. (9.13)
Выбираем установить на ОРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-58У1.
Трансформаторы напряжения однофазные, маслонаполненные, каскадные серии НКФ предназначены для питания электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации.
Условия выбора:
1)110 кВ ≥ 110 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 9.2).
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Наименование цепи Наименование приборов Тип Потребляемая мощность 1 кат. Количество катушек. Количество приборов Sрасч (ВА)
Линия
110 кВ Ваттметр Д-335 1,5 2 1 3
Варметр Д-335 1,5 2 1 3
Фиксирующий прибор ФИП 3 1 1 3
Счетчик активной энергии ЦЭ6805В 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ6811 1 2 1 2
Релейная защита
линии Дистанц. - 0,5 - 1 0,5
ДФЗ - 0,5 - 1 0,5
Итого 14
.
3∙200=600 ВА ≥ 14 ВА
Намеченный ранее трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
9.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на ЗРУ 10 кВ
В цепях ввода и отходящих линиях 10 кВ трансформаторы тока не выбираются т.к. встроены в КРУ типа К-61М установлены ТШЛ-10-1/3000 и ТШЛ-10-1/1000 соответственно.
Намечаем трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10.
Трансформатор напряжения измерительный однофазный с литой изоляцией предназначен для установки в комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установки и служит для питания цепей измерения, автоматики, сигнализации и защиты в электрических установках переменного тока частоты 50 и 60 Гц в сетях с изолированной нейтралью.
Условия выбора трансформатора напряжения:
10 кВ 10 кВ;
схема соединения ;
Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 9.3).
Таблица 9.3 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 10 кВ Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 13 13
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 13 13
Амперметр Э-390 0,5 1 13 6,5
Сборные шины 10 кВ Вольтметр(междуфазный) Э-377 2 1 2 4
Вольтметр(трехфазный) Э-377 2 1 2 4
Обмотка НН Амперметр Э-390 0,5 1 1 0,5
Ваттметр Д-305 2 2 1 4
Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 1 2
Итого 88,5
225ВА≥88,5ВА
Намеченный ранее трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10 проходит по вторичной нагрузке.
10 Выбор токоведущих частей
10.1 Выбор токоведущих частей ОРУ 110 кВ
Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
C=90[6,стр 341].
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
Условие проверки:
1,07∙5,48=5,78кВ/см2≤ 0,9∙25,1=22,64 кВ/см2
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 205/27 по условиям короны проходит.
Выбираем токоведущие части от трансформатора до выключателя 110кВ.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока [3], табл. 4.4;
Qэ=Iнорм/jэ=231,7/1=237,1 мм2; (10.1)
где Iнорм - номинальный ток цепи, А.
Выбираем провод типа АС – 240/32,q = 240 мм2, d = 21,6 мм, Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iмахцепи= 463,5 ≤ Iдоп=505 А; (10.2)
Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям короны не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий электропередач 35-110 кВ 70 мм2.
Для получения методики расчета проведем проверочный расчет.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
(10.3)
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
кВ/см (10.4)
где U – номинальное напряжение, кВ;
dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;
Условие проверки:
(10.5)
1,07∙13,3=14,2 кВ/см ≤ 0,9∙31,6=28,4 кВ/см;
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 240/32 по условиям короны проходит.
10.2 Выбор сборных шин и ошиновки ЗРУ 10 кВ
Сборные шины и ошиновка в ЗРУ 10 кВ выполняется жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. В случае применения КРУ шины не выбираются и не проверяются по токам к.з., указывается только номинальный ток сборных шин и шкафов.
11 Выбор конструкций распределительных устройств
11.1 Конструкция ОРУ 110 кВ
ОРУ - это открытое распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
ОРУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом АС-300. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода.
Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ.
ОРУ должно быть ограждено.
ОРУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:
- меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундамен¬тов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время соору¬жения и стоимость ОРУ;
- легче выполняются расширение и реконструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.
11.2 Конструкция ЗРУ 10 кВ
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. По длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию шин от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа – из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе.
Конструкции РУ -10:
Ячейки К-63 и К-61М представляют собой сварную металлическую конструкцию из гнутых стальных профилей, так же каркас ячеек может изготавливаться из оцинкованной стали с применением технологии заклепочных соединений, что значительно повышает прочность корпуса, улучшает внешний вид и антикоррозийные свойства изделия.
В него устанавливаются аппараты и приборы согласно схемам главных и вторичных цепей.
Ячейки К-61М состоят из основных сборочных единиц: корпуса с аппаратурой; выкатной тележки; релейного шкафа внутри которого расположены устройства защиты и автоматики, аппаратура сигнализации и управления, приборы измерения и другие устройства вспомогательных цепей; отсека сборных шин.
Доступ в ячейки К-61М обеспечен через две двери: дверь релейного отсека, дверь отсека трансформаторов напряжения или предохранителя, Дверь трансформаторного отсека имеет смотровое окно для обзора внутренней части камер без снятия напряжения. Дверь релейного отсека является панелью, на которой смонтирована аппаратура схем вспомогательных цепей. На фасаде размещена аппаратура с задним присоединением проводов, на внутренней стороне выполнена раскладка проводов. Внутри камера освещена лампой накаливания.
Выкатная тележка представляет собой сварную конструкцию, на которой устанавливается высоковольтное оборудование различных производителей - вакуумный выключатель BB/TEL («Таврида Электрик»), ВБМ, ВБЭ (г. Саратов), ВБСК (г. Минусинск), определяемое схемой соединения главных цепей, и разъединяющие контакты.
Выкатной элемент может занимать относительно корпуса положение: рабочее, контрольное и ремонтное. В рабочем и контрольном положениях выкатной элемент находится в фиксированном положении.
В ремонтном положении выкатной элемент из корпуса шкафа выдвинут полностью, разъединяющие контакты главной цепи разомкнуты; выкатной элемент с установленной на нем аппаратурой может быть подвергнут осмотру и ремонту.
Ячейки К-61М оборудованы следующими блокировками:
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, а также из контрольного положения в рабочее при включенном положении выключателя.
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе; она состоит из упора, который контролирует положение вала заземляющего разъединителя и препятствует вкатыванию выкатного элемента. Конструктивно шкаф КРУ выполнен таким образом, что включать или выключать заземляющий разъединитель возможно только в ремонтном положении выкатного элемента.
-электромагнитная блокировка, не допускающая при включенном положении заземляющего разъединителя, перемещения в рабочее положение выкатного элемента в другом шкафу КРУ, от которого возможна подача напряжения на шкаф, где размещен заземляющий разъединитель. Цепи вторичной коммутации ячейки КРУ размещены в релейном шкафу. Релейный шкаф представляет собой сварную металлическую конструкцию. Низковольтная аппаратура вторичных цепей смонтирована на панели внутри релейного шкафа либо на задней стенке релейного шкафа, либо на поворотной панели (дверь релейного шкафа).
Схемы вторичных цепей реализуются на электромеханических реле, а так же с использованием устройств микропроцессорной защиты различных производителей («Темп», «SEPAM», «УЗА», «MICOM» и др.).
На фасадной стороне шкафа КРУ нанесены надписи, указывающие ее назначение, а также порядковый номер камер в соответствии с опросным листом.
Ошиновка шкафов КРУ выполнена шинами из алюминиевого сплава электротехнического назначения.
Заключение
В данном курсовом проекте была спроектирована тупиковая подстанция 110/10 кВ мощностью 48 МВт, изложены пункты, решены вопросы и произведены необходимые вычисления согласно заданию. Расчеты, формулы, а также электрооборудование и различные электрические аппараты, которые мы выбрали в ходе данного расчета и обоснование данного выбора использованы из соответствующих справочников, методических пособий и учебной литературы.
На подстанции устанавливается два трёхфазных трансформатора с расщепленной обмоткой ТРДН-40000/110/10 с РПН (с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла). Электроэнергия поступает от энергосистемы в ОРУ 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в ЗРУ 10 кВ.
По расчёту количество линий составило - 13 линий. Выбрали кабель марки СБГ 3х120-10. Произвели расчет токов КЗ для выбора релейной защиты и проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость.
Установили в ОРУ 110 кВ элегазовые выключатели серии ВЭБ-110-40/2500УХЛ1 в который устанавливаем встроенный трансформатор тока ТВ – 110 – 600/5; горизонтальный двухконтактный разъединитель РГД-110-II/1000УХЛ1 и каскадный трансформатор напряжения типа НКФ-110-58У1.
Для отходящих линиях в ЗРУ 10 кВ выбрали выключатель ВБЭ-10-31,5/630 вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и встроенный в КРУ типа К-61М в которых установлены трансформаторы тока типа ТШП-10-1/1000 и трансформаторы напряжения ЗНИОЛ-10.
В качестве вводных и секционных выключателей выбрали ВБЭ -10-31,5/2500 встроенный в КРУ типа К-61М в которых установлены трансформаторы тока типа ТШП-10-1/3000 и трансформаторы напряжения ЗНИОЛ-10.
Осуществили выбор конструкции распределительных устройств и основных токоведущих частей.
Графическая часть включает в себя полную принципиальную схему подстанции, план тупиковой подстанции и чертеж общего вида элемента выкатной с выключателем.
Список литературы
1 Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-220 кВ. – Министерство энергетики Российской Федерации, 2003.
2 Энергетика Оборудование Документация. - М.: ЭнергоСовет. 2006-2012. - Режим доступа: http://forca.ru
3 Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для средн. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.Н. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.:Издательский центр «Академия», 2004.
4 Алюнов А. ОНЛАЙН ЭЛЕКТРИК: Онлайн расчеты электрических систем. - СП.: 2008-2012. - Режим доступа: http://www.online-electric.ru
5 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ – 4-е изд., перераб. и доп. № 13865 тм – т1. – М.: «Энергосетьпроект», 1991
6 Правила устройства электроустановок (ПУЭ, 7 издание). – М.:НЦ ЭНАС, 2003.
7 Выбор схем электрических соединений подстанций: Методические указания по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»/С.Е.Кокин. Екатеринбург:УГТУ-УПИ, 2001.
8 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомоиздат, 1989.- 608 с.
В данном курсовом проекте разрабатывается тупиковая подстанция 110/10 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ. Потребителем является предприятие черной металлургии.
Произведен выбор структурной схемы, выбор числа и мощности трансформаторов связи. Произведен расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Проведен расчет технико-экономических показателей. Составлена схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор основных токоведущих частей. Выбраны конструкции распределительных устройств.
В графической части приведена полная принципиальная электрическая схема подстанции 110/10 кВ и ячейка ОРУ 110 кВ.
Введение
Тупиковая подстанция – это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.
Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распре-
деления электроэнергии.
Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:
-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;
-учитывать перспективу развития;
-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
-учитывать требования противоаварийной автоматики;
Главная схема электрических соединений подстанции является тем основ-
ным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. В осуществлении современного технического прогресса важное место принадлежит электрификации. Применение электрической энергии в любой отрасли промышленности позволяет увеличить производительность труда, добиться высокого уровня механизации и автоматизации. Мощное развитие электроэнергетической базы служит надежной предпосылкой дальнейшего развития отраслей промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Но все это невозможно без качественного и бесперебойного снабжения электрической энергией потребителя, будь то промышленное предприятие, сельское хозяйство или население.
Современные ПС 500 кВ имеют до 15—20 присоединений к линиям электропередачи (ВЛ) различного напряжения, трансформаторам и других, что
значительно усложняет главную электрическую схему ПС, которая на крупных ПС, как правило, представляет собой систему шин, секционированного по условиям надежности работы энергосистемы, а также уменьшения токов к. з.
Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляют сложную и ответственную задачу.
1 Выбор структурной схемы
Влияет на выбор типовой структурной схемы в основном наличие по отношению к сторонам высокого (ВН) и низкого (НН) напряжений отсутствие среднего напряжения (СН), следовательно не нужен трехфазный трёхобмоточный трансформатор (автотрансформатор).
Также для ограничения токов короткого замыкания применение двухобмоточных трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой более целесообразно, по сравнению с использованием простого двухобмоточного трансформатора в блоке с реактором.
Следует отметить, что для подстанций есть ограничения по выбору типовых схем электрических соединений. Они зависят от номинального напряжения, типа подстанции, числа присоединений, мощности трансформаторов.
Рисунок 1.1 – Структурная схема проектируемой подстанции
На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансформатора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ – 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в РУ – 10 кВ.
2 Выбор числа и мощности трансформаторов
На ПС, как правило, устанавливают два параллельно работающих трансформатора с РПН. Согласно [1] мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.
Условия выбора трансформатора:
(2.1)
т; (2.2)
(2.3)
где - максимальная нагрузка потребителей РУ – 10кВ, определяется по формуле
(2.4)
Выбираем [2] трансформатор ТРДН–40000/110/10.
;
10,5 кВ > 10 кВ;
40 МВА≥0,7∙54=37,8 МВА
Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным с расщепленной обмоткой НН, с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, снабжён устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:
(2.5)
;
Следовательно, трансформатор ТРДН-40000/110/10 подходит.
Составляем таблицу технических данных трансформатора.
Таблица 2.1- Таблица технических данных трансформаторов.
Тип Sн , МВА Uн , кВ Потери, кВт
Uк.з,%
Iх.х,% Цена, тыс.р.
ВН НН Рхх Рк.з
ТРДЦН-40/110/10 40 115 10,5/10,5 34 170 10,5 0,55 22000
3 Расчет количества линий
Расчет количества линий на высоком напряжении
(3.1)
где - максимальная нагрузка на подстанции, МВт;
= 35÷45- пропускная способность линии 110 кВ, МВт.
;
Расчет количества линий на низком напряжении
Количество линий на низком напряжении рассчитываем по экономической плотности тока
Определим максимальный ток всех линий
(3.2)
где Рmax - максимальное потребление с шин низкого напряжения активной мощности, МВт.
UН – напряжение на шинах низкого напряжения, кВ;
cos - коэффициент мощности на низком напряжении.
А.
Определяем суммарное экономическое сечение кабелей:
мм2 (3.3)
где jэ =2 экономическая плотность тока (табл. 4.5 [3])
Тmax=7159 час в год-время использования максимальной нагрузки.
Для определения времени использования максимальной нагрузки Построим графики нагрузок.
Согласно заданию, принимаются типовые графики промышленных предприятий – потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается, что cos в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле
(3.4)
Строим суточный график
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия черной металлургии для зимних и летних суток. Приравняв Pmax=48 МВТ=100%, построим график в именованных величинах для нагрузок подстанции.
Рисунок 3.1- Суточный график нагрузок
Построим годовой график
Исходными данными для построения годовых графиков являются графики зимних и летних суток и условное количество зимних „nз” и летних „nл” суток. При построении годового графика подсчитывается продолжительность действия каждой ступени нагрузки в течение года. По вертикальной оси откладываем значения нагрузки, а по горизонтальной - продолжительность данной нагрузки в течение года. Предполагаем, что по зимнему графику потребитель работает 183 суток, а по летнему – в течение 182 суток.
Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):
T48=183*5=915 часов;
T46,56=183*3=549 часов;
Т44,16=183*2=366 часов;
Т43,2=183*4=732 часа;
Т39,8=183*(6+4)+182*5=2740 часов;
Т38,4=182*3=546 часов;
Т36,2=182*2=364 часа;
Т35,04=182*4=728 часов;
Т31,68=182*(6+4)=1820 часов;
часов
По полученным данным строим годовой график нагрузок:
Рисунок 3.2 - Годовой график нагрузки
Площадь, ограниченная кривой P(t) и координатными осями, в определенном масштабе представляет собой количество полученной потребителем электроэнергии (W):
(3.5)
График нагрузки удобно характеризовать показателем, который называется временем (продолжительностью) использования максимальной нагрузки Тmax. Величина Тmax является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Тmax z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0,02 + 0,21 + 0,05 = 0,28 Ом
Трансформатор тока ТВ – 110 – 600/5 проходит по всем условиям.
Выбираем измерительные трансформаторы напряжения на ОРУ 110 кВ
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
UномTV ≥ Uуст; (9.11)
Схема соединения ; (9.12)
Sн TV ≥ Sрасч. (9.13)
Выбираем установить на ОРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-58У1.
Трансформаторы напряжения однофазные, маслонаполненные, каскадные серии НКФ предназначены для питания электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации.
Условия выбора:
1)110 кВ ≥ 110 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 9.2).
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Наименование цепи Наименование приборов Тип Потребляемая мощность 1 кат. Количество катушек. Количество приборов Sрасч (ВА)
Линия
110 кВ Ваттметр Д-335 1,5 2 1 3
Варметр Д-335 1,5 2 1 3
Фиксирующий прибор ФИП 3 1 1 3
Счетчик активной энергии ЦЭ6805В 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ6811 1 2 1 2
Релейная защита
линии Дистанц. - 0,5 - 1 0,5
ДФЗ - 0,5 - 1 0,5
Итого 14
.
3∙200=600 ВА ≥ 14 ВА
Намеченный ранее трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
9.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на ЗРУ 10 кВ
В цепях ввода и отходящих линиях 10 кВ трансформаторы тока не выбираются т.к. встроены в КРУ типа К-61М установлены ТШЛ-10-1/3000 и ТШЛ-10-1/1000 соответственно.
Намечаем трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10.
Трансформатор напряжения измерительный однофазный с литой изоляцией предназначен для установки в комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установки и служит для питания цепей измерения, автоматики, сигнализации и защиты в электрических установках переменного тока частоты 50 и 60 Гц в сетях с изолированной нейтралью.
Условия выбора трансформатора напряжения:
10 кВ 10 кВ;
схема соединения ;
Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу (таблица 9.3).
Таблица 9.3 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 10 кВ Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 13 13
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 13 13
Амперметр Э-390 0,5 1 13 6,5
Сборные шины 10 кВ Вольтметр(междуфазный) Э-377 2 1 2 4
Вольтметр(трехфазный) Э-377 2 1 2 4
Обмотка НН Амперметр Э-390 0,5 1 1 0,5
Ваттметр Д-305 2 2 1 4
Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 1 2
Итого 88,5
225ВА≥88,5ВА
Намеченный ранее трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10 проходит по вторичной нагрузке.
10 Выбор токоведущих частей
10.1 Выбор токоведущих частей ОРУ 110 кВ
Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
C=90[6,стр 341].
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
Условие проверки:
1,07∙5,48=5,78кВ/см2≤ 0,9∙25,1=22,64 кВ/см2
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 205/27 по условиям короны проходит.
Выбираем токоведущие части от трансформатора до выключателя 110кВ.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока [3], табл. 4.4;
Qэ=Iнорм/jэ=231,7/1=237,1 мм2; (10.1)
где Iнорм - номинальный ток цепи, А.
Выбираем провод типа АС – 240/32,q = 240 мм2, d = 21,6 мм, Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iмахцепи= 463,5 ≤ Iдоп=505 А; (10.2)
Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям короны не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий электропередач 35-110 кВ 70 мм2.
Для получения методики расчета проведем проверочный расчет.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
(10.3)
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
кВ/см (10.4)
где U – номинальное напряжение, кВ;
dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;
Условие проверки:
(10.5)
1,07∙13,3=14,2 кВ/см ≤ 0,9∙31,6=28,4 кВ/см;
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 240/32 по условиям короны проходит.
10.2 Выбор сборных шин и ошиновки ЗРУ 10 кВ
Сборные шины и ошиновка в ЗРУ 10 кВ выполняется жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. В случае применения КРУ шины не выбираются и не проверяются по токам к.з., указывается только номинальный ток сборных шин и шкафов.
11 Выбор конструкций распределительных устройств
11.1 Конструкция ОРУ 110 кВ
ОРУ - это открытое распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
ОРУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом АС-300. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода.
Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ.
ОРУ должно быть ограждено.
ОРУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:
- меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундамен¬тов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время соору¬жения и стоимость ОРУ;
- легче выполняются расширение и реконструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.
11.2 Конструкция ЗРУ 10 кВ
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. По длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию шин от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа – из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе.
Конструкции РУ -10:
Ячейки К-63 и К-61М представляют собой сварную металлическую конструкцию из гнутых стальных профилей, так же каркас ячеек может изготавливаться из оцинкованной стали с применением технологии заклепочных соединений, что значительно повышает прочность корпуса, улучшает внешний вид и антикоррозийные свойства изделия.
В него устанавливаются аппараты и приборы согласно схемам главных и вторичных цепей.
Ячейки К-61М состоят из основных сборочных единиц: корпуса с аппаратурой; выкатной тележки; релейного шкафа внутри которого расположены устройства защиты и автоматики, аппаратура сигнализации и управления, приборы измерения и другие устройства вспомогательных цепей; отсека сборных шин.
Доступ в ячейки К-61М обеспечен через две двери: дверь релейного отсека, дверь отсека трансформаторов напряжения или предохранителя, Дверь трансформаторного отсека имеет смотровое окно для обзора внутренней части камер без снятия напряжения. Дверь релейного отсека является панелью, на которой смонтирована аппаратура схем вспомогательных цепей. На фасаде размещена аппаратура с задним присоединением проводов, на внутренней стороне выполнена раскладка проводов. Внутри камера освещена лампой накаливания.
Выкатная тележка представляет собой сварную конструкцию, на которой устанавливается высоковольтное оборудование различных производителей - вакуумный выключатель BB/TEL («Таврида Электрик»), ВБМ, ВБЭ (г. Саратов), ВБСК (г. Минусинск), определяемое схемой соединения главных цепей, и разъединяющие контакты.
Выкатной элемент может занимать относительно корпуса положение: рабочее, контрольное и ремонтное. В рабочем и контрольном положениях выкатной элемент находится в фиксированном положении.
В ремонтном положении выкатной элемент из корпуса шкафа выдвинут полностью, разъединяющие контакты главной цепи разомкнуты; выкатной элемент с установленной на нем аппаратурой может быть подвергнут осмотру и ремонту.
Ячейки К-61М оборудованы следующими блокировками:
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, а также из контрольного положения в рабочее при включенном положении выключателя.
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе; она состоит из упора, который контролирует положение вала заземляющего разъединителя и препятствует вкатыванию выкатного элемента. Конструктивно шкаф КРУ выполнен таким образом, что включать или выключать заземляющий разъединитель возможно только в ремонтном положении выкатного элемента.
-электромагнитная блокировка, не допускающая при включенном положении заземляющего разъединителя, перемещения в рабочее положение выкатного элемента в другом шкафу КРУ, от которого возможна подача напряжения на шкаф, где размещен заземляющий разъединитель. Цепи вторичной коммутации ячейки КРУ размещены в релейном шкафу. Релейный шкаф представляет собой сварную металлическую конструкцию. Низковольтная аппаратура вторичных цепей смонтирована на панели внутри релейного шкафа либо на задней стенке релейного шкафа, либо на поворотной панели (дверь релейного шкафа).
Схемы вторичных цепей реализуются на электромеханических реле, а так же с использованием устройств микропроцессорной защиты различных производителей («Темп», «SEPAM», «УЗА», «MICOM» и др.).
На фасадной стороне шкафа КРУ нанесены надписи, указывающие ее назначение, а также порядковый номер камер в соответствии с опросным листом.
Ошиновка шкафов КРУ выполнена шинами из алюминиевого сплава электротехнического назначения.
Заключение
В данном курсовом проекте была спроектирована тупиковая подстанция 110/10 кВ мощностью 48 МВт, изложены пункты, решены вопросы и произведены необходимые вычисления согласно заданию. Расчеты, формулы, а также электрооборудование и различные электрические аппараты, которые мы выбрали в ходе данного расчета и обоснование данного выбора использованы из соответствующих справочников, методических пособий и учебной литературы.
На подстанции устанавливается два трёхфазных трансформатора с расщепленной обмоткой ТРДН-40000/110/10 с РПН (с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла). Электроэнергия поступает от энергосистемы в ОРУ 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в ЗРУ 10 кВ.
По расчёту количество линий составило - 13 линий. Выбрали кабель марки СБГ 3х120-10. Произвели расчет токов КЗ для выбора релейной защиты и проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость.
Установили в ОРУ 110 кВ элегазовые выключатели серии ВЭБ-110-40/2500УХЛ1 в который устанавливаем встроенный трансформатор тока ТВ – 110 – 600/5; горизонтальный двухконтактный разъединитель РГД-110-II/1000УХЛ1 и каскадный трансформатор напряжения типа НКФ-110-58У1.
Для отходящих линиях в ЗРУ 10 кВ выбрали выключатель ВБЭ-10-31,5/630 вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и встроенный в КРУ типа К-61М в которых установлены трансформаторы тока типа ТШП-10-1/1000 и трансформаторы напряжения ЗНИОЛ-10.
В качестве вводных и секционных выключателей выбрали ВБЭ -10-31,5/2500 встроенный в КРУ типа К-61М в которых установлены трансформаторы тока типа ТШП-10-1/3000 и трансформаторы напряжения ЗНИОЛ-10.
Осуществили выбор конструкции распределительных устройств и основных токоведущих частей.
Графическая часть включает в себя полную принципиальную схему подстанции, план тупиковой подстанции и чертеж общего вида элемента выкатной с выключателем.
Список литературы
1 Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-220 кВ. – Министерство энергетики Российской Федерации, 2003.
2 Энергетика Оборудование Документация. - М.: ЭнергоСовет. 2006-2012. - Режим доступа: http://forca.ru
3 Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для средн. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.Н. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.:Издательский центр «Академия», 2004.
4 Алюнов А. ОНЛАЙН ЭЛЕКТРИК: Онлайн расчеты электрических систем. - СП.: 2008-2012. - Режим доступа: http://www.online-electric.ru
5 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ – 4-е изд., перераб. и доп. № 13865 тм – т1. – М.: «Энергосетьпроект», 1991
6 Правила устройства электроустановок (ПУЭ, 7 издание). – М.:НЦ ЭНАС, 2003.
7 Выбор схем электрических соединений подстанций: Методические указания по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»/С.Е.Кокин. Екатеринбург:УГТУ-УПИ, 2001.
8 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомоиздат, 1989.- 608 с.