Анализ графиков нагрузок. Выбор мощности трансформаторов, схем распределительных устройств высшего и низшего напряжения, релейной защиты и автоматики, оперативного тока, трансформатора собственных нужд. Расчет заземления подстанции и молниеотводов.
Аннотация к работе
Коэффициент перегрузки трансформатора допускается 30 %, т.к. время максимальной перегрузки по суточному графику составляет 12 часов (50% от всего времени работы трансформатора) Так как Т13//Т14, Х1-сопротивление одной нижней обмотки при Хвн=0, при этом в режиме КЗ один из трансформаторов выходит из строя, учитываем сопротивление одного трансформатора В аварийном режиме, когда выходит из строя один трансформатор, включается выключатель на перемычке со стороны трансформаторов, и один рабочий трансформатор принимает всю нагрузку. Для аварийного режима, при выходе из строя одного из трансформаторов, секционные выключатели включены и ток проходит по двум проводникам, питающим секционированные шины (с учетом коэффициента перегрузки трансформатора - 1,3) Для аварийного режима, при выходе из строя одного из трансформаторов, секционные выключатели включены и ток проходит по двум проводникам, питающим секционированные шины (с учетом коэффициента перегрузки трансформатора - 1,3)Примем меры для снижения Uпр путем расширения заземляющего устройства за пределы ПС путем использования естественных заземлителей. На ПС будем использовать естественные заземлители системы трос-опоры линии 110 КВ общим сопротивлением Re=2 Ом, тогда общее сопротивление ЗУ ПС Построение зоны защиты для молниеотвода высотой h<60 м производится следующим образом. От основания молниеотвода в противоположные стороны откладываются два отрезка СА" и СВ", равные 0,75h, концы полученных точек А" и В" соединяют с вершиной О молниеотвода. Далее на молниеотводе на высоте 0,8h находится точка О", которая соединяется прямой линией с концами отрезков СВ и СА, равных l,5h.
План
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной
Введение
Подстанции являются неотъемлимой частью электрических сетей, так как при передаче и потреблении требуются отличные напря
В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками.
Для передачи электроэнергии на большие расстояния с минимальными потерями необходимы большие напряжения линий. Генераторы выдают недостаточно высокое напряжение, приемники также нуждаются в низком напряжении. Для преобразований напряжений необходимы подстанции.
Электростанции при помощи электрических линий (через подстанции) связывают друг с другом для параллельной работы на общую нагрузку. Такая совокупность электростанций, подстанций и приемников электрической энергии, связанных между собой линиями электропередачи, называется энергетической системой (ЭЭС). Подстанция - узлы электрической сети, именно поэтому очень важно правильно выбрать оборудование и схемы электрических соединений, чтобы достичь максимальной надежности, экономичности, простоты эксплуатации и сроительства.
Исходные данные
КЭС: G5-G7
Рном=220 МВТ;
Uном=15,75 КВ.
С1: Sкз=1000 МВА;
U=220 КВ.
Т19-Т21: S=250 МВА.
Т7-Т8: S=63МВА.
W6=80 км, W2=130 км.
Н5=10 МВА, cos =0,5.
ПС: Рмах=35 МВТ, U=10 КВ, n=9.
Нагрузка: I=20 %;
II=50%;
III=30%.
Таблица 1 часы Зима Лето
0-6 80 50
6-12 100 7
12-18 100 70
18-24 70 50
Рисунок 1 - Исходная схема
1.
Обработка графиков нагрузок
Таблица 2 - Суточный график нагрузок часы Зима Лето
0-6 80 50
6-12 100 70
12-18 100 70
18-24 70 50
Рисунок 2 - Суточный график нагрузок
Коэффициент нагрузки
Построим годовой график нагрузок
Потребляемая мощность в течение суток
;
;
;
;
Рисунок 3 - Годовой график нагрузок
Количество электроэнергии, потребляемое проектируемой подстанцией за год
(МВТ ч)
Среднегодовая нагрузка и коэффициент нагрузки
(МВТ)
Продолжительность использования максимальной нагрузки
(ч)
Найдем время потерь по эмпирической формуле
2.
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции
Исходя из требования надежности электроснабжения потребителей, в аварийном режиме потребители первой и второй категории (70% от всех потребителей) по надежности должны получать электроэнергию. Коэффициент перегрузки трансформатора допускается 30 %, т.к. время максимальной перегрузки по суточному графику составляет 12 часов (50% от всего времени работы трансформатора)
Где SI,II-мощность потребителей I и II категории, SI,II=PI,II/cos
(МВА)
Самое близкое большее стандартное значение - 25 МВА.
Для сравнения возьмем трансформатор с большей мощностью 32 МВА.
Таблица 3 - Напряжение для двух вариантов мощности трансформаторов
U для T1 ТРДН 25=110КВ U для T2 ТРДН 32 найдем по формуле найдем потоки мощности по W6. т.к. с в 7 раз, то и потоки мощности от центра питания КЭС в 7 раз больше.
В расчете используем наибольший поток, так как напряжение должно быть одинаковым. Так как линия двухцепная, в расчете Р/2.
Рисунок 4 - Потоки мощности к ПС
(КВ)
Таблица 4 Выбираем для сравнения два трансформатора
ТРДН 25 ТРДН 32
Для ТРДН 25
(Мвар)
(МВТ ч)
Проверим целесообразность отключения одного из трансформаторов в часы минимальных нагрузок
(МВА) где Кэк - экономический эквивалент для перевода квар в КВ. Для трансформаторов в районных сетях 110 КВ Кэк=0,08.
Так как Sэт<Smin, то отключение не целесообразно, то есть оба трансформатора постоянно будут в работе в нормальных режимах.
Для ТРДН 32
(Мвар)
(МВТ)
Проверим целесообразность отключения одного из трансформаторов в часы минимальных нагрузок
(МВА)
Так как Sэт<Smin, то отключение не целесообразно, то есть оба трансформатора постоянно будут в работе в нормальных режимах.
Стоимость трансформатора, тыс. руб Ктр Куд НДС 5500 3,86 1,18=25051
6340 3,86 1,18=28877
Итого, тыс.руб 18Квв 2Ктр 18 33250 2 25051=548852
18 33250 2 28877=556504
где Ктр и Квв - стоимости трансформатора [4. Таблица 7.20] и выключателя [4. Таблица 7.19] соответственно;
Куд - коэффициент удорожания, информация по стоимости устарела;
НДС - налог.
В соответствие с выбранной схемой РУВН и РУНН на ПС необходимо установить 18 выключателей (9 - фидера, 4 - вводы, 2 - секционные, 3 - на РУВН в соответствие с мостовой схемой 110-5Н)
Таблица 6 - Экономический расчет обоих вариантов
ТРДН-25 ТРДН-32
Прибыль R=сэ Wгод I, где сэ - тариф на электроэнергию сэ =2,7 ; - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии, I=0,3;
R=2,7 226233000 0,3=183,25 млн.руб
Стоимость потерь, млн. руб
Стоимость обслуживания, млн.руб
Прибыль от реализации, млн.руб
Налоги, млн.руб
Удельная себестоимость, руб/КВТ ч
Таблица 7 - Технико-экономическое обоснование вариантов
Показатель Ед. изм. ТРДН-25 ТРДН-32
Напряжение КВ 110 110
Мощность МВА 25 32
Средняя рентабельность продукции % 38,04 38,27
Средняя рентабельность производства % 82,37 81,72
ЧДД нарастающим итогом млн.руб 90,39 86,58
Индекс доходности 0,82 0,818
Срок окупаемости лет 10 10
Расчетный период 11 лет. Оба варианта по экономическим показателям практически равны, по техническим - оба приемлемы. Выбираем первый вариант, так как он несколько выгоднее.
Проверим оба трансформатора на допустимые систематические нагрузки.
Мощность трансформаторов ТРДН-25 на ПС 50 МВА, максимальная нагрузка 43,75 МВА, то есть ТРДН-25 удовлетворяем условию
(МВА)
ТРДН-32 мощнее ТРДН-25, поэтому производить проверку бессмысленно.
3.
Выбор главной схемы электрических соединений подстанции
Проходная ПС, питающаяся с 2х сторон. ВЛ достаточно длинные, поэтому велика вероятность аварии на линии. Также отсутствие частых коммутаций трансформаторов позволяют сделать выбор в сторону мостовой схемы 5Н.
К тому же данная схема позволяет бесперебойно питать потребителей I и II категории по надежности, процент которых достаточно велик, 70 %.
В случае аварии на ВЛ или при выводе выключателя в ремонт неповрежденная линия будет питать оба трансформатора: один по своей линии, другой через перемычку с выключателем нагрузки.
РУВН открытое (ОРУ), так как ОРУ дешевле, ниже сроки строительства, естественное охлаждение трансформаторов.
РУНН закрытое, защищенное от механических воздействий. За счет относительно невысокого уровня напряжения (10 КВ) не нужна очень мощная изоляция, как потребовалась бы при ЗРУ-110 КВ.
4 секционные шины, попарно соединенные секционными выключателями, оборудованными АВР, так как имеются потребители I и II категории.
4.
Расчет токов КЗ
Sб=1000(МВА)
Uб=110(МВА)
(КА)
Рисунок 5 - Схема замещения сети
Рисунок 6 - Схема замещения сети
Рисунок 7 - Эквивалентная схема замещения
Определим эквивалентное сопротивление цепи относительно точки К1.
Для этого необходимо определить сопротивления всех элементов сети: Относительное сопротивление системы C
Относительное сопротивление линии W2
Относительное сопротивление обмоток высшего напряжения на Т7 и Т8
Т7 и Т8 - АТДЦТН-250: Uвн=230 КВ
Uсн=121 КВ
Uнн=11/13,8/15,75/38,5 КВ
Uкз вн-сн=11%
Uкз вн-нн=32%
Uкз сн-нн=20%
%
%
%
Тогда:
Так как проектируемая ПС является проходной и подсоединяется к линии W6, необходимо сопротивление этой линии разделить на два одинаковых участка, сопротивление кторых
Сопротивление КЭС включает в себя сопротивления генераторов G5-G7 и повышающих трансформаторов Т19-Т21
Сопротивление генераторных ветвей где - сверхпереходное сопротивление генераторов ТВВ-220-2Е, N - количество генераторов.
Сопротивление повышающих трансформаторов
Подсчет Хэкв к1
Определяем коэффициенты распределения для всех ветвей относительно К1
Сопротивления генерирующих цепей до точки К1
Номинальный ток генератора
(КА)
(КА)
По расчетным кривым затухания периодической составляющей при t=0 и t=0,1с для турбогенераторов определим [5. Рисунок 10-7]
(КА)
(КА)
Периодическая составляющая тока от обоих источников
(КА)
(КА)
Расчет ударного тока КЗ.
Значения ударных коэффициентов ( ) и постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ ( )
(с)
(КА)
(КА)
(КА)
Полученные значения занесем в [Таблица 6].
Подсчет Хэкв к2
Сопротивление проектируемой ПС (Т13//Т14)
%
%
Так как Т13//Т14, Х1-сопротивление одной нижней обмотки при Хвн=0, при этом в режиме КЗ один из трансформаторов выходит из строя, учитываем сопротивление одного трансформатора
Тогда
Определяем коэффициенты распределения для всех ветвей относительно К2
Рисунок 9 - Распределение потоков мощностей
Сопротивления генерирующих цепей до точки К2
Номинальный ток генератора
(КА)
(КА)
По расчетным кривым затухания периодической составляющей при t=0 и t=0,1с для турбогенераторов определим [5. Рисунок 10-7]
(КА)
(КА)
Периодическая составляющая тока от обоих источников
(КА)
(КА)
Расчет ударного тока КЗ.
Значения ударных коэффициентов ( ) и постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ ( )
(с)
(КА)
(КА)
(КА)
Полученные значения занесем в [Таблица 6].
Таблица 8 - Результаты расчета токов КЗ
Іп_(t=0), КА Іп_(t=0,1), КА іуд, КА іа, КА
К1 5,8 3,7 14,76 1,1
К2 1,56 1,55 4,09 0,42
5. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей
5.1 Выбор токопровода ОРУ 110 КВ
Выбираем гибкие сталеалюминиевые шины по экономической плотности тока.
(А) jэк=1 А/мм2 для Тим 5000 ч, для алюминиевых неизолированных токоведущих частей.
В соответствии со схемой РУВН - мостик с ремонтной перемычкой со стороны ВЛ, в нормальном режиме работы выключатель на перемычке со стороны трансформаторов отключен, трансформаторы работают изолированно, рабочие токи также разделяются по двум проводникам
А Тогда мм2
Проверка на максимальный длительный ток нагрузки.
В аварийном режиме, когда выходит из строя один трансформатор, включается выключатель на перемычке со стороны трансформаторов, и один рабочий трансформатор принимает всю нагрузку. Коэффициент перегрузки для ТРДН25 - 1,3
(А)
Допустимый длительный ток по условию нагрева для АС120/19 - 380 А. [6. Таблица П.2-1]
Для РУНН выбираем жесткие сталеалюминиевые шины изза больших рабочих токов.
Выбираем жесткие алюминиевые шины по экономической плотности тока.
(КА) jэк=1 А/мм2 для Тим 5000 ч, для алюминиевых неизолированных токоведущих частей.
В соответствии со схемой РУНН - с двумя секционированными системами шин, при нормальном режиме секционные выключатели отключены, и ко всем шинам отдельно подводится питание. Поэтому рабочий ток распределяется между четырьмя проводниками
(А)
Тогда мм2
Проверка на максимальный длительный ток нагрузки.
Для аварийного режима, при выходе из строя одного из трансформаторов, секционные выключатели включены и ток проходит по двум проводникам, питающим секционированные шины (с учетом коэффициента перегрузки трансформатора - 1,3)
(КА)
(А)
Допустимый длительный ток по условию нагрева для жестких алюминиевых шин q=80 8 мм2 - 1320 А. [1. Глава 1.3]
(А)
(А)
В ПУЭ даны значения длительно допустимых токов с учетом расположения шин на ребро, так как в данном проекте располагаем шины плашмя, то значение длительно допустимого тока необходимо уменьшить на 7%.
Проверка на термическую стойкость при КЗ.
Определение минимального термически стойкого сечения
C=91 для алюминиевых шин где трасч=(тзащ тс,В), принимаем равным 0,11 с мм2
мм2
Проверка на коронирование для U=10 КВ не производится.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ
где а - межфазное расстояние, а=0,22 м [2. Таблица 4.2.5 ]
Н
Где l - длина пролета между опорными изоляторами, l=0,95 м, W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия
(см3)
(МПА)
Марка сплава алюминия АД31Т, [3. Таблица 42]
(МПА)
Выбранная жесткая алюминиевая шина удовлетворяет всем условиям и проверкам.
Сборные шины в КРУ
Сечение сборных шин выбирают по максимальному длительному току нагрузки.
(А)
Для аварийного режима, при выходе из строя одного из трансформаторов, секционные выключатели включены и ток проходит по двум проводникам, питающим секционированные шины (с учетом коэффициента перегрузки трансформатора - 1,3)
(А)
Допустимый длительный ток по условию нагрева для жестких алюминиевых шин q=60 8 мм2 - 1040 А. [1. Глава 1.3]
C=91 для алюминиевых шин где трасч=(тзащ тс,В), принимаем равным 0,11 с мм2
мм2
Проверка на коронирование для U=10 КВ не производится.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ
где а - межфазное расстояние, а=0,22 м [2. Таблица 4.2.5 ]
Н
Где l - длина пролета между опорными изоляторами, l=0,95 м, W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия
(см3)
(МПА)
Марка сплава алюминия АД31Т, [рожкова табл 42]
(МПА)
Выбранная жесткая алюминиевая шина удовлетворяет всем условиям и проверкам
5.4 Линии 10 КВ
На вводе силового трансформатора и на отходящих фидерах разные рабочие максимальные токи.
Рисунок 7 - Распределение нагрузки между шинами НН
Определение токов на отходящих фидерах приближенно по второму закону Кирхгофа
На СШ 1,2 и 3
(А)
На СШ 4
(А)
Выбираем сечение алюминиевого кабеля методу по экономической плотности тока.
jэк=1,2 А/мм2 для Тим 5000 ч, для кабелей с алюминиевыми жилами [8. Таблица 28-1].
Тогда для секций 1,2,3 и 4 соответсвенно мм2 мм2
Выбираем трехжильный кабель ААГ с сечением жилы 95мм2, при этом общее сечение q= мм2 для СШ 1, 2 и 3 [6. Таблица 2];
Для линий СШ 4 выбираем трехжильный кабель ААГ с сечением жилы 50 мм2, q= мм2, 150<160, но разница составляет менее 10 %, поэтому принимаем данное сечение.
Проверка на максимальный длительный ток нагрузки.
Для аварийного режима расчет производить не имеет смысла, так как при выходе из строя одного силового трансформатора нагрузка на каждый фидер не изменится. При отключении одной из линий, на других линиях нагрузка также не увеличится.
Допустимый длительный ток для сечения жилы 95 мм2-194 А, Для 50 мм2-132 А [6. Таблица 3]. Іл нужно разделить на 3, так как допустимое значение дано для одной жилы выбранного сечения, а выбранный кабель трехжильный
(А)
(А)
Проверка на термическую стойкость при КЗ.
Определение минимального термически стойкого сечения
C=91 для алюминиевых шин где трасч=(тзащ тс,В), принимаем равным 0,11 с мм2
мм2 мм2
Проверка на коронирование для U=10 КВ не производится.
Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям и проверкам.
5.5 Выбор изоляторов
Для жестких алюминиевых шин выбираем изоляторы опорно-стержневые ОСК 4-10-А-2
Таблица 9 Условия выбора
Наименование параметра ОСК 4-10-А-2 Расчетные данные
Номинальное напряжение, КВ Uyct=10 Uрасч=10
Допускаемая нагрузка, Н Fдоп=2400 Fрасч=12,5
Допускаемая нагрузка
КН
Fразр=4 КН
Максимальная нагрузка
Н kh- поправочный коэффициент на высоту шины, для шины, расположенной плашмя kh=1
Для гибких сталеалюминиевых шин на ОРУ 110 КВ принимаем изоляторы типа ПС-6А. Собирают в гирлянду, в гирлянде 10 изоляторов
Таблица 10 Условия выбора
Наименование параметра ПС-6А Расчетные данные
Номинальное напряжение, КВ Uyct=110 Uрасч=110
Допускаемая нагрузка, Н Fдоп=21000 Fрасч=35,8
Допускаемая нагрузка
(КН)
Fразр=6 КН, изоляторы собираем в гирлянду из 7 изоляторов.
Максимальная нагрузка
Н а=1 [2. Таблица 4.2.5.].
Для отходящих кабельных линий выбираем ЛК 70/10-И.
Таблица 11 Условия выбора
Наименование параметра ЛК 70/10-И Расчетные данные
Номинальное напряжение, КВ Uyct=10 Uрасч=10
Допускаемая нагрузка, Н Fдоп=42 Fрасч=4,3
Допускаемая нагрузка
(КН)
Fразр=70 КН
Максимальная нагрузка
(КН) а-междуфазное расстояние, а=0,1м [1. Пункт 2.3.86.] l- длина пролета. Для КЛ 10 КВ примем 150 м;
6. Выбор высоковольтных выключателей
6.1 ОРУ-110 КВ
Выключатель элегазовый колонкового типа ВЭКТ-110/III - 40/2000 У1. Высокий уровень изоляционных свойств элегаза позволяют исключить повторные пробои и перенапряжения. Небольшой объем, снижение расходов на обслуживание, высокий уровень взрыво- и пожаробезопасности делают выбор экономически целесообразным.
Управление выключателями осуществляется пружинным приводом, исполнение 19.
Таблица 12 - Технические данные ВЭКТ-110
Наименование параметра ВЭКТ-110/III - 40/2000 У1 Расчетные данные Выполнение условия
Номинальный ток, A Ia,ном=2000 Іраб,max= 114,8 2000>114,8
Номинальный ток отключения, КА Іо,ном= 40 Іп (t=0)= 5,8 40>5,8
Полный ток, КА 80,9 9,380,9>9,3
Сверхпереходной ток, КА Іпр.ск =40 I11=6,9 40>6,9
Ударный ток, КА іпр.ск=102 іуд=14,76 102>14,76
Интеграл Джоуля, КА2 СІ2т тт 4,8 106Вк= (I11)2 (трасч Та) Вк=7,6184,8 106>7,618 где Іт и тт - ток термической стойкости и время протекания тока термической стойкости, для выключателя ВГТ-110II-40/2500ХЛ1, - значение содержания апериодической составляющей в отключающем токе, трасч=(тзащ тс,В), т.к защиту еще не выбрали, тс,В= 0,085с, трасч 0,11 с.
6.2 КРУ
Выбираем ВВД63А-10 на выкатном элементе. Управление выключателем может быть как дистанционное оперативное, так и ручное неоперативное. В данном коммутационном аппарате присутствует АПВ для секционных выключателей, для остальных выключателей в ячейках КРУ АПВ отсутствует.
Производитель ООО «Электроаппарат».
Привод ПМ19, входит в комплект выключателя.
Данный выключатель подходит к ВЭ, который в свою очередь, подходит к ячейкам К-59.
Так как на вводе силового трансформатора и на отходящих фидерах разные рабочие максимальные токи, то и параметры выбранного выключателя будут разные.
Определение токов на отходящих фидерах приближенно по второму закону Кирхгофа
(А)
Не на всех шинах одинаковое количество отходящих фидеров - на одной шине 3 фидера, соответственно, токи меньше, но на всех линиях устанавливаем одинаковые выключатели.
На вводах силового трансформатора 10 КВ и секционные выключатели - ВВД63А-10-20/1250-ЭМ19-В-У3;
На отходящих линиях - ВВД63А-10-20/630-ЭМ19-В-У3 трасч=(тзащ тс,В)
Таблица 13 - Технические характеристики ВВД63А-10
Каталожные данные Расчетные данные
Наименование параметра На вводах силового трансформатора 10 КВ На отходящих линиях На вводах силового трансформатора 10 КВ На отходящих линиях Выполнение условия
Номинальный ток отключения, КА Іо,ном= 20 Іп (t=0)= 1,56 20>1,56
Полный ток, КА 19,8 2,619,8>2,6
Сверхпереходной ток, КА Іпр.ск =20 I11=1,98 20>1,98
Ударный ток, КА іпр.ск=63 іуд=4,09 63>4,09
Интеграл Джоуля, КА2 СІ2т тт
1,2 106Вк= (I11)2 (трасч Та)1,2 106>0,4 103
0,4 103
Т.к защиту еще не выбрали, тс,В= 0,08с, трасч 0,11 с.
7. Выбор разъединителей
На стороне ОРУ-110 КВ выбор разъединителей производится по условиям выбора выключателей (кроме параметра - ток отключения, так разъединителем можно производить операции только в бестоковую паузу или при токах намагничивания). Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ (ячейки выкатные, то видимый разрыв создается за счет выкатных элементов).
Выбираем разъединитель РГП-3-2-I-110/1250 УЛ1 производства СП ОАО «Узэлектроаппарат - Электрощит»
Таблица 14 - Технические данные РГП-3-2
Наименование параметра РГП-3-2-II-110/1250 УЛ1 Расчетные данные Выполнение условия
Номинальный ток, A Ia,ном= 1250 Іраб,max= 114,8 1250>114,8
Сверхпереходной ток, КА Іпр.ск = 25 I11=6,9 25>6,9
Ударный ток, КА іпр.ск=63 іуд=14,76 63>14,76
Интеграл Джоуля, КА2 СІ2т тт
1,875 106Вк= (I11)2 (трасч Та)
Вк=5,2 1031,875 106>5,2 103
Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.
Для данного типа разъединителя предусмотрена фарфоровая изоляция С4-450 I УХЛ1 и приводы для главных и заземляющих ножей - ПДС и ПР-П(К)-90.
8. Выбор трансформаторов тока
8.1 ОРУ-110 КВ
На стороне ОРУ 110 КВ в выключателях нагрузки нет встроенных трансформаторов тока, следовательно, их нужно выбрать. Выбираем трансформаторы для наружной установки ТОГФ-110II.
Таблица 15 - Технические данные ТОГФ-110
Наименование параметра ТОГФ-110II 0,5S 5/0,5/5P-50-100-200/5 УХЛ1 Расчетные данные Выполнение условия
Расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока состоит из сопротивления приборов rприб, соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rk
(Ом) где Sприб - вторичная нагрузка
Таблица 16 - Вторичная нагрузка ТТ
Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность, ВА фаза А фаза В фаза С
Амперметр Э-377 0,1 - -
Ваттметр регистрирующий Д-335 1,5 - 1,5
Счетчик активной энергии И-674 2,5 - 2,5
Счетчик реактивной энергии И-673 2,5 - 2,5
ИТОГО 6,6 - 6,5 rk принимается равным 0,05 Ом при количестве приборов три и менее.
Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Для того чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выполнить условие
Из условия где =30 ВА,
(Ом)
(Ом)
Зная , можно определить их сечение
(мм2) где с - удельное сопротивление материала провода, для алюминия с =0,0283 Ом•мм2/м;
lрасч - расчетная длина провода, зависящая от схемы соединения ТТ. При двух ТТ, включенных в неполную звезду (данные трансформаторы тока устанавливаются на РУВН, перед трансформатором, поэтому не возникнет большой не симметрии и следовательно, применение схемы включения «полная звезда» нецелесообразно. Трансформатор тока поставляется со схемой соединения вторичных обмоток «звезда» . Но по требованию заказчика поставщик предоставит трансформатор тока с выбранной схемой соединения вторичных обмоток).
l - расстояние от ТТ до измерительных приборов. Это расстояние примем l= 85 м.
(м)
Выбираем четырехжильный контрольный кабель АКРВГ с сечением 2,5 мм2. По условию механической прочности сечение кабелей не должно быть менее 2 мм2[1. таблица 2-1-1]
(мм2)
По условию электродинамической стойкости трансформатора тока:
Ід - наибольший пик, Ід =102 КА.
(КА)
По условию термической стойкости:
(КА2 с) где Іт и тт - ток термической стойкости и время протекания тока термической стойкости [каталог];
где трасч=(тзащ тс,В), принимаем равным 0,11 с
(КА2 с)
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.
8.2 КРУ-10 КВ
В ячейки К-59 установим трансформатор тока ТЛК-10. В связи с тем, что токи на вводах силового трансформатора 10 КВ и в ячейках секционных выключателей больше, чем токи на отходящих фидерах, будем выбирать разное исполнение ТЛК-10 по номинальному току первичной обмотки.
Наименование параметра Ввод 10 КВ трансформатора и секционный выключатель Линии 10 КВ Ввод 10 КВ трансформатора и секционный выключатель Линии 10 КВ Выполнение условия
По условию (для работы ТН в заданном классе точности 0,5)
(ВА)
Данное условие выполняется
Таблица 21 - Вторичная нагрузка ТН на секции 4
Наименование прибора Тип прибора Мощность обмотки, ВА Число обмоток, k cos sin Число приборов NПОТРЕБЛЯЕМАЯ мощность
P2, Вт Q2, вар
Счетчик активной энергии И-674 7,9 ВА 2 0,38 0,925 1 6 14,6
Счетчик реактивной энергии И-673 7,9 ВА 2 0,38 0,925 1 6 14,6
Ваттметр Д-335 1,5 ВА 2 1 0 1 3 0
Счетчик активной энергии И-674 7,9 ВА 2 0,38 0,925 3 18 43,8
Счетчик реактивной энергии И-673 7,9 ВА 2 0,38 0,925 3 18 43,8
(ВА)
По условию (для работы ТН в заданном классе точности 0,5)
(ВА)
Сечение соединительных проводов от ТН до измерительных приборов где - допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН, =0,5 % от U2ном при наличии в цепи ТН счетчиков;
l - расстояние от ТТ до измерительных приборов. Это расстояние примем l=4 м для КРУ-10 КВ
(м)
- удельная проводимость материала провода, для алюминия =32 м/Ом•мм2
Для соединительных проводов от ТН на шинах 1, 2 и 3
(мм2)
По условию механической прочности сечение соединительных приводов не должно быть менее 2,5 мм2 для алюминия, поэтому принимаем qпр=2,5 мм2.
Выбираем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
Для соединительных проводов от ТН на шине 4
(мм2)
Выбираем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условиям механической прочности.
9.2 Выбор предохранителей
Выбираем предохранители, расположенные между сборными шинами низшего напряжения 10 КВ и трансформатором напряжения, типа ПКТ 101-10-2-12,5 У3.
Таблица 22 - Технические данные ПКТ 101-10-2-12,5 У3
Наименование параметра Каталожные данные Расчетные данные Выполнение условия
Номинальное напряжение, КВ U1ном=10 Ua уст=10 10=10
Номинальный ток, А Іном=2 Ірабмах=0,11 2>0,11
Номинальный ток отсечки, КА Іном отс=12,5 I11=1 12,5>1
(А)
Выбираем предохранители, расположенные между приборами и трансформатором напряжения, типа ПН-2 100/31,5 А (низковольтная вторичная цепь ТН)
Таблица 23 - Технические данные ПН-2 100/31,5 А Наименование параметра Каталожные данные Расчетные данные Выполнение условия
Номинальное напряжение, В U2ном=100 Ua уст=100 100=100
Номинальный ток, А Іном=100
Ток вставки, А Іном вст=31,5 Ірабмах=10,9 31,5>10,9
(А)
Данные предохранители удовлетворяют условиям.
9.3 Выбор ТН 110 КВ
На ОРУ-110 КВ выбираем измерительные трансформаторы напряжения НДКМ-110. Трансформатор напряжения предназначен для подключения измерительных приборов в сеть 110 КВ.
Таблица 24 - Технические данные НДКМ-110 УХЛ1
Наименование параметра Каталожные данные Расчетные данные Выполнение условия
Класс напряжения, КВ Ua,ном=110 Uyct,ном=110 110=110
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки №1, КВ U2,ном= 0,1/ v3
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки №2, КВ U2,ном= 0,1/ v3
Номинальная мощность, ВА, основной вторичной обмотки №2 в классах точности 0,5 S2 =200
Предельная мощность вне класса точности, ВА S2,max=1200
Для питания измерительных приборов целесообразно соединение двух однофазных ТН по схеме открытого треугольника S2=2 S2ном.
Активная энергия приборов-
Реактивная потребляемая энергия приборов-
Таблица 25 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на ОРУ-110 КВ
Наименование прибора Тип прибора Мощность одной обмотки, ВА Число обмоток, k cos sin Число приборов NПОТРЕБЛЯЕМАЯ мощность
P2, Вт Q2, вар
Счетчик активной энергии И-674 7,9 ВА 2 0,38 0,925 1 6 14,6
Счетчик реактивной энергии И-673 7,9 ВА 2 0,38 0,925 1 6 14,6
Ваттметр Д-335 1,5 ВА 2 1 0 1 3 0
Варметр Д-335 1,5 ВА 2 1 0 1 3 0
(ВА)
По условию (для работы ТН в заданном классе точности 0,5)
(ВА)
Сечение соединительных проводов от ТН до измерительных приборов l - расстояние от ТТ до измерительных приборов. Это расстояние примем l= 85 м.
(м)
- удельная проводимость материала провода, для алюминия =32 м/Ом•мм2.
Для соединительных проводов
(мм2)
Выбираем двухжильный контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
10. Ограничители перенапряжений
Выбираем нелинейные ограничители ОПН-110 КВ и ОПН-10 КВ для ОРУ-110 КВ и КРУ-10 КВ соответственно. [7. Таблица 24]
Таблица 26 - Выбор нелинейных ограничителей перенапряжений
Наименование параметра ОПН-110У1
Класс напряжения, КВ 110
Номинальное напряжение, КВДЕЙСТВ 73
Напряжение на ограничителях, допустимое в течение времени, КВДЕЙСТВ · 20 мин · 20 с · 3,5 с · 1,0 с · 0,15 с · 0,12 с 88 95 100 105 112 - Расчетный ток коммутационного перенапряжения, волна 1,2/2,5 мс, А 280
Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного перенапряжения, КВ: · не менее · не более · в долях Uф, не более 175 190 1,85
Остающееся напряжение, КВ (не более) при импульсном токе с длиной фронта волны 8 мкс с амплитудами, А: · 3000 · 5000 · 7000 · 10000 · 15000 · в долях Uф, не более: · 5000 · 10000 230 250 - 280 - 2,71 2,42
Длина пути утечки внешней изоляции, мм, не менее 2260
Пробивное напряжение искрового элемента: · при плавном подъеме напряжения частоты 50 Гц, КВДЕЙСТВ, не менее · на косоугольной волне при предразрядном времени 800 - 1200 мкс, КВ, не более - - Масса, кг 115
11. Выбор релейной защиты
РЗ силового трансформатора ТРДН-25: 1. от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений (все виды КЗ в обмотках, на выводах) - продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени
2. Защита от замыканий внутри бака маслонаполненных трансформаторов, сопровождающихся выделением газа, а также от понижения уровня масла в баках - газовая защита
3. Для защиты от перегрузки применяем - максимальная токовая защита
4. от несимметричных КЗ - токовая защита обратной последовательности и от симметричных КЗ - максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения.
РЗ линий 10 КВ: 1. От многофазных КЗ - мгновенная токовая отсечка;
2. От замыканий на землю - максимальная токовая защита.
РЗ линий 110 КВ
1. От многофазных КЗ - мгновенная токовая отсечка;
2. От замыканий на землю - ДФЗ.
РЗ сборных шин 10 КВ
1. От многофазных КЗ - мгновенная токовая отсечка;
2. От замыканий на землю - максимальная токовая защита.
РЗ шин 110 КВ
1. трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
2. четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыкания на землю.
Выбор шкафов РЗ
Таблица 27 - Шкафы РЗ
Тип шкафа Назначение шкафа К-во шкафов, шт
ШЭРА-ЛВ110-2001 Ступенчатая защита линии 110 КВ Резервная защита и АУВ линии 110 КВ 2
ШЭРА-ДЗО-2001 Дифф. защита ошиновки 110 КВ 1
ШЭРА-С110-3001 Защита и автоматика СВ 110 КВ Шинные ТН110КВ-1 и ТН110КВ-2 (ЗМН, АЧР, ЧАПВ) 1
ШЭРА-ТТ-4007 Основная защита Т1(Т2); Резервная защита тр-ра и АУВ ввода 110 КВ Т1(Т2) Защита и автоматика ввода 6(10) КВ-1 Т1(Т2) Защита и автоматика ввода 6(10) КВ-2 Т1(Т2) 2
ШЭРА-РН-2051 Регулирование напряжения Т1 и Т2 1
ШЭРА-ЦС-2001 Центральная сигнализация 1
ШЭРА-С10-3001 Защита и автоматика СВ6(10)КВ-1(2) Шинные ТН6КВ-1(3) и ТН6КВ-2(4) (ЗМН, АЧР, ЧАПВ) 2
ЗАО “РАДИУС Автоматика”, все шкафы расположены в ОПУ. КРУ - зона высоковольтного оборудования, а шкафы РЗ - низковольтная, поэтому расположение в ОПУ более удобное.
12. Автоматика подстанции
12.1 АРВ
Устройство АВР выполняем на секционном выключателе шин НН. При выходе из строя линии или трансформатора устройство АВР восстанавливает питание. Так как среди потребителей проектируемой ПС есть потребители первой категории по надежности, для которых перерыв электроснабжения допускается лишь на время автоматического переключения, использование АРВ необходимо.
В исходном положении схемы выключатели Q1 и Q3 включены, Q2 отключен, ключ управления SA находится в положении АВР; реле минимального напряжения KV1 - KV4 и блокировочное реле KB включены. Пружина S привода выключателя Q2 заведена, конечный выключатель SQ незамкнут.
При исчезновении напряжения на 1-й секции шин реле KV1, KV2 теряют питание, их размыкающие контакты замыкаются и подают питание на реле времени КТ1, которое срабатывает и создает цепь питания промежуточного реле KL1. Реле KL1 срабатывает и, воздействуя на катушку отключения YAT1 привода выключателя Q1, отключает Q1. Вспомогательный контакт SQ1.3 включает катушку включения YAC2 привода выключателя Q2. Пружина освобождается и включает секционный выключатель Q2. Восстанавливается питание потребителей электроэнергии, присоединенных к 1-й секции шин.
После включения Q2 для подготовки его к новому действию необходимо с помощью двигателя М натянуть пружину. Освободившаяся пружина в конце своего хода замыкает SQ, двигатель М получает питание, натягивает пружину, а SQ размыкается.
Однократность действия устройства АВР обеспечивается с помощью реле КВ. При отключении Q1 или Q3 реле KB теряет питание, его замыкающий контакт с выдержкой времени на размыкание в цепи YAC2 размыкается и YAC2 теряет питание. Выдержку времени выбирают такой, чтобы обеспечить только одно включение выключателя Q2.
Аналогично работает данная схема при исчезновении напряжения на 2-й секции шин.
12.2 АПВ
АПВ позволяет не выводить линию из работы изза возникновения неустойчивых повреждений, которые быстро самоустраняются. Доля неустойчивых повреждений весьма высока и составляет 50-90 %.
В ПУЭ указано, что устройствами АПВ должны в обязательном порядке снабжаться все воздушные и кабельно-воздушные линии с рабочим напряжением 1КВ и выш
Список литературы
1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд.- М.: НЦ ЭНАС, 2000. - 101 с.
2. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. 7-е изд.- М.: НЦ ЭНАС, 2003. - 104 с.
3. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций.- М.: ИЦ «Академия», 2012.- 448 с.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. - 376 с.
5. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. Учебник для электротехнических и энергетических ВУЗОВ и факультетов. - М., "Энергия", 1970.-520с.
6. ГОСТ 18410-73. Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляцией. - М.: Изд-во стандартов, 1982. - 74 с.
7. И 34-70-021-85. Инструкция по эксплуатации средств защиты от перенапряжений. -М.: Союзтехэнерго, 1985. -58 с.
8. Славнин М.И. Электрооборудование электрических станций и трансформаторных подстанций. -М.: Госэнергоиздат, 1963.-550с.