Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Санкт-петербургский государственный

Политехнический университет

Электромеханический факультет

Кафедра Электрические системы и сети

Выпускная работа бакалавра

Тема:Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

Санкт-Петербург 2007

Содержание

электрический станция схема замыкание

Исходные данные

Введение

1.Выбор главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд

Проектирование главной схемы

1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы

2.Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд

2.1 Схема замещения и приведение параметров элементов схемы к базисным условиям

2.2Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)

2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)

2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)

2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)

3.Выбор электрических аппаратов и проводников

3.1Выбор выключателей

3.1.1РУ-330 кВ

3.1.2РУ-110 кВ

3.1.3РУ-35 кВ

3.1.4РУ СН-0,4кВ

3.2 Выбор разъединителей

3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей

3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ

3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ

3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ

3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ

3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ

3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ

4.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Литература

Исходные данные

Тип подстанции –подстанция 330/110/35кВ.

Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ по 2-м линиям длиной 150 км. Потребители:

Таблица

Мощность короткого замыкания системы 3000 МВ·А.

Введение

Цель курсового проекта – спроектировать электрическую часть понижающей подстанции 110/35/6 кВ. Связь с системой осуществляется по двум линиям длиной 20 км на напряжении 110 кВ. Мощность короткого замыкания системы составляет 3000 МВ·А. Подстанция имеет три РУ, к сборным шинам 35 кВ подключен один ТСН для осуществления скрытого резервирования электроснабжения потребителей СН.

В курсовом проекте выполнено: выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд, выбор типа и мощности понижающих трансформаторов, рабочих трансформаторов собственных нужд; расчет токов короткого замыкания; выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов). Определяющей для выбора места размещения подстанции является схема сети СН, для питания которой предназначена рассматриваемая подстанция. Оптимальная мощность и радиус действия подстанции определяются плотностью нагрузок в районе её размещения и схемой сети НН.

Классификация подстанций по их месту и способу присоединения к сети нормативными документами не установлена. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций их можно подразделить на: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

По назначению подстанции делятся на потребительские, предназначенные для электроснабжения потребителей электроэнергии, и системные, осуществляющие связь между отдельными частями ЭЭС.

Понижающая подстанция 110/35/6 кВ, проектируемая в работе является потребительской тупиковой подстанцией, являющаяся центром питания по отношению к потребителям электрических сетей напряжением 6 и 35 кВ.

1.Выбор главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд

Проектирование главной схемы

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

– схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

– схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

– схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

– схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

– число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

1.1 Технико-экономический анализ вариантов схемы

Выбор силовых трансформаторов

Суммарная максимальная нагрузка подстанции равна (если принять cosφн=0,8):

, поэтому можно выбрать:

1 вариант. Два автотрансформатора мощностью:

. По табл. 3.8 выбираю два трёхобмоточных трансформатора ТДТН-80000/110 с параметрами Sном = 80 МВ·А, UВН = 115 кВ,

UСН = 38,5 кВ, UНН = 6,6 кВ, uк в-с = 11 %, uк в-н= 18,5 %, uк с-н= 7 %, Рх = 82 кВт, Ркз в-с = 390 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 4110 тыс. руб. Коэффициент перехода к современному уровню цен принят равным 30.

2 вариант. 4 трансформатора:

. По табл. 3.81 выбираю четыре трансформатора ТРДН-40000/110 с параметрами Sном = 40 МВ·А, UВН = 115 кВ, UНН = 6,3 кВ, uк = 10,5 %, Рх = 36 кВт, Ркз = 172 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 2400 тыс. руб.

Рис. 1. Варианты структурной схемы

Выбор трансформаторов собственных нужд

В соответствии с табл. 2.10, подстанции с высшим напряжением 330 кВ имеют максимальную нагрузку СН, лежащую в пределах от 100 до 400 кВт. Меньшие значения соответствуют подстанциям с упрощёнными схемами, большие – подстанциям с развитыми распредустройствами высшего напряжения и с установленными синхронными компенсаторами.

Следовательно, выбираю РСН = 200 кВт. Мощность потребителей невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от двух понижающих трансформаторов СН. При этом мощность каждого из двух трансформаторов должна обеспечивать полностью электроснабжение всех потребителей СН, то есть стопроцентный резерв мощности (скрытое резервирование). Шины СН 0,4 кВ для надёжности секционируют автоматическим выключателем.

Выбираю трансформаторы СН: . По табл. 3.3 выбираю два двухобмоточных трансформатора: ТМ-250/35 с параметрами Sном =250 кВ·А, UВН = 35 кВ, UНН = 0,4 кВ, uк = 6,5 %, Рх = 1 кВт, Ркз = 3,7 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 1800 тыс. руб.

1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы

Экономическая целесообразность схемы соединения определяется минимумом приведенных затрат:

З = рн·К + И + У,

где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, в настоящее время равный для подстанций 0,15 1/год; И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год. Ущерб от недоотпуска электроэнергии в данной работе не учитывается.

Таблица 1. Расчет капиталовложений.

– где расчетная стоимость предварительно выбранных выключателей определена по таблицам 5.1 и 5.2

Годовые эксплутационные издержки определяются по формуле:

И = Иа + Ипот = а·К/100 + β·ΔWгод,

где а =(8…9)% – отчисления на амортизацию и обслуживание; ΔWгод – годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч; β – средняя себестоимость потерь электроэнергии, коп/кВт·ч.

Принимаю а = 8%, β = 25 коп/кВт·ч.

Потери электроэнергии в одном двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:, здесь Рх, Ркз – потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sмакс – расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τ– продолжительность максимальных потерь.

Потери электроэнергии в одном трёхобмоточном трансформаторе определяются по формуле: ,

здесь Ркв, Ркс , Ркн – потери мощности короткого замыкания, кВт; Sном –номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sв , Sс , Sн – расчетные максимальные нагрузки по обмоткам трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τв , τс , τн – продолжительности максимальных потерь по обмоткам трансформатора.

Выбираю число часов использования максимальной нагрузки Тмакс с = 6000 ч, Тмакс н = 5800 ч ( а для нагрузки на повышенных напряжениях Тмакс = (6000-7000) ч).

Следовательно,

.

Число часов максимальных потерь в году по обмоткам трансформатора τв = 4300 ч, τс = 4500 ч, τн = 3200 ч определяю по графику на рис. 10.1.

Так как для автотрансформаторов в справочной литературе заданы только значения Ркз в-с, то принимаю Ркз в-н = Ркз с-н = Ркз в-с, тогда Ркз в = Ркз с = Ркз н = 0,5·Ркз в-с.

1 вариант. Два автотрансформатора мощностью по 200 МВ·А каждый.

Трансформатора два, поэтому ΔWгод Σ =2· ΔWгод = 2·2038659,4 = 4077318,8 (кВт·ч).

Приведенные затраты: =27580(тыс. руб.) 2 вариант. Один трёхобмоточный трансформатор мощностью 63 МВ·А.

Трансформатор один, поэтому ΔWгод Σ = ΔWгод = 2249940 (кВт·ч).

Приведенные затраты:

Первый_вариант является самым дорогим, но и самым надёжным из всех предложенных. Даже при отключении одного трансформатора в случае ремонта или аварии, оставшийся в работе полностью обеспечит питание всех потребителей.

Второйвариант с одним автотрансформатором по суммарным капиталовложениям и приведённым затратам является самым дешёвым и самым ненадёжным, так как при выходе из строя трансформатора прекратится питание всех потребителей.

Питание потребителей через один трансформатор возможно в следующих случаях:

1) от подстанции питаются неответственные электроприёмники, причём на случай отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью замены повреждённого трансформатора в течение суток;

2) для резервирования питания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются вторые источники питания, причём для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва.

Вывод: С учётом вышеизложенного, а также того, что большей частью от подстанций питаются потребители всех трёх категорий и питание от системы подводится лишь со стороны высокого напряжения, то по условию надёжности выбираю первый вариант с использованием двух автотрансформаторов АТДЦТН–200000/330/110. Данный вариант структурной схемы по суммарным капиталовложениям дороже второго на 34,5%, а по приведённым дороже второго на 32,4%, но обладает повышенной надёжностью электроснабжения.

2.Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд

Для распределительных устройств 35-220 кВ двухтрансформаторных подстанций при количестве присоединяемых линий равном двум рекомендуются следующие типовые схемы:

1) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

2) мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;

3) четырёхугольник.

Ориентировочно по табл.1 определяю количество отходящих линий от РУ 110 кВ. Если Рмакс = 140 МВт, тогда выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количество отходящих линий.

Следовательно, для РУ 330 кВ выбираю схему четырёхугольника, а для РУ 35 кВ схему мостика с поэтапным переходом к схеме с одной секционированной системе шин и заменой разъединителей выключателями.

Определяю количество отходящих линий от РУ 35 кВ. Согласно табл.12 при Рмакс = 60 МВт выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количество отходящих линий.

Для РУ 35 кВ и для РУ СН 0,4 кВ выбираю схему с одной секционированной системой шин (межсекционный выключатель в нормальном режиме отключен для снижения токов короткого замыкания).

Рис. 2. Окончательная схема

2.1 Схема замещения и приведение параметров элементов схемы к базисным условиям

Выбираю базисную мощность: Sб = 1000 МВ·А

В качестве базисного напряжения принимаю среднее эксплутационное напряжение той ступени, на которой предполагается короткое замыкание (340; 115; 37; 0,4 кВ).

В каждой точке короткого замыкания получается свое значение базисного тока:

Параметры элементов цепи в относительных единицах, приведённые к базисным условиям

Трансформаторы ТДТН-40000/220

о.е.

о.е.

о.е.

Трансформаторы собственных нужд ТСЗ-250/10

о.е.

ЛЭП, питающие подстанцию

Для воздушных линий напряжением 6 – 330 кВ среднее значение индуктивного сопротивления на 1 км длины X0 равно 0,4 Ом / км.

Тогда сопротивление одной линии, приведённое к базисным условиям равно:

0,5 о.е.

Система

0,2

о.е.

ЭДС системы принимаю равной единице: Ес = 1.

Рис. 3. Схема замещения подстанции для расчета токов короткого замыкания

2.2 Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)

Uб = 340 кВ, кА

Рис 4. Схема замещения относительно точки К1

о.е.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

кА

Ударный ток короткого замыкания от системы:

, где

По табл. 3.8 определяю Та=0,04 с и Кус=1,779. Тогда кА.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 330 кВ является кА, кА.

2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)

Uб = 115 кВ, кА; о.е.

Рис 5. Схема замещения относительно точки К2

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

кА

По табл. 3.8 определяю Та=0,02 с и Кус=1,607. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: кА.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является кА, кА.

2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)

Uб = 37 кВ, кА

Рис 6. Схема замещения относительно точки К3

о.е.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

кА

По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: кА.

Проектируемая в работе понижающая подстанция не является крупной промышленной подстанцией, поэтому подпитку от двигателей при определении токов короткого замыкания не учитываю.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является кА, кА.

2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)

Uб = 0,4 кВ, кА

Рис 7. Схема замещения относительно точки К4

о.е.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

кА

По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: кА.

Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции мала (250 кВ·А), поэтому подпитку от двигателей собственных нужд при определении токов короткого замыкания не учитываю.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУСН 0,4 кВ является кА, кА.

3.Выбор электрических аппаратов и проводников

3.1Выбор выключателей

В ГОСТ 687-78 приведены следующие параметры выключателей:

1. Номинальное напряжение Uном.

2. Номинальный ток Iном.

3. Номинальный ток отключения Iоткл.

4. Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения

5. Действующее значение периодической составляющей Iдин и амплитудное значение полного тока Imдин, которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя.

6. Ток термической стойкости Iт и время действия тока термической стойкости tт.

7. Номинальный ток включения Iвкл.

8. Время действия выключателя:

– собственное время отключения tсв– промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;

– время отключения tов – промежуток времени от подачи команды на отключение до полного погасания дуги во всех фазах;

– время включения выключателя tвв – промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.

9. Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения.

Таблица 3. Условия выбора выключателей

3.1.1РУ-330 кВ

Наибольший ток нормального режима в цепи высокого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S´Т ном.

Так как SТ ном = 200 МВ·А, то S´Т ном = 250 МВ·А.

А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен на 40 %.

А

Расчётные токи короткого замыкания: кА, кА

Предварительно по табл.5.2 выбираю ячейку элегазовую ВГУ-330Б-40/3150У1, параметры которой:

Таблица 4. Расчетные и каталожные данные

Проверка на отключающую способность

Короткое замыкание в точке K1 является удаленным, поэтому периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей кА < Iоткл = 40 кА.

Время от момента возникновения короткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min+ tсв = 0,01+0,04 = 0,05 с

Для этого момента времени апериодическая составляющая тока короткого замыкания: кА, где постоянная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,03 с определена по табл. 3.8.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения определяю по по рис. 35 для τ = 50 мс: .

Так как , то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.

Термическая стойкость выключателя

Полный импульс квадратичного тока

Принимая максимальное время действия основной защиты равным tрз max= 0,1 с, определяю время отключения тока короткого замыкания:

tоткл = tрз max+ tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 c.

Тогда (кА)2·с

(кА)2·с > (кА)2·с

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.1.2РУ-110 кВ

Наибольший ток нормального режима в цепи среднего напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом перспективной нагрузки на стороне среднего напряжения на 10-летний период S´нагр С.

Так как перспективная нагрузка на 10-летний период неизвестна, делаю допущение об одинаковой загрузке обмоток среднего и низкого напряжений автотрансформатора, то есть . В качестве S´макс принимаю расчётную мощность, текущую через трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме βн.р. = 0,7).

=>

С учётом этого:

Наибольший ток нормального режима в цепи среднего напряжения:

А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.

А

Расчётные токи короткого замыкания: кА, кА

Предварительно по табл. (основные технические данные выключателей, применяемых ОАО «МОСЭЛЕКТРОЩИТ») выбираю элегазовый выключатель ВГБУ-110, параметры которого:

Таблица 5. Расчетные и каталожные данные

Проверка на отключающую способность

Короткое замыкание в точке K2 является удаленным, поэтому периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей кА < Iоткл = 40 кА.

Время от момента возникновения короткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min+ tсв = 0,01+0,035= 0,045с

Для этого момента времени апериодическая составляющая тока короткого замыкания: кА, где постоянная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,02 с определена по табл. 3.8.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения: .

Так как , то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.

Термическая стойкость выключателя

Полный импульс квадратичного тока

Принимая максимальное время действия основной защиты равным tрз max= 0,1 с, определяю время отключения тока короткого замыкания:

tоткл = tрз max+ tов = 0,1 + 0,055= 0,155 c.

Тогда (кА)2·с

(кА)2·с > (кА)2·с

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.1.3РУ-35 кВ

Наибольший ток нормального режима в цепи низкого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом перспективной нагрузки на стороне среднего напряжения на 10-летний период S´нагр С. Так как перспективная нагрузка на 10-летний период неизвестна, делаю допущение об одинаковой загрузке обмоток среднего и низкого напряжений трёхобмоточного трансформатора, то есть . В качестве S´макс принимаю расчётную мощность, текущую через трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме βн.р. = 0,7).

=>

С учётом этого:

Наибольший ток нормального режима в цепи среднего напряжения:

А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.

А

Расчётные токи короткого замыкания: кА, кА

Предварительно по табл. 5.2 выбираю масляные баковые выключатель С-35-3200-50БУ1, параметры которого:

Таблица 5. Расчетные и каталожные данные

Проверка на отключающую способность

Короткое замыкание в точке K2 является удаленным, поэтому периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей кА < Iоткл = 50 кА.

Время от момента возникновения короткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min+ tсв = 0,01+0,055= 0,065с

Для этого момента времени апериодическая составляющая тока короткого замыкания: кА, где постоянная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,02 с определена по табл. 3.8.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения: .

Так как , то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.

Термическая стойкость выключателя

Полный импульс квадратичного тока

Принимая максимальное время действия основной защиты равным tрз max= 0,1 с, определяю время отключения тока короткого замыкания:

tоткл = tрз max+ tов = 0,1 + 0,08= 0,18 c.

Тогда (кА)2·с

(кА)2·с > (кА)2·с

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.1.4РУ СН-0,4кВ

Uуст = 0,4 кВ; Sсн = 0,25 МВ·А

Наибольший ток нормального режима в цепи собственных нужд:

А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.

А

Выбираю по табл. 6.9 автоматический трёхполюсный выключатель АВМ4С, параметры которого:

Таблица 8. Расчетные и каталожные данные

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по длительному номинальному току номинальному напряжению, проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Таблица 9. Условия выбора разъединителей:

Расчетные величины для разъединителей те же, что и для выключателей.

По табл. 5.5 выбираю для РУ-330 кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-330/3200У1, для РУ-110 кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-110/1000У1, а для РУ-35 кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-35/3200У1.

Таблица 10. Выбор разъединителей

3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей

3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

А

Imax= 2*Iраб утяж = 2944,5 А

В РУ 35 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяется расщепление проводов.

По табл. 7.35 принимаю ориентировочно провод 3хАС-600/72, для которого

Iдоп = 3·1050 = 3150 А > Imax= 2944,5 А

Сечение провода q= 600 мм2, диаметр d= 3,32 см, радиус r0 = 1,66 см. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D= 107 см.

Проверка на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 5,52 кА < 20 кА.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность:

кВ/см, где коэффициент учитывает шероховатость поверхности провода.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n= 3 определяется по формуле

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 35 кВ принимается равным а = 20 см, тогда .

кВ

см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n= 3 см.

Следовательно, кВ/см

Провода не будут коронировать, если .

1.07E= 4,78 кВ/см < 0.9E0 = 30,42 кВ/см, следовательно, по условию образования короны 3хАС-95/16 проходит.

Окончательно принимаю провод 3хАС-95/16.

3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ

Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 35 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.

Сечение выбираю по экономической плотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax= 6000 часов и использовании алюминиевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение

Sэ = Iнорм/Jэ = 2944,5/1 = 2944,5 мм2.

По табл.7.35 выбираю провод 3хАС-600/72, для которого Iдоп = 3150 А.

Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме.

Imax= 2944,5 А < Iдоп = 3150 А – провода проходят.

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 5,52 кА < 20 кА. Окончательно принимаю провод 3хАС-600/72 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 35 кВ.

3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

А

Imax= 1,4*Iраб утяж = 1311 А

В РУ 110 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяется расщепление проводов.

По табл. 7.35 принимаю ориентировочно провод 2хАС-300/66, для которого

Iдоп = 1360 А > Imax= 1311 А

Сечение провода q= 500 мм2, диаметр d= 2,45 см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D= 300 см.

Проверка на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 6,76 кА < 40 кА.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность:

кВ/см, где коэффициент учитывает шероховатость поверхности провода.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n= 2 определяется по формуле

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 110 кВ принимается равным а = 25 см, тогда .

кВ

см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n= 2 см.

Следовательно, кВ/см

Провода не будут коронировать, если .

1.07E= 11,871 кВ/см < 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короны 2хАС-300/66 проходит.

Окончательно принимаю провод 2хАС-300/66.

3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ

Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.

Сечение выбираю по экономической плотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax= 6000 часов и использовании алюминиевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение

Sэ = Iнорм/Jэ = 1311/1 = 1311 мм2.

По табл.7.35 выбираю провод 2хАС-300/66, для которого Iдоп = 1360 А.

Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме.

Imax= 1311 А < Iдоп = 1360 А – провода проходят.

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 6,76 кА < 40 кА.

Окончательно принимаю провод 2хАС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 110 кВ.

3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

А

Imax= 1,4*Iраб утяж = 612,4 А

В РУ 330 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяется расщепление проводов.

По табл. 7.35 принимаю ориентировочно провод АС-300/66, для которого

Iдоп = 680 А > Imax= 612,4 А

Сечение провода q= 300 мм2, диаметр d= 2,45 см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D= 450 см.

Проверка на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 3,69 кА < 40 кА.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность:

кВ/см, где коэффициент учитывает шероховатость поверхности провода.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n= 1 определяется по формуле

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см, тогда .

кВ

см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n= 1 см.

Следовательно, кВ/см

Провода не будут коронировать, если .

1.07E= 63,986 кВ/см > 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короны АС-300/66 не проходит.

Следовательно, возьмем 3хАС-300/66

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n= 1 определяется по формуле

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см, тогда .

кВ

см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n= 1 см.

Следовательно, кВ/см

Провода не будут коронировать, если .

1.07E= 21,3 кВ/см < 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короны АС-300/66 не проходит.

Окончательно принимаю провод 3хАС-300/66.

3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ

Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.

Сечение выбираю по экономической плотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax= 6000 часов и использовании алюминиевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение

Sэ = Iнорм/Jэ = 612,4/1 = 612,4 мм2.

По табл.7.35 выбираю провод АС-300/66, для которого Iдоп = 680 А.

Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме.

Imax= 612,4 А < Iдоп = 680 А – провода проходят.

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 3,69 кА < 40 кА.

Окончательно принимаю провод АС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 330 кВ.

4.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Контроль за режимом агрегатов электростанций и подстанций осуществляется с помощью измерительных приборов (указывающих и регистрирующих) и релейных устройств датчиков сигнализации, срабатывающих при отклонениях параметров агрегата от заданных значений. В зависимости от характера объекта контроля и структуры его управления объем контроля и место размещения контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных цепях и разных местах – на центральном пульте управления, на блочных щитах управления, на агрегатных технологических щитах.

Для питания измерительных приборов во всех цепях устанавливаются трансформаторы тока. Целесообразно использовать ТТ с несколькими сердечниками: один или несколько сердечников соответствующего класса точности используются для питания измерительных приборов, другие – для релейных защит. Измерительные трансформаторы напряжения устанавливаются на сборных шинах. От них питаются катушки напряжения измерительных приборов, приборы синхронизации, контроля изоляции, устройства релейной защиты. Трансформаторы напряжения также устанавливаются в цепях генераторов.

Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 330 кВ

Трансформаторы тока для питания измерительных приборов выбирают по напряжению установки, номинальному первичному току, конструкции и классу точности, по вторичной нагрузке, проверяют на термическую и электродинамическую стойкость.

Для ОРУ 330 кВ: Uуст = 330 кВ, Iраб утяж = 612,4 А, iу = 9,28 кА, Вк = 2,7 (кА)2·с

Предварительно выбираю по табл. 5.9 трансформатор тока ТФУМ-330А-У1, вариант исполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р/10р/10р. Обмотка с классом точности 0,5 используется для присоединения измерительных приборов, а 10р – для использования в цепях релейной защиты.

Параметры выбранного трансформатора тока:

Uном = 330 кВ; I1ном = 1000 А; I2ном = 5 А; номинальная нагрузка в классе точности 0,5

r2ном = 2 Ом; допустимый ток термической стойкости Iт = 38,6 кА; время термической стойкости tт = 2 с, ток электродинамической стойкости Iдин = 99 кА.

Таблица 11. Расчетные и каталожные данные

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определить мощность, потребляемую приборами Sприб. Перечень необходимых измерительных приборов, согласно табл. 4.11:

– приборы стрелочные, показывающие: амперметр в каждой фазе для осуществления пофазного управления, вольтметр, ваттметр, варметр;

– регистрирующие приборы: частотомер и вольтметр, прибор для определения места повреждения ФИП (фиксатор импульсного действия);

Таблица 12. Вторичная нагрузка трансформатора тока:

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С, Sприб = 1,5 ВА.

Общее сопротивление приборов: Ом

Принимая сопротивление контактов rк = 0,05 Ом, определяю допустимое сопротивление проводов: rпр = r2 ном – rприб – rк = 2 – 0,06 – 0,05 =1,89 Ом.

Во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования на подстанциях с высшим напряжением 330 кВ и выше применяются провода с медными жилами ρ= 0,0175 Ом·мм2/м. Ориентировочная длина соединительных проводов L= 80 м (на подстанциях длина проводов на 15–20% ниже). Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lрасч = L, тогда сечение:

мм2

По условию механической прочности, сечение медных соединительных проводов не должно быть меньше 2,5 мм2, поэтому принимаю медный кабель с сечением жил 2,5 мм2.

Ом, тогда

r2 = rприб + rпр + rк = 0,06 + 0,56 + 0,05 = 0,67 Ом < r2ном = 2 Ом, следовательно, ТТ будет работать в требуемом классе точности.

Окончательно для цепи высокого напряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФУМ-330А-У1.

Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 330 кВ

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и схеме соединения обмоток, классу точности и по вторичной нагрузке.

В данном случае выбираю ТН по напряжению установки Uуст = 330 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения НКФ-330-73У1, параметры которого:

кВ, В, В.

Номинальная мощность одного ТН в классе точности 0,5: Sном = 400 ВА.

Три таких ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник. К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.

Таблица 13. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Вторичная нагрузка: ВА

Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность 400 ВА в классе точности 0,5, необходимом для подключения измерительных приборов. Для группы трех однофазных ТН номинальная мощность будет в три раза выше.

Таким образом, S2Σ= 25 < Sном = 3·400 = 1200 ВА, следовательно, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности.

Окончательно для сборных шин ОРУ 330 кВ выбираю трансформатор напряжения НКФ-330-73У1.

Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 35 кВ

Для ОРУ 35 кВ: Uуст = 35 кВ, Iраб утяж = 2944,4 А, iу = 25,5 кА, Вк = 25,2 (кА)2·с.

Предварительно выбираю по табл. 5.9 трансформатор тока ТФЗМ-35Б-II-У1, вариант исполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р/10р. Обмотка с классом точности 0,5 используется для присоединения измерительных приборов, а 10р – для использования в цепях релейной защиты.

Параметры выбранного трансформатора тока:

Uном = 35 кВ; I1ном = 3000 А; I2ном = 1 А; номинальная нагрузка в классе точности 0,5

r2ном = 30 Ом; допустимый ток термической стойкости Iт = 57 кА; время термической стойкости tт = 3 с, ток электродинамической стойкости Iдин = 145 кА.

Таблица 14. Расчетные и каталожные данные

Окончательно для цепи линии 35 кВ, для цепи секционного выключателя и для цепи низкого напряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФЗМ-35Б-II-У1.

Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 35 кВ

Выбираю ТН по напряжению установки Uуст = 35 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1, параметры которого:

кВ, В, В.

Номинальная мощность одного ТН в классе точности 0,5: Sном = 150 ВА.

Три таких ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник (Sном = 3·150 = 450 ВА). К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.

Окончательно для сборных шин ОРУ 35 кВ выбираю трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1.

Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 110 кВ

Для ОРУ 110 кВ: Uуст = 110 кВ, Iраб утяж = 918,1 А, iу = 15,35 кА, Вк = 8 (кА)2·с.

Предварительно выбираю по табл. 5.9 трансформатор тока ТТФЗМ110Б-III-У1. Вариант исполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р. Обмотка с классом точности 0,5 используется для присоединения измерительных приборов, а 10р – для использования в цепях релейной защиты.

Параметры выбранного трансформатора тока:

Uном = 110 кВ; I1ном = 1000 А; I2ном = 5 А; номинальная нагрузка в классе точности 0,5

r2ном = 0,8 Ом; допустимый ток термической стойкости Iт = 68 кА; время термической стойкости tт = 3 с, электродинамической стойкости Iдин = 158 кА.

Таблица 15. Расчетные и каталожные данные

Окончательно для цепи среднего напряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФЗМ110Б-III-У1.

Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 110 кВ

Выбираю ТН по напряжению установки Uуст = 110 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения НКФ-110-83У1, параметры которого:

кВ, В, В.

Номинальная мощность одного ТН в классе точности 0,5: Sном =400 ВА. Три таких ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник. К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.

Окончательно для сборных шин ОРУ 110 кВ выбираю трансформатор напряжения НКФ-110-83У1.

Литература

1.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.: Энергоатомиздат, 1989. –608 с.: ил.

2.Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

3.Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие. – Л.: ЛПИ, 1989. –76 с.

4.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. –3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. –648 с.: ил.

5.Выбор главных схем и электрооборудования АЭС: Метод. указания / ЛПИ; Сост.: С.В. Кузнецов, А.К. Черновец, К.Г. Чижков, Ю.М. Шаргин, Л., 1990. 52 с.

6.Черновец А.К. Электрическая часть атомных электростанций. Компановка открытых распределительных устройств. Учеб. пособие. – Л.: ЛПИ, 1989. – 76 с.

Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. –3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1