Содержание:
Введение.
1. Выбор структурной схемы подстанции
2. Выбор мощности силовыхтрансформаторов
3. Определение числа линий
4. Выбор схем распределительныхустройств (РУ)
5. Технико-экономический расчет
6. Выбор схемы электрическогоснабжения собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
7. Расчет токов короткого замыкания
8. Выбор электрических аппаратов
9. Выбор токоведущих частей
10. Выбор измерительныхтрансформаторов тока
11. Выбор измерительныхтрансформаторов напряжения
12. Выбор конструкциираспределительных устройств
Список использованных источников
Введение
В данном проекте рассматриваетсясеть 110 кВ и подстанцию 110/6 кВ.
Электрическими сетями называетсясовокупность воздушных и кабельных линий электропередачи и подстанции, работающихна определенной территории. Электрическая сеть служит для передачи электроэнергииот места ее производства к местам потребления и распределения ее между потребителями.
Электроэнергетика является основой развития производственныхсил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности,сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие любойотрасли промышленности невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
Подстанция– электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрическойэнергии. Проектируемые сеть и подстанция будут располагаться в Ишембае
Ишимба́й (башк. Ишемба́й) — город (с 1940) в России, административный центр Ишимбайского района Башкортостана. Население 68,1тыс. жителей (2008). Город расположен на юге Республики Башкортостан, в 166 км отУфы, на реках Белая (притокКамы)и Тайрук. Возникновение и экономическое развитие Ишимбая связано с открытием нефтяныхместорождений (Второе Баку).Был образован первый в Поволжье и на Урале нефтепромысел (1932), первая нефтеперерабатывающаяустановка в посёлке Перегонный (1933), нефтеперерабатывающий завод (1936), построена новая железнодорожнаяветка Дёма — Стерлитамак— Ишимбаево (1934). В конце 1937 года был введен в строй нефтепровод Ишимбаево —Уфа. В 1932 годуу деревни Ишембай, известной с 1815 года, из скважины702 ударил. Нефтяной промысел имени Кирова, разбросанный на десяток километров,объединил башкирские деревни Ишимбаево, Кусяпкул, Бурансы, задав современные границы города. Возле деревни Ишмбаевона левом берегу Белой возник в 1932 году рабочий посёлок имени С. М. Кирова. Направом берегу недалеко от Бурансы (русское название — Буранчино) в 1933 формировалсябудущий посёлок Перегонный. С 1934 года Ишимбай — посёлокгородского типа, включавший в себя десяток новых рабочих поселений и старые башкирскиедеревни. С 10 февраля 1940 года Указом ПрезидиумаВерховного Совета РСФСР преобразован в город Ишимбай.
/>Производства
· ОАО «Машиностроительная компания „Витязь“»(ИЗТМ), сейчас входит в холдинг «Мобильные Буровые Системы»
· НГДУ «Ишимбайнефть» ОАО «Башнефть» (ОАОИшимбайнефть)
· ЗАО «ИНМАН»
· OOO «Идель Нефтемаш», Ишимбайский заводнефтепромыслового оборудования
· Ишимбайский специализированный химическийзавод катализаторов
· Мебельная фабрика
· ОАО «Промышленное Нефтегазовое объединение», ООО «Станкозавод», ОАО Ишимбайский станкостроительныйзавод, ООО МО «Ишимбайский эксперементально-механический завод»
· Электрические сети «Башкирэнерго» (ИЭС«Башкирэнерго»)
· ЗАО ИЧФ, Чулочно-носочная фабрика
· ЗАО ИФТИ, Трикотажная фабрика
· ООО «Кровлестом»
· Ишимбайский участок Уфимского УБР
· Кинокомплекс Икар
· Ишимбайская картинная галерея
· ООО «Башкирский пищевой продукт»
· Ишимбайский хлебокомбинат
· Ишимбайский вино-водочный завод — филиалГУП «Башспирт»
/>· Торатау. Год основания 1965. Башкирскаяверсия газ. Восход, с 2000 самостоятельное издание.
· ГородОК Ишимбай. Основан в марте 2008года. Главный редактор — Егорова, Елена Викторовна.
· Ишимбайская пятница. Основана в 2002.Учредитель — Ф. Х. Живитченко.Сайт
· Подметки. Основана в 1999. УчредителиИльгиз Гильманов, Анвар Умитбаев, Ильдус Ямалов. Сайт
1. Выбор структурной схемыподстанции
Для питания заданной нагрузки с шин низкого напряжения (РУ НН)10кВ и среднего напряжения (РУ СН) 35кВ, согласно ПУЭ, устанавливают обычно двадвухобмоточных трансформатора. Эти трансформаторы должны иметь РПН. Мощность трансформаторавыбирается максимальной (max), чтобыпри отключений одного трансформатора, второй обеспечивал питание нагрузки и былбы перегружен не более допустимых пределов [Неклипаев. c87], то есть должно выполняться условие:
/>/>, (1)
где, /> — максимальная расчетнаямощность, МВА.
/> — номинальная мощность трансформатора,МВА
/>
Рис.1. Вариантструктурной схемы подстанции
РУ ВН 110 кВ
РУ НН 6 кВ
3. Выбор мощности силовыхтрансформаторов
/>, (2)
/>, (3)
/>, (4)
где, /> — номинальное напряжениевысокой стороны трансформатора, кВ;
/> — номинальное напряжениенизкой стороны трансформатора, кВ;
/> — номинальная мощность трансформатора,МВА;
/> — напряжение на шинах распределительногоустройства, кВ;
/> — расчетная мощность передаваемаячерез трансформатор, МВА.
Расчетная мощность />, МВА,определяется по формуле:
/>/>, (1)
где, /> — максимальная мощностьпередаваемая через трансформатор, МВА.
Максимальная мощность на соответствующемнапряжении определяется по формуле:
/>, (5)
Где, /> — активная мощностьна низком напряжении, МВт;
/> — коэффициент мощности.
Проверка выбранного трансформаторапо перегрузке производится по формуле:
/> (6)
3.1 Расчет варианта
Максимальная мощность на низкомнапряжении определяется по формуле (5):
/>=/>МВА,
По условию
/>=0,7*/>=0,7*31,8=27,2 МВА.
Выбирается по Б.Н.Неклепаеву(стр.210) трансформатор типа ТРДН-25000/110
Проверка выбранного трансформаторавыполняется по условию (2)-(4).
115 кВ>110 кВ,
11 кВ>6 кВ,
25 МВА>27,2 МВА.
Проверка выбранного трансформаторапо перегрузке производится по формуле (6):
/>,
1,272
Таблица 1
Технические данные трансформатораТип трансформатора
/>, МВА
/>, кВ Потери, кВ
/>, % ВН СН НН
/>
/> ВН-СН ВН-НН СН-НН ТРДН 25 115 - 6,3 27 120 - 10,5 -
4. Определение числа линий
4.1 Определение числа линийна воздушных линиях высокого напряжения 110 кВ
Данная подстанция связанас системой по двум воздушным линиям.
4.2 Определение числа линийна кабельных линиях 6 кВ
Расчет числа линий на НН производитсяпо экономической плотности тока;
Максимальный расчетный токпродолжительного режима /> , А, определяется по формуле:
/> (7)
Суммарное экономическое сечениепровода />,/>, определяется по формуле:
/>, (8)
где, /> — экономическаяплотность тока выбирается по Л.Д.Рожковой (стр.233), А//>
Число линий n определяется по формуле:
/> (9)
Где, /> — экономическоесечение одной линии, выбирается по ПУЭ (стр.33), />.
Максимальный продолжительныйток одной линии />, А, определяется по формуле:
/>, (10)
Выбранный кабель проверяетсяпо длительно допустимому току, по условию
Iд.доп. > Iмах1л. (11)
Где, /> — длительно допустимыйток берется по ПУЭ (стр.33), А.
4.2.1 Расчет числа линийна НН
Расчет числа линий на НН производитсяпо экономической плотности тока;
Максимальный расчетный токпродолжительного режима определяется по формуле (7):
/>=/>А
Суммарное экономическое сечениепровода определяется по формуле (8):
/>/> />
Питание потребителей на низкомнапряжении осуществляется по кабелям с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной,маслоканифольной и нестекающими массами изоляций свинцовой оболочки, с сечениемтокопроводящих жил 150/>.
Число линий n определяется по формуле (9):
/>/>л
Принимаем число линий равноедесять.
Максимальный продолжительныйток одной линии определяется по формуле (10):
/>/> А.
Выбранный кабель проверяетсяпо длительно допустимому току, по условию (11):
210 А/>192 А
Для уменьшения токов короткогозамыкания с низкой стороны устанавливаем сдвоенные реакторы.
Iмах6=2900 А
Выбираю сдвоенный реактортипа РБСГ-106-2*1000*0,28
5. Выбор схем распределительныхустройств (РУ)
5.1 Выбор на стороне ВН110 кВ
Эта подстанция является узловой,она имеет 4 присоединений, две воздушных линий и два трансформатора
Исходя из этих условий выбираюследующую схему:
“Одна рабочая, секционированнаявыключателем система шин ”.
5.2 Выбор на стороне НН6 кВ
Эта подстанция является узловой,она имеет 12 присоединений, десять кабельных линий и два трансформатора
Исходя из этих условий выбираюследующую схему:
“Две одиночные секционированнаявыключателем система шин”
/>
6. Технико-экономическийрасчет
Технико-экономический расчетпроизводится по методу приведенных затрат.
Затраты, тыс.руб., которыеопределяется по формуле:
З=К/>+С; (12)
где, К- капитальные затратына приобретенный монтаж и наладку оборудования берутся по Б.Н. Неклепаеву ( стр.191), тыс.руб;
/> — нормативный коэффициентэффективности который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 0,12;
С- эксплутационные расходы,тыс.руб.
Эксплутационные расходы С,тыс.руб., определяется по формуле:
С = С1 + С2;(13)
где, С1 — стоимостьпотерь на электрическую энергию, тыс.руб.;
С2 — амортизационныеотчисления на ремонт и обслуживание оборудования, стоимость расходов на заработнуюплату.
Стоимость потерь на электрическуюэнергию />, тыс.руб., определяется по формуле:
С1 =/>*/>; (14)
где, /> — стоимость 1 кВт/чпотерянной энергии определяется по М.Н. Околовичу (стр. 79), коп//>;
/> — потери электрической энергиив трансформаторах, кВт/ч.
Потери электрической энергиив трехобмоточном трансформаторе определяется по формуле:
/> (15)
Где, /> — максимальная мощностьпередаваемая по обмотке ВН;
/> — максимальная мощность передаваемаяпо обмотке СН;
/> — максимальная мощность передаваемаяпо обмотке НН.
Стоимость С2,тыс.руб., определяется по формуле:
С2 =0,09К (16)
При расчете капитальных затратК, тыс.руб., учитывается только разница в оборудовании, рассматриваемых вариантов.
6.1 Расчет
Капитальные затраты определяютсяпо стоимости отдельных элементов схемы подстанций. Расчет стоимости трансформаторовиз Л.Д. Рожковой (стр.336-338), стоимости ячеек РУ разного напряжения из Л.Д. Рожковой(стр.333-334)
Данные расчетов капитальныхзатрат сведены в таблицу.
Таблица 2
Капитальные затратыОборудование Стоимость ед. тыс. руб. Количество Суммарная стоимость ТРДН-25000/110 84*30 2 5040 Ячейка ОРУ 110 кВ 36*30 2 2160 Ячейка ОРУ 6 кВ 3,9*30 24 2808
ИТОГО
10008
Потери электрической энергиив трехобмоточном трансформаторе определяется по формуле (15):
/> кВт/ч
Стоимость потерь на электрическуюэнергию, тыс.руб., определяется по формуле (14):
С1 = 2*80*738000*0,00001=1180,8т. руб.
Стоимость С2,тыс. руб., определяется по формуле (16):
С2 = 0,9*10008= 9007,2 т. руб.
Эксплуатационные расходы,определяются по формуле (13):
С= 1180,8 +9007,2 =10188 т.руб.
Затраты, тыс. руб., которыеопределяется по формуле (12):
З = 0,12*10008+10188=11388,96т.руб.
сетевойподстанция трансформатор электроснабжение
7. Выбор схемы электрическогоснабжения собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
На подстанциях устанавливаетсядва трансформатора собственных нужд. На подстанциях с оперативным током устанавливаетсятрансформаторы собственных нужд, присоединенные через выключатели к шинам РУ 6 кВ.Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нуждс учетом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываютсялетние и зимние нагрузки, а так же нагрузка в период ремонтных работ на подстанциях.
Мощность трансформаторов собственныхнужд />, кВА, выбирается по условию:
/> (17)
Расчетная мощность />, кВА, определяетсяпо формуле:
/> (18)
где, /> — коэффициент спроса,учитывающий коэффициент одновременности и загрузки, берется по Л.Д. Рожковой ( стр.475)
/>, /> — расчетные нагрузкисобственных нужд с учетом летних и зимних нагрузок, кВт и кВАР.
7.1 Выбор
Таблица 3
Нагрузка собственных нуждподстанцийВид потребителя Установленная мощность
/>
/> Нагрузка Единиц кВт*количество ВсегокВт
/>, кВт
/>, кВАР Охлаждение ТДТН 25000/110 2*2,5 5 0,9 0,48 5 1,3 Подогрев приводов выключателей:110кВ 1,8*2 3,6 1 3,6 Подогрев приводов разъединителей:110кВ 0,6*6 3,6 1 3,6 Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ совмещенная с ОПУ 100 100 1 100 - Здание разъездного персонала - 5,5 0,85 0,62 4,5 2,8 ОсвещениеОРУ 110 кВ 2 2 1 2 - Масло хозяйство - 100 0,85 0,62 85 52,7 Подзарядный агрегат 2*23 46 1 46 - Аварийные ремонтные нагрузки - 26 0,85 0,62 22,1 13,7 Итого 271,8 70,5
/> кВА.
Выбирается 2 трансформаторапо Б.Н. Неклепаеву типа ТСЗ-240/10, они будут подключены к шинам НН.
Проверка выбранного трансформаторапроизводится по условиям (2)-(4).
10кВ=6кВ,
0,4кВ=0,4кВ,
400кВА>280,8кВА.
Проверка выбранного трансформатораперегрузке производится по формуле (6):
/>
1,17/>1,4
8. Расчет токов короткогозамыкания
Расчет токов короткого замыканияв данном проекте необходим для выбора и проверки выключателей, разъединителей, измерительныхтрансформаторов, токоведущих частей, расчета релейной защиты и заземляющего устройства.Он сводится к определению начального значения периодической составляющей тока КЗ,величины ударного тока и значений периодической и апериодической составляющих токаКЗ в момент отключения (момент времени />).
Для упрощения расчетов неучитывают:
- активное сопротивление цепи, считая егочисто индуктивным;
- насыщение магнитных систем;
- намагничивающие токи силовых трансформаторов;
- Не идеальность системы.
8.1 Расчетная схема подстанции
Под расчетной схемой подстанциипонимают упрощенную однолинейную схему станции с указанием всех элементов и их параметров,которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
8.2 Схема замещения подстанции
Схемой замещения называетсяэлектрическая схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, но в которойвсе магнитные (трансформаторные), связи заменены электрическими.
8.3 Расчет сопротивлений
Расчет сопротивлений производитсяв именованных единицах. Все сопротивления приводятся к базовому напряжению Uб =115 кВ
Сопротивление энергосистемы/> определяетсяпо формуле:
/> (19),
где, Uб – базовое напряжение, МВА.
/>, Ом
Сопротивление линии электрическихпередач определяется по формуле:
/> (20)
где, /> — среднее удельноеиндуктивное сопротивление воздушной линии, берется по Л.Д. Рожковой (стр.130), Ом/км,
/> — длина линии, км,
/> — среднее напряжение в местеустановки данного элемента, кВ.
/> , Ом;
/>Хл=Х2= Х3=8 Ом.
Сопротивление трансформатора/> определяетсяпо формуле:
/> (21)
/>;
/>;
/>;
/>=/>Ом;
/>Ом;
8.4 Расчет токов короткогозамыкания в точке К1.(Шины 110 кВ)
/>=/>=4Ом;
/>=/>=10,6 Ом;
Таким образом, начальное значениепериодической составляющей токов короткого замыкания, />, кА, определяется по формуле:
/> (22)
где, /> — относительноеЭДС источника, берется по Л.Д. Рожковой,
/> — результирующие сопротивлениеветви схемы;
/> - базовый ток, кА.
Базовый ток определяется поформуле:
/> (23)
где, /> — среднее напряжениев точке короткого замыкания., кВ.
Апериодическая составляющаятока короткого замыкания />, кА, определяется по формуле:
/> (24)
где, /> — определяется покривым затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания по Л.Д. Рожковой(стр.151).
Расчетное время для котороготребуется определение токов короткого замыкания />, с, определяется по формуле:
/> (25)
где, /> — собственное времявыключателя, с.
Для современного выключателясобственное время выключения равно:
/>=0,01 /> 0,05
Ударный ток короткого замыкания/>,кА, определяется по формуле:
/> (26)
где, /> — ударный коэффициент,выбирается по Л.Д. Рожковой (стр.150).
Периодическая составляющаятока короткого замыкания />, для источника бесконечной мощностиопределяется по формуле:
/> (27)
/> кА
/> кА
/> кА
/> кА
Все оставшиеся точки короткогозамыкания рассчитываются аналогично первой точке. Все результаты расчетов занесеныв таблицу.
Таблица 4
Результаты расчетов токаТочка короткого замыкания
/>, кА
/>, кА
/>, кА
/>, кА К1. Шины 110 Кв 6,3 0,89 14,3 6,3 К2.Шины6 кВ Выключатель отключен 24,2 6,2 64,9 24,2 Выключатель включен 37,5 7,9 100 37,5
9. Выбор электрическихаппаратов
В пределах одного РУ Электрическиеаппараты выбирают по самому мощному присоединению.
9.1 Выбор выключателей
Выключатели выбирают по следующимусловиям:
/> (28)
/> (29)
/> (30)
/> (31)
Выбранные выключатели проверяетсяпо условиям:
— На симметричный ток отключения.
/> (32)
— На возможные отключенияапериодической составляющей тока к.з.
/> (33)
/> (34)
где, /> — нормированноезначение апериодической составляющей в отключающем токе, выбирается по каталогамвыключателей, %.
— На электродинамическую стойкость:
/> (35)
— На термическую стойкость
/> (36)
/> (37)
/> (38)
где, /> — среднеквадратичноезначение тока, за время его протекания (ток термической стойкости) выбирают по каталогамвыключателей, кА;
/> — длительное протекание токатермической стойкости, выбирается по каталогам выключателей, с.
Если условие 37 выполняется,а условие 38 не соблюдается, то /> допускается проверка по отключающейспособности, производимая по полному току короткого замыкания:
/> (39)
9.2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются последующим условиям:
/> (40)
/> (41)
/> (42)
Выбранные разъединители проверяютсяпо следующим условиям:
— На электродинамическую стойкость:
/> (43)
— На термическую стойкость
/> (44).
9.3 Выбор электрическихаппаратов на напряжение 110 кВ
Рассчитывается максимальныйток на стороне 110 кВ.
/> А
/> (9.18)
/>=2*294,5=589 А
Выбирается выключатель типаВГБУ-110, и разъединитель типа РГД-110/1000
Таблица 9.1
Выбор электрических аппаратовна напряжение 110 кВРасчетные данные Каталожные данные Выключатель ВГУБУ-110 Разъединитель РГД-110/1000
/>=110 кВ
/>=126 кВ
/>=26 кВ
/>=589 А
/>=2000 А
/>=1000 А
/>=6,3кА
/>=40 кА 31,5 кА
/>=14,3 кА
/>=102 кА
/>=80 кА
/>=1,42 к/>с
/>=4800 к/>с
/>=2976,8 кА2 с
/>=0,89 кА
/>=25,4 кА -
/>=/>3= 4800 к/>с;
/>=/>=2976,8 к/>с;
/>=/>к/>с;
/> кА.
9.4 Выбор электрическихаппаратов на напряжение 6кВ
Рассчитывается максимальныйток на стороне 6 кВ
/>, А
/>
Imax=2*1408=2816
Выбирается выключатель типаВВУ СЭЩ П 10-80/3150.
Таблица 9.3
Выбор электрических аппаратовна напряжение 6 кВРасчетные данные Каталожные данные Выключатель ВВУ СЭЩ П 10-80/3150 Разъединитель
/>=6 кВ
/>=10 кВ
/>=2816А
/>=3150 А
/>=37,5 кА
/>=80 кА
/>=100 кА
/>=104 кА
/>=98,5 к/>с
/>=4800 к/>с
/>=7,39 кА
/>=33,84 кА
Разъединители в данномслучае не выбираются так как они входят в комплект КРУ.
Условие 38 не соблюдается, поэтому выполняется проверка по полному току короткого замыкания по условию:
/>
/>
90,24>88,775
10. Выбор токоведущих частей
10.1 Выбор токоведущихчастей РУ-110 кВ
Токоведущие части РУ выполняетсяпроводами АС.
Сечение гибких шин выбираетсяпо допустимому току, по условию:
/> (45)
Выбираем провод по Б.Н. Неклепаеву(стр.428) марки АС 240/32 d=21,6 мм.
Проверка провода по условию50
605 А>589 А
Проверка шин на схлестываниене производится, так как />
Проверка на термическое действиетока короткого замыкания не производится, так как шины выполняютсяголыми проводами на открытом воздухе.
Проверка провода на коронирование производится по условию:
1,07E/>0.9/>(46)
где, Е-напряженность электрическогополя около поверхности нерасщепленного провода, кВ;
/> — начальное критическое напряжениеэлектрического поля, кВ/см.
Напряженность электрическогополя около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см, определяется по формуле:
/> (47)
где, /> — линейное напряжение,кВ;
/> — радиус провода, см;
/> — среднее геометрическоерасстояние между проводами фаз, см.
При горизонтальном расположениифаз среднее расстояние />, см, определяется по формуле:
/>=1,26Д
где, Д- расстояния между соседнимифазами
/>=/>см
/> кВ/см
Максимальное значение начальнойкритической напряжения, электрического поля />, кВ/см, определяется по формуле:
/> (48)
где, m- коэффициент учитывающий шероховатостьповерхности провода, берется по Л.Д. Рожковой (стр.237)
m=0,82
/> кВ/см
/>
/>.
10.2 Выбор токоведущихчастей для РУ-6 кВ
Определяем расчетные токипродолжительных режимов/>, А, по формуле:
/> (49)
/> А;
/> А;
Выбираем сечение алюминиевыхшин по допустимому току, принимаются шины коробчатого сечения 2/>(175/>80/>80) />.
Проверяем шины на термическуюстойкость:
/> (50)
/> />
2/>2440мм2 >109,1 мм2
Минимальное сечениепо условию термической стойкости меньше выбранного сечения следовательно шины термическистойки
Проверка сборных шинна механическую прочность производится по формул:
/> (51)
/>, МПа;
/>=3,52 МПа =75 МПа
Шины механически прочны.
11. Выбор измерительныхтрансформаторов
11.1 Выбор трансформаторовтока
Трансформаторы тока выбираютсяпо следующим условиям:
/> (52)
/> (53)
/> (54)
— по конструкции и классуточности
Трансформаторы тока проверяются:
— по электродинамической стойкости
/> (55)
— по термической стойкости
/> (56)
— по вторичной нагрузки
/> (57)
где, /> — номинальная допустимаянагрузка ТА в выбранном классе точности, Ом.
/> — вторичная нагрузка ТА,Ом.
Вторичная нагрузка ТА определяетсяпо формуле:
/> (58)
/> (594)
где, /> — номинальная вторичнаянагрузка ТА, Ом;
/> — вторичный ток ТА, А.
Сопротивление приборов />, Ом, определяетсяпо формуле:
/> (60)
Где, /> — мощность потребленияприборами, ВА.
Сопротивление соединительныхпроводов />, Ом, определяется из формулы:
/> (61)
Где, /> — сопротивлениеконтактов выбирается по Л.Д. Рожковой (стр.374), Ом.
Сечение соединительных проводовS, />, определяется по формуле:
/> (62)
Где, /> — удельное сопротивлениематериала провода, />.
/> — расчетная длинна проводов, берется по Л.Д. Рожковой (стр.375), м.
11.1.1 Выбор трансформаторовтока для РУ-110 кВ
Трансформаторы тока не выбирается,так как они встроены в вводы выключателя.
Трансформатор тока устанавливаетсяс первичным током 600 А.
ТВ-110-600/5
/>=25 ВА;
/>=600 А.
Таблица 11.1
Вторичная нагрузка ТАНаименование прибора Тип Нагрузка, ВА Амперметр Н-394 0,5 Ваттметр Д-335 0,5 Варметр Д-335 0,5 Счетчик активный и реактивный СЭТ-4ТМ.02 0,3 Итого 1,8
/> Ом;
/> Ом;
/> Ом;
/> />;
Принимаем сечение КВВГ-2,5
/> Ом;
/> Ом;
1 Ом >0,872 Ом.
11.1.2 Выбор трансформаторовтока для РУ-6 кВ.
Выбирается трансформатор токаТШЛ 10-3000.
/>=20 ВА;
/>=3000 А.
Таблица 11.2
Вторичная нагрузка ТАНаименование прибора Тип Нагрузка, ВА Амперметр Н-394 0,5 Ваттметр Д-335 0,5 Варметр Д-335 0,5 Счетчик активный и реактивный СЭТ-4ТМ.02 0,3 Итого 1,8
/> Ом;
/> Ом;
/> Ом;
/> />
Принимаем сечение КВВГ-2,5
/> Ом;
/> Ом;
0,8 Ом >0,174 Ом.
11.1.4 Выбор ТА на отходящихлиниях
Выбираем ТА типа ТОЛ-200/5.
/>=10 ВА;
/>=200 А.
Таблица 11.3
Вторичная нагрузка ТАНаименование прибора Тип Нагрузка, ВА Амперметр Н-394 0,5 Счетчик активный и реактивный СЭТ-4ТМ.02 0,3 Итого 0,8
/> Ом;
/> Ом;
/> Ом;
/> />
Принимаем сечение КВВГ-2,5
/> Ом;
/> Ом;
0,4 Ом >0,102 Ом.
12. Выбор ТV(трансформаторов напряжения)
ТV выбирается по следующим условиям:
— по напряжению установки
/> (63)
— конструкции и схеме соединенияобмоток;
— классу точности;
— вторичной нагрузки:
/> (64)
Где, /> — номинальная мощностьв выбранном классе точности, ВА,
/> — нагрузка всех измерительныхприборов, присоединенных к ТV.
12.2.1 Выбор TV для РУ 110кВ.
Выбирается трансформатор напряжениятипа НКФ-110.
Вторичная нагрузка трансформаторанапряжения приводится в таблице 13.1
Таблица 12.1
Вторичная нагрузка TVПриборы и наименования цели. Тип прибора. Потребительская мощность, В.А. Количество приборов
/>, ВА
Сборные шины:
Регистрирующий вольтметр
Вольтметр с переключением
Частотомер
Н – 394
Э – 335
Э-362
10
2
1
1
1
1
10
2
1
Линии 110 кВ:
Ваттметр
Варметр
Счетчик
ФИП
Д – 335
Д – 304
СЭТ – 4 ТМ 02.2
ФИП
1,5
2
1,5
3
2
2
2
2
3
4
3
6 Трансформатор - - - -
Обходной выключатель:
Ваттметр
Варметр
Счетчики
ФИП
Д – 335
Д – 304
СЭТ – 4 ТМ 02.2
ФИП
1,5
2
1,5
3
1
1
1
1
1,5
2
1,5
3 Итого: 29 38
400 ВА > 38 ВА.
12.2.2 Выбор трансформаторадля РУ 6 кВ.
Выбирается ТV типа ЗНОЛ-6 кВ
Вторичная нагрузка ТV приводится в таблице 13.2.
Таблица 12.2
Вторичная нагрузка ТVПриборы и наименования цели. Тип прибора. Потребительская мощность, В.А. Количество приборов
/>, ВА
Сборные шины: Регистрирующий вольтметр
Вольтметр с переключением
Н – 394
Э – 335
16
2
1
1
16
2
Линии 10 кВ:
Счетчик СЭТ – 4 ТМ 02.2 1,5 10 15
Трансформатор:
Ваттметр
Варметр
Счетчики
Д – 335
Д – 304
СЭТ – 4 ТМ 02.2
1,5
2
1,5
1
1
1
1,5
2
1,5 Итого 21,5 38
300 ВА > 38 ВА.
13. Выбор конструкциираспределительных устройств
Распределительное устройстворасположенное на открытом воздухе называется открытыми распределительными устройствами(ОРУ). Как правило РУ 35 кВ и выше сооружаются открытыми. ОРУ должно обеспечиватьнадежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратахна сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупно блочных узловзаводского приготовления. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях(металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проездыдля возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования
В данном курсовом проектеРУ–110кВ выполнено открытым; РУ–6кВ выполнено закрытым.
13.1 Требования к конструкциямОРУ
Открытые РУ должны обеспечить надёжностьработы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение,возможность расширения. Максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ обычно располагаютсяна невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможностимеханизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесныхизоляторов на порталах.
Под силовыми трансформаторамии баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия толщиной не менее 25 сми предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод.Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводыпрокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почвуили в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.
Открытое РУ должно быть ограждено.
13.1.1 Конструкция РУ–110кВ
ОРУ – 110кВ с одной секционированнойи одной обходной системами шин выполнено с использованием железобетонных конструкций.Две секции рабочей шины примыкают друг к другу, а обходная система шин отнесеназа линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе секции рабочей системышин. Выключатели устанавливаются в один ряд. Перед выключателями имеется автодорогадля проезда ремонтных механизмов, провоза оборудования. Соединение между выключателямитрансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установленыоднополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней секцией рабочей системышин асимметричное (килевое) расположение разъединителей.
13.2 Требования к конструкциямЗРУ
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки.Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУдолжно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасностьпри ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния оттоковедущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие частиво избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены.Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемымистенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. РУ должнобыть экономичным.
13.2.1 Конструкция РУ – 6кВ
Здание ЗРУ–6кВ сооружается на стандартных железобетонных конструкциях,несущие колонны расположены в два ряда через каждые 6 м. На колонны опираются балкиперекрытия пролётом 15м. Высота здания до балок 9,6м. Стены из железобетонных плитне имеют оконных проёмов. Здание, подготовленное для электромонтажных работ, представляетсобой коробку без междуэтажного перекрытия, что позволяет выбирать любую длину ячейкинезависимо от шага колонн.
Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плитымеждуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда.Рабочая система шин размещается в центральном отсеке, резервная – в боковых отсеках,по длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию от другой.Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа– из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе. Блоки сборных шини шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа, гдерасположены ячейки КРУ. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкциитуннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборныхшин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасываетсячерез проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлическогокорпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживанияи локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматическизакрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатнойтележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты,которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижнымиконтактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмныеконтакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельныхвводов. На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения и разрядники,силовые предохранители, разъединители.
Отсек сборных шин устанавливаетсяна корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху.Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.
Приборный шкаф КРУ представляетсобой металлическую конструкцию, на фасадной дверце которой размещаются приборыизмерения, счётчики, ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенкеустановлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотноготипа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафасоединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.
Шкафы устанавливаются в помещениии обслуживаются с одной стороны.
Список использованных источников
1. Правила устройство электроустановок (ПУЭ)7 издание.
2. Нормы технологического проектирования(НТП)
3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудованиестанций и подстанций. – Москва: Энергия, 1980.
4. Электрооборудование станций и подстанций(справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – Москва: Энергия, 1978.
5. Двоскин “Схемы и конструкции распределительныхустройств (РУ)”
6. Рокотян и Шоперро “Справочник по проектированиюэнергетических систем”
7. Ершев “Справочник по проектированию энергетическихсистем”
8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций.– Москва: Энергия, 1976.
9. Руководящие указания по расчёту токовкоротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткогозамыкания, 1-я редакция, Главтехуправление Минэнерго СССР – МЭИ, 1975