Энергетика – это область народного хозяйства, охватывающая энергетические ресурсы, выработку, преобразование, передачу и использование различных видов энергии.

Введение

Энергетика – это область народного хозяйства, охватывающая энергетические ресурсы, выработку, преобразование, передачу и использование различных видов энергии.

Электроэнергетика - отрасль энергетики, включающая в себя производство, передачу и сбыт электроэнергии. Электроэнергетика является наиболее важной отраслью энергетики, что объясняется такими преимуществами электроэнергии перед энергией других видов, как относительная лёгкость передачи на большие расстояния, распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии с достаточно малыми потерями: механическую (электродвигатели), тепловую (электронагреватели), световую (лампы накаливания и люминесцентные), химическую (аккумуляторные батареи).

Отличительной чертой электрической энергии является практическая одновременность её генерирования и потребления, так как электрический ток распространяется по сетям со скоростью, близкой к скорости света.

Электрическая станция – промышленное предприятие предназначенное для выработки электрической энергии.

В названии каждой электрической станции указан вид используемой первичной энергии или первичного двигателя: тепловая электростанция (ТЭС), гидравлическая (ГЭС), атомная (АЭС) и др. Передача электрической энергии осуществляется не на генераторном напряжении, а на более высоком. Для передачи электрической энергии от электростанций сооружают линии электропередач высокого напряжения, по которым электрическая энергия подается на трансформаторные подстанции. Преобразование электрической энергии переменного тока одного напряжения в электрическую энергию переменного тока другого напряжения, производится с помощью трансформаторных подстанций. Целью данного курсового проекта является получение практических навыков в его разработке экономичной, гибкой и надежной электрической схемы подстанций, а также расчет и выбор электрического оборудования для подстанций, которое будет обеспечивать бесперебойную работу. Большое количество подстанций ведет к применению в процессе проектирования комплектных, унифицированных узлов электрического оборудования, что позволяет значительно сократить затраты времени на проектирование, значительно повышает индустриализацию монтажных работ, а также удешевляет выполнение всех видов работ и снижает капитальные затраты на строительство подстанции.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1Краткая технология производства

Из закона сохранения энергии видно, что электроэнергия может переходить из одной формы в другую форму электроэнергии. Из этого следует, что электрическая энергия получается преобразованием механической, тепловой, световой, химической энергии с помощью преобразователей в электрическую. Она преобразовывается и передается электроприемникам (далее ЭП), которые ее потребляют, совершают работу.

Электроэнергия наиболее удобный вид передачи энергии, ее потери при передаче минимальны по сравнению с другими видами энергии.

Электрические станции подразделяются по типам на:

1. Тепловые электростанции (энергия химического вещества).

2. Гидроэлектростанции (энергия водного потока).

3. Атомные электростанции (энергия, получаемая при расщеплении ядра радиоактивных элементов).

4. Приливные электростанции.

5. Солнечные электростанции (энергия потока света).

Тепловая электростанция (ТЭС) – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара приводящего во вращение паровую турбину. Механическая энергия при вращении преобразуется генератором в электрическую.

Тепловые электрические станции подразделяют на конденсаторные (КЭС), и теплоэлектростанции (ТЭЦ).

Этот вид электростанции предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов тепловой электроэнергией. В данных станциях отработанный пар в турбинах используется для нужд промышленного производства, а так же для отопления и горячего водоснабжения.

В целом коэффициент полезного действия (далее КПД) тепловой станции превышает КПД конденсаторных станций. В зависимости от величины теплового потребления КПД может составлять 50-80%, а у конденсаторных 40-42%.

Электрическая подстанция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств

1.2 Характеристика потребителей электроэнергии

Все ЭП с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.

ЭП I категории – ЭП, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

ЭП I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

ЭП II категории – это ЭП, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти ЭП рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание ЭП II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток.

ЭП III категории – все остальные ЭП, не подходящие под определение I и II категорий. Для этих ЭП электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сутки.

Исходя из данных курсового проекта потребители I категории составляют 10%, II – 70%, III – 20% следовательно, для питания данной схемы необходимо два независимых источника.

Принимаем двухтрансформаторную подстанцию напряжением 110/6, с режимами нейтрали: на высокой стороне с эффективно заземленной нейтралью, а на низкой с изолированной.

1.3 Разработка структурных схем

При проектировании подстанции до разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электрической энергии (мощности) в которых показываются основные функциональные части установки (трансформаторы, распределительные устройства (далее РУ)) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, они изображаются виде прямоугольников. Схема выдачи электрической энергии зависит от типа и мощности подстанции, состава электрического оборудования и распределительной нагрузки между РУ разного напряжения.

При проектировании структурных схем предъявляют следующие требования:

1. надёжное снабжение ЭП;

2. приспособление электроустановки к проведению работ;

3. оперативная гибкость электрической схемы;

4. экономическая целесообразность схемы.

Данная структурная схема представлена на рисунке1

Рисунок 1. Структурная схема выдачи энергии двухтрансформаторной подстанции.

1.4 Разработка главной схемы электрических

соединений подстанций

Выбор главной схемы является определяющим источником при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная схема (рис. 2) является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, монтажных схем и т.д.

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

· Значение и роль подстанции для энергосистемы;

· Положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей;

· Категории потребителей по степени надежности электроснабжения;

· Перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и прилегающего участка сети.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

· Надежность электроснабжения потребителей;

· Приспособленность к проведению ремонтных работ;

· Оперативная гибкость электрической схемы.

Рисунок 2. Главная схема подстанции

Схема включает в себя два трансформатора.

Защита осуществляется при помощи высоковольтных выключателей. Два выключателя находятся со стороны трансформатора ещё один на перемычке между линиями, для возможности вывода в ремонт первого из трансформаторов. Для создания видимого разрыва цепи в ней установлены разъединители.

1.5 Контрольно-измерительные приборы на подстанции

Контроль за режимом работы электрооборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих).

Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаются в разных местах: на центральном пульте управления, на блочных щитах управления и на местных щитах. Даже на аналогичных присоединениях в зависимости от особенностей их режима работы количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.

Таблица 1 Контрольно-измерительные приборы на подстанции

№ п/п	цепь	Место установки	Перечень приборов	Тип	Класс точности	Потребляемая мощность, ВА
	Понижающего двухобмоточного трансформатора	НН	амперметр	ЕА-3020
ваттметр	ЦП 8506 / 120	0,5	0,5
	счетчики активной энергии	Меркурий 230 АRT.	0,5
	счетчик реактивной энергии	Меркурий 230 АRT.	0,5
		Сборные шины 6 кВ	На каждой секции или системе шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения	В7 - 72	0,5
	вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений	В7 - 72	0,5
		Секционного выключателя	На каждой секции или системе шин	амперметр	ЕА-3020
		Линии 6 кВ	На каждой секции или системе шин	амперметр	ЕА-3020
	счетчики активной энергии	Меркурий 230 АRT.	0,5
	счетчик реактивной энергии	Меркурий 230 АRT.	0,5
		Линии110 кВ	На каждой секции или системе шин	амперметр	ЕА-3020
	ваттметр	ЦП 8506 / 120	0,5	0,5
	Фиксирующий прибор, используемый для определения токов КЗ	«Орион-РТ3»
		Трансформатора собственных нужд	НН	Амперметр	ЕА-3020
	расчетный счетчик активной энергии	Меркурий 230 АRT.	0,5
		Дугогасительного реактора	-	Амперметр	ЕА-3020

1.6 Собственные нужды электрических подстанций

Состав потребителей собственных нужд (далее с.н.) подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном постоянном токе – зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки подшипников, насосы системы охлаждения GC.

Наиболее естественными потребителями собственных нужд подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и GC, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной.

Мощность потребителей собственных нужд не велика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициентов загрузки и одновремённости, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд для ПС 110 – 220кВ должна быть не более 630кВА. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000кВА при U_к=8%. На все ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов с.н. В начальный период работы с одним трансформатором допускается устанавливать один рабочий ТСН, при этом второй ТСН должен быть смонтирован и включён в схему.

Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.

В данном курсовом проекте на подстанции с оперативным переменным током трансформаторы с.н. Т1, Т2 присоединяются отпайкой к выводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 6 – 10кВ при полной потере напряжения на шинах 6 -10кВ.

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования <<Светлогорский государственный индустриальный колледж>>

Специальность 2-43 01 03

Группа ЭЛ-23-09

Курсовой проект

По дисциплине:<<Электрооборудование подстанций ПП>>

Тема:<<Понизительная подстанция 110/6кВ>>

Разработал: Гаркуша А.О.

Руководитель проекта: Козырева М.А.

Проект защитил с оценкой:

Светлогорск 2012

2 Расчетная часть

2.1 Выбор типа и расчет мощности трансформаторов

На узловых понижающих подстанциях с двумя или тремя напряжениями устанавливается, как правило: два трансформатора или автотрансформатора. Сооружение подстанций с четырьмя напряжениями не рекомендуется.

Трансформатор силовой масляный трехфазный двухобмоточный ТМН-6300/110 с естественной циркуляцией воздуха и масла, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) предназначен для преобразования и поддержания заданного уровня напряжения в распределительных сетях общего назначения 110 кВ.

Мощность каждого трансформатора или автотрансформатора выбирается по суммарной нагрузке потребителей с учетом допустимой, аварийной перегрузки (1,4 Sном).

Определяем мощность трансформатора (S_тр) для двухтрансформаторной подстанции по формуле:

S_тр. = (1)

где: S_p – расчетная мощность трансформатора

β – коэффициент загрузки трансформатора, 0,7 [1]

S_н.тр. = = 6285,7 кВА

Выбираем по [1] ТМН 6300/110

Рассчитываем действительный коэффициент загрузки по формуле:

β = (2)

где:S_н. - номинальная мощность трансформатора

β = = 0,698

Проверяем его при аварийном режиме по формуле:

(3)

где: I и II категории ЭП состовляет 80%

Аналогично производим расчет мощности трансформатора собственных нужд по формуле (1):

Sт кВА

Выбираем трансформатор по [2] ТМГ-160/6;

Производим проверку на экономический режим и режим перегрузки.

По формуле (2) определяем коэффициент загрузки:

Технические характеристики трансформаторов приведены в таблице №1

Таблица №1. Технические характеристики трансформаторов

Вид трансформа-тора	Мощность трансформа-тора, кВА	Потери	Iхх %	Uкз %
∆Pхх кВт	∆Pкз кВт
ТМН 6300/110		27,3	55,16	3,72	10,5
ТМГ-160/6		0,41	2,65		4,5

2.2 Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

По расчетной схеме, где представлены элементы коротко замкнутой цепи, составляем схему замещения в виде активных и индуктивных сопротивлений. С учетом того, что активное сопротивление мало относительно индуктивного, то в установках напряжением выше 1000В его не учитывают.

Схема замещения, путем постепенного преобразования приводится к одному эквивалентному сопротивлению, а затем ток короткого замыкания определяется по закону Ома.

Токи короткого замыкания в установках выше 1000В рассчитывается мето­дом относительных единиц. Этот метод дает более простую структуру расчет­ных выражений. Относительные величины при расчете короткого замыкания приводятся к базисному напряжению и их базисной мощности.

Сопротивление системы Х_с определяем по формуле:

Х_с = (4)

где Sб – базисная мощность, МВА;

Sc – мощность системы, МВА;

Х_c^"- относительное номинальное энергосистемы

Сопротивление генератора Х_г определяем через сверхпереход­ное сопротивление генератора, базисную мощность и номинальную мощность генератора по формуле:

(5)
S_ном = (6)

где Р — мощность источника, МВт;

cosφ — коэффициент мощности.

Сопротивление трансформатора в относительных единицах определяем по формуле:

X_тр = (7)

где Uк.з. – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Индуктивное сопротивление воздушной и кабельной линии определяем по формуле:

X_л = (8)

где L — длина линии, км.

U_ср —среднее номинальное значение напряжения, кВ.

Базисный ток определяем по формуле:

I_б = (9)

Периодическая составляющая тока КЗ в начальный период времени определяется по формуле:

(10)

где Iб – базисный ток, кА;

Е^" – значение ЭДС источников;

X_рез – результирующее сопротивление.

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

i_у = (11)

где Ку – ударный коэффициент, принимаемый по таб­лице в зависимости от места короткого замыкания [1].

Принимаем расчётную схему.

Рис.3 Расчётная схема.

Исходные данные:

Х_с =0,4; S_c =2000 МВА; L₁ = L₂ =80 км; L₃ = L₄ =10 км;

Sр=8800кВА; S^* =0,02S_P кВА; T_max =5500 час;

Р₁ =Р₂ =40 МВт;

По расчётной схеме составляем схему замещения.

Рисунок 4. Схема замещения

Принимаем S_б =100МВА

Производим расчет тока короткого замыкания для первой точки.

Cопротивление системы определяем по формуле (4):

X₁ =0,4∙

Сопротивление линии вычисляем по формуле (8):

X₂ =X₃ = 0,4 ∙ 80 ∙ ——— = 0,241

115²

Сопротивление трансформатора в относительных единицах определяется по формуле (7):

X₄ =X₇ =0,01 ∙ 10,5 ∙ ——— = 0.525

Мощность источника определяем по формуле (6):

S_ном = —— = 50 МВт

0,8

Определяем сопротивление источника питания по формуле (5):

X₅ =X₈ = 0,12∙ ——— = 0,192

Базисный ток определяется по формуле (9):

I_б = ———— = 5,5 кА

√3 ∙ 10,5

Сопротивление реактора в относительных единицах определяем по формуле (15):

5,5 10

X₆ = 0,01 ∙ 10 ∙ ——— ∙ —— = 0.24

2 10,5

Сопротивление линии вычисляем по формуле (8):

X₉ =X₁₀ = 0,4 ∙ 10 ∙ ——— = 0,0302

115²

X₁₁ =X₁₂ = 0,01 ∙ 10,5∙ ——— = 1.6

6,3

Преобразовываем схему:

X2 0,241

X₁₃ =X1 + —— = 0,02 + —— = 0,14

2 2

X9 0,0302

X₁₄ = — = —— = 0,015

2 2 X X4 ∙ X7 0.525 ∙ 0.525 X₁₅ = ———— = —————— = 0,175

X6+X7+X4 0.525 ∙2+ 0,523

Рисунок 5 Упрощенная схема замещения

X 4 ∙ X6 0.525 ∙ 0.24

X₁₆ = ———— = —————— = 0.097

X6+X7+X4 0.525∙2+ 0.24

X17 = X₁₆=0.097

Рисунок 6 Упрощённая схема замещения

X₁₈ =X₁₆ + X₅ = 0.097 + 0,192 = 0.289

X₁₉ =X₁₇ + X₈ = 0.097 +0,192 = 0.289

Рисунок7 Упрощённая схема замещения

X18 0.289

X₂₀ = —— +Х₁₅ = —— + 0.175 = 0.319

2 2

X_экв = = 0.112

Определяем базисный ток по формуле:

I_б = = 0,5 кА

Определяем эквивалентное сверхпереходное ЭДС:

E_экв= = = 1.114

Определяем начальный периодический ток и ударный ток для точки КЗ1:

I_п.о. = = = 4,97кА

I_уд = = 11.31 кА

Аналогично определяем начальный периодический и ударный ток для точки КЗ2:

Х_экв2=Х_экв1+

I_б = = 9,16 кА

I_п.о. = =

I_у =

Результаты расчетов токов КЗ сводим в таблицу №3.

Таблица №3 Результаты расчетов токов КЗ

Точка К.З.	Iп.о., кА	iу, кА
К1	4,97	11.31
К2	11.18	29.25

2.3 Расчетные условия и выбор аппаратов на первичном напряжении аппаратов

Для защиты трансформатора и линии применяем защиту выключателями. Также устанавливаем выключатель в перемычке. При выводе в ремонт трансформатора, выключателей, линии для создания видимого разрыва предусмотрены разъединители. Для надежной работы этих аппаратов они должны соответствовать следующим условиям:

Выключатель:

Выключатели выбираются по следующим параметрам:

1.По напряжению:

(12)

2.По длительному току:

(13)

Проверку выключателей следует производить по следующим параметрам:

1.На симметричный ток отключения:

(14)

2.Отключение апериодической составляющей тока короткого замыкания:

(15) где номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключенном токе для времени

номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов .

3.По отключающей способности:

если условие соблюдается, а , то допускается не производить проверку по полному току короткого замыкания

(16)

4. По включающей способности:

(17)

где номинальный ток включения

наибольший пик тока включения, рассчитываемый по формуле:

(18)

где ударный коэффициент, нормированный для выключателя 1,85

5. На электродинамическую стойкость:

Iд ≥ iу (19)

6.На термическую стойкость:

Если t_откл≥t_терм:

(20)

где ток термической стойкости.

длительность протекания тока термической стойкости, с.

тепловой импульс тока короткого замыкания

(21)

где t_в – время отключения собственное выключателя, с

t_р – время срабатывания релейной защиты; 0,01

Если :

(22)

Разъединитель выбирается по тем же параметрам, за исключением включающей и отключающей способностей.

Выбираем выключатель элегазовый баковый ВГБ-110[1,4].

Его технические характеристики указаны в таблице №4.

Таблица №4 Технические характеристики выключателя:

Тип	Uв, кВ	Iн, А	iд, кА	It, кА	tt, с	tоткл, с
ВГБ-110						0,035

I_норм = (23)

I_норм = = 23.08A

I_утяж = (24)

I_утяж = = 47,17А

Делаем проверку выключателя по формулам (12)-(22).

Определяем ток периодической и апериодической составляющей в момент τ = 0,045с

I_{п0,045 =} I_п.о.(27)

I_п0,045= 4,97кА

i_аτ= (28)

Принимаем по [1] T_a = 0,02c.

i_а0,045 = = 0,74 кА

i_{а. ном.} =

i_{а. ном.} = =20,365 кА

i_{вкл. ном.} =

i_{вкл. ном.} = =102кА

t_откл=0,045с <t_терм = 3с

Определяем B_k:

кА²с

кА²с

Выбираем по [6] разъединитель РГ-110 /1000 УХЛ1. Разъединители данной марки выпускаются с одним двумя или без заземляющих ножей, поэтому их количество зависит от места установки. Его номинальные данные указаны в таблице №5.

Таблица №5Технические характеристики разъединителя РГ-110 /1000 УХЛ1

Тип	Uн, кВ	Iн, А	iд, кА	It, кА	tt, с
РГ-110 /1000 УХЛ1				31,5

кА²с

Расчетные и номинальные данные выключателя и разъединителя сводим в таблицу№6.

Таблица №6. Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя

Расчетные данные	Выключатель	Разъединитель
Uуст =110кВ	Uном =110кВ	Uном =110кВ
Iнорм =23,08А	Iном = 2000А	Iном = 1000А
Iутяж = 47,17А	Iном = 2000А	Iном = 1000А
Iп.0,045. =4,97кА	Iоткл..ном =40кА
iа0,045 =0,74А	iа. ном. =20,365кА
Iп.о. =4,97кА	Iвкл..ном =40кА
iу=11,31кА	iвкл..ном =102кА
iу=11,31кА	iд = 102кА	Iд=80кА
Bк=1,605кА^2с	I^2терм*tоткл = 72кА^2с	I^2терм*tоткл = 44,65кА^2с

Выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.

Выбираем ОПН: он выбирается по напряжению - ОПН-110 УХЛ 1.

2.4 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении

Комплектное распределительное устройство (далее КРУ) состоит из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, совместно с их несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.

КРУ состоит из: вводного шкафа, шкафа с трансформатором собственных нужд, линейного шкафа, шкафа с секционными выключателями, шкафа с измерительными трансформаторами и с заземлением сборных шин, с аппаратами защиты от перенапряжений.

КРУ выбирается по максимальному току, по формуле (26):

I_утяж = А

I_норм = = 412,32А

Принимаем КРУ серии К-Ин-97-6.1000 У3 [5]. Его номинальные данные сводим в таблицу №7.

Таблица №7 Номинальные данные КРУ.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iд, кА
КРУ К-Ин-97-6.1000 У3

Выбор вводного выключателя:

Выбираем выключатель ВВЭ-М-10-20[4] и его номинальные данные сводим в таблицу №8.

Таблица №8 Номинальные данные вводного выключателя

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iоткл, кА	tоткл, с	iд, кА	It, кА	tt, с
ВВЭ-М-10-20				0,02

По формулам (12) – (26) выбираем выключатель:

I_п0,03=11,18кА

Принимаем по [1] T_a = 0,03c.

i_а0,03 = =5,802 кА

i_{а. ном.} = =10,15 кА

i_{вкл. ном.} = =50,9кА

t_откл=0,03с <t_терм = 3с

кА²с

кА²с

Расчетные и номинальные данные выключателя сводим в таблицу№9:

Таблица №9 Данные выключателя:

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст =6кВ	Uном =6кВ
Iнорм =412,32А	Iном = 1600А
Iутяж=848,9А	Iном = 1600А
Iп0,03 =11,18кА	Iоткл..ном =20 кА
iа0,03 =5,802 кА	iа. ном. = 14,14 кА
Iп.о. =11,18кА	Iвкл..ном =20кА
iу=29,25кА	iвкл..ном =50, 9кА
iу=29,25кА	iд = 51кА
Bк=6,2кА^2с	I^2терм*tоткл =12кА^2с

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.

Выбор выключателя на отходящих линиях:

Выбираем количество отходящих линий, оно производится по условию:

n_лэп = (29)

Где 0,3÷0,4 – номинальный ток, кА

Подставляем значения в формулу (24):

n_лэп = шт.

n_лэп = шт.

Принимаем 4 шт.

Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу№10.

Таблица №10 Номинальные данные выключателя на отходящих линиях:

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iоткл, кА	tоткл, с	iд, кА	It, кА	tt, с
ВВЭ-М-6-20				0,02

Проверка выключателя на отходящую линию аналогична вводному выключателю.

Расчетные и номинальные данные выключателя сводим в таблицу№11:

Таблица №11 Данные выключателя на отходящих линиях:

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст =6кВ	Uном =6кВ
Iутяж=302А	Iном = 630А
Iп0,03 =11,18кА	Iоткл..ном =20 кА
iа0,03 =5,802 к А	iа. ном. = 14,14 кА
Iп.о. =11,18кА	Iвкл..ном =20 кА
iу=29,25кА	iвкл..ном =50, 9кА
iу=29,25кА	iд = 51кА
Bк=6,2кА^2с	I^2терм*tоткл = 12кА^2с

Выбор секционного выключателя:

секционный выключатель выбираем по току:

0,75·I_max =0,75·848,9=636,7А

Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу№12:

Таблица №12 Номинальные данные секционного выключателя

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iоткл, кА	tоткл, с	iд, кА	It, кА	tt, с
ВВЭ-М-6-20				0,02

Проверка секционного выключателя аналогична вводному выключателю.

Расчетные и номинальные данные выключателя сводим в таблицу№13:

Таблица №13 Данные секционного выключателя

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст =6кВ	Uном =6кВ
Iутяж=636,7А	Iном = 1000А
Iп0,03 =11,18кА	Iоткл..ном =20 кА
iа0,03 =5,802 к А	iа. ном. = 14,14 кА
Iп.о. =11,18кА	Iвкл..ном =20 кА
iу=29,25кА	iвкл..ном =50, 9кА
iу=29,25кА	iд = 51кА
Bк=6,2кА^2с	I^2терм*tоткл = 12кА^2с

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.

Выбираем ОПН: он выбирается по напряжению - ОПН-6/29 УХЛ 1.

Выбор предохранителя для трансформатора собственных нужд:

Номинальные токи плавких вставок предохранителей следует выбирать таким образом, чтобы было обеспечено надежное отключение тока короткого замыкания.

Предохранитель выбирают по следующим условиям:

U_ном ≥ U_уст

I_ном ≥ I_утяж

I_откл≥ I_п.о.

Выбираем по [1] предохранитель ПК 6-30 с номинальными данными:

U_ном =6кВ;

I_н =30А;

I_откл=12кА.

Определяем максимальный ток для выбора предохранителя, защищающего трансформатор собственных нужд по формуле (26): А

Проверяем по условиям:

6 = 6

30>21,55

12>11,18

Выбор предохранителя для измерительного трансформатора напряжения

Выбираемпо [1] предохранитель ПКТ-6Н с номинальными данными:

U_ном =6кВ

Проверяем по условию:U_ном ≥ U_уст

6 = 6

2.5 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции

Гибкие шины применяются для соединения электрических аппаратов в РУ. В РУ 35кВ и выше она выполняется неизолированными проводами марки АС. Для соединения генератора и трансформатора с РУ 6-10кВ гибкий шинопровод выполняется пучком проводов. Два провода из пучка сталеалюминевые, они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода алюминиевые и являются только токоведущими, их сечение рекомендуется выбирать большими, так как это уменьшает число проводов и стоимость шинопровода.

Расчет гибкой ошиновки заключается в определении числа и сечения проводников.

Выбираем гибкую ошиновку для соединения аппаратов на напряжении 110 кВ. Определяем сечение по экономической плотности тока, ,мм²:

(30)

где J_эк – экономическая плотность тока [1], принимаемая в зависимости от характеристики и часов использования максимума нагрузки, принимаем равным 1 А/мм².

Тогда сечение должно быть не меньше:

мм²

Принимаем в соответствии с ТКП339-2011 по механической прочности и по условиям коронирования [1] сталеалюминевый провод АС-70 с радиусом0,585см, I_доп=265А;

Проверяем по допустимому току:

I_доп>I_утяж

265>47,17

Проверяем на термическую устойчивость:

F_min = (31)

где C – коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [1] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равным 91.

По формуле (31) определяем минимальное сечение:

мм²

70мм²>13,92мм²

Провод термически устойчив.

Проверяем провода на коронирование:

1,07Е<0,9Е_о (32)

где Е – напряженность электрического поля у проводника, кВ/см;

Е_о – максимальное значение начальной критической напряженности, кВ/см.

Е= (33)

где U – линейное напряжение, кВ

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

D_ср=1,26·D (34)

где D – расстояние между соседними фазами равное 200см, т.к. U =110кВ, [1]

Е_o= (35)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82).

δ – относительная плотность воздуха (δ=1,04-1,05)

По формуле (34) находим среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:

D_ср =1,26*200=252см

По формуле (33) находим Е:

Е =

По формуле (35) находим Е_o:

Е_o =

Проверяем провода на коронирование:

Таким образом, провод АС-70 по условиям короны проходит.

Выбор гибкой ошиновки для соединения трансформаторов с распределительным устройством напряжения 6 кВ.

По формуле (30) рассчитываем сечение гибкой ошиновки. j =1, т.к. T_max=5500ч, [1]:

F_э = мм²

Сечение несущих сталеалюминевых проводов должно быть не меньше:

F_э.са = (36)

F_э.са = мм²

Принимаем два несущих сталеалюминевых провода АС 70 с I_доп = 265 А и диаметром 11мм.

Находим сечение алюминиевого провода по формуле:

F_э.а =F_э – F_э.са (37)

F_э.а =412,32-2∙70=272,32 мм²

Принимаем три алюминиевых провода АС70 с I_доп = 265 А.

Проверяем на термическую устойчивость:

По формуле (31) определяем минимальное сечение:

мм²

F_cт ≥ F_min

2∙70 +3∙70 > 122

350мм²>122мм²

Провод термически устойчив.

Проверяем по допустимому току:

848,9 < 2∙265+3∙265

848,9<1325

Выбранная гибкая ошиновка 2xАС70+3xАС70 удовлетворяет всем требованиям выбора.

Выбор сечения жестких сборных шин в комплектном распределительном устройстве напряжением 6кВ производится по нагреву:

I_утяж≤ I_доп

848,9<870

Принимаем по [1] однополосную алюминиевую шину 60х6 с I_доп=870А, типа АТТ с допустимым механическим напряжением σ_доп=85МПа, поперечное сечение шины q=6,4 см².

Проверяем шину на термическую стойкость по условию:

F_min£F _ст

122< 640

Шина термически устойчива.

Проверяем шину на динамическую устойчивость. Для этого определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании по формуле, Н/м:

(38)

где К_ф— коэффициент формы шин, принимается в зависимости от соотношения размеров шины, К_ф =1

а — расстояние между шинами, м, а=240 мм=0,24м, [1]

Момент сопротивления при расположении шины плашмя, м³:

(39)

гдеb — ширина шины, м

h — высота шины, м

Момент инерции поперечного сечения шины, см⁴

(40)

J = см⁴,

Изгибающий момент определяется по формуле:

(41)

где L – принятая к расчету длина пролета, определяемая по формуле:

L = (42)

L = м

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:

(43)

Шины механически прочны, если:

σ_расч≤ σ_доп (44)

44,45 МПа<85 МПа

Выбранная шина удовлетворяет всем условиям.

Выбор изоляторов.

В РУ шины устанавливаются на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины устанавливаются на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

1. по номинальному напряжению:

(45)

2. по допустимой нагрузке:

(46)

где F_расч – сила действующая на изолятор;

F_доп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н

(47)

где F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб, кг·с

Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:

F_расч= (48)

где К_n – поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена плашмя, К_n=1.

Выбираем по [6] опорный изолятор ИОР-6-375У3. Данные сводим в таблицу№14.

Таблица №14 Номинальные данные

Тип изолятора	Uн, кВ	Fизг, кН	Высота, мм	Масса,кг
ИОР-10-375		3,75		1,5

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (47):

Н

Находим силу, действующую на изолятор по формуле (48):

F_расч = Н

864,42Н < 2250Н

Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке опорный изолятор ИОР-6-375У3.

Проходной изолятор выбирается по тем же условиям что и опорный, а также по максимальному рабочему току:

(49)

Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:

F_расч= (50)

Выбираем по [6]проходной изолятор ИП-6/1600-7500 УХЛ2. Данные сводим в таблицу № 15.

Дата добавления: 2015-08-29