Курсовой проект - Проектирование районной подстанции ГПП 110/10 кВ

СОДЕРЖАНИЕ

1. Задание на курсовой проект

2. Содержание

3. Введение

2. Составить структурную схему и выбор трансформатора

3. Выбор главной схемы электрических соединений

4. Выбор основного оборудования и токопроводов

  4.1 Расчет условий выбора электрических аппаратов и токопроводов

  4.2 Выбор и расчет ошиновки РУ 110 кВ

  4.3 Выбор выключателя в открытом РУ 110 кВ

  4.4 Выбор разъединителей РУ 10кВ

  4.5 Выбор трансформаторов тока РУ 110кВ

  4.6 Выбор разрядников РУ 10 кВ

  4.7 Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора

  4.8 Выбор электрических аппаратов РУ 10 кВ

5. Релейная защита

6. Управление сигнализации и блокировки

7. Автоматика

8. Учет электрической энергии

9. Высокочастотная связь

10. Выбор трансформаторов тока в закрытом РУ 10кВ

11.Выбор трансформаторов напряжения в закрытом РУ 10кВ

12.Выбор трансформаторов собственных нужд в закрытом РУ 10Кв

13.Компоновка открытого РУ 110 кВ

14.Компоновка закрытого РУ 10 кВ

15. Конструирование и расчет заземляющего устройства

16. Список используемой литературы

Приложение 1 Заземляющее устройство

Одной из важнейшей задач промышленности является более полное удовлетворение по-требностей народного хозяйства, обеспечение техническою переоборудования и интенсифика-ции производства всех отраслей. Для этого предусматривается расширение выпуска прогрес-сивных экономических выводов машин, оборудования и приборов, систематическое обновле-ние продукции, которая выпускается, повышение ее технического уровня и качества, улучше-ния эксплуатационных и потребительских качеств продукции.

В связи с этим большое значение приобретают вопросы правильного выбора оборудова-ния, в частности технологического и электротехнического. Значение технико-экономических соображений и показателей машин, приборов и механизмов. Эти вопросы приобретают еще большее значение при осуществлении реконструкции и техническом переоборудовании пред-приятий

Для того, чтобы решать важные энергетические задачи инженер должен обладать теорети-ческими знаниями и уметь творчески применять их в своей практической деятельности. Содер-жанием данного курсовою проекта является ГПП 110/10 кВ.

Так как при проектирование широко применяются подстанций такого типа для них разработана типовая схема, приведенная на рисунке 1.

Структурная схема подстанции рисунок 1

Число трансформаторов на подстанции выбирают в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также от наличия резервных источников питания в сетях среднего и низшего напряжения.

Так как большей частью от подстанции питаются потребители всех категорий и электроэнергия к ним от системы подводится лишь со стороны высшего напряжения, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов.

Выбор номинальной мощности трансформаторов будем осуществлять по условию покрытия всей нагрузки в соответствии с графиком при выходе из строя второго трансформатора .

Суточные графики строятся по записям счетчиков активной и реактивной энергии, производимым через каждый час в течении суток, начиная с 0 до 24 ч. Графики дают среднее значения нагрузок в течении часа и должны строиться ступенями.

График нагрузки изображён на рисунке 2.

Рисунок 2- График нагрузки

Анализ графика показывает, что можно проверить установку на подстанции трансформаторов мощностью 10 МВА.

При пересечении линии номинальной мощности с исходным графиком нагрузки получаем участок перегрузки продолжительностью 7 часов

Определяем номинальную мощность трансформатора по формуле:

Принимаем номинальную мощность трансформатора SНОМ ТР=10 МВА.

Номинальная нагрузка К1 эквивалентною графика

В соответствии с ГОСТ 14209-85 для системы охлаждения "Д" при температуре охлаждающей среды Qохл = - 1 °С; k1=0,68; h =7; k2 = 1,36 , что равно расчётному.

При расчете нагрузочной способности трансформатора на ЭВМ по программеrt3" получили такие результаты:

- максимальная температура масла Тм = 84,98°С;

- максимальная температура обмотки Тоб = 131,42°С;

- суточный износ изоляции 3,82.

Согласно этим данным мы выбираем трансформатор типа ТДН-10000/110.

Главная схема - это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационных и других первичных аппаратов со всеми соединениями, выполняемыми между ними.

Главная схема электрических соединений должна удовлетворять следующим требованиям:

-обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в нормальном и послеаварийном режимах работы;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность расширения;

-обеспечивать возможность выполнения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

При этом следует принимать простейшие схемы. Так как проектируемая подстанция является проходной, то согласно рекомендациям "Норм технологического проектирования подстанций" применяем схему 110-3.

Для проходной схемы рекомендуется применять схему, изображенную на рисунке 3.

4.1. Расчетные условия выбора электрических аппаратов и токопроводов.

Выбор электрических аппаратов и токопровода в электрической схеме подстанции производится в соответствии с расчетными условиями продолжительного и кратковременного режимов. Для этого определяется расчетный ток утяжеленного режима, за который принимаем наибольший рабочий ток ремонтного или после аварийного режима, а также рассчитываются токи короткого замыкания.

В нормальном режиме токи со стороны линий W1 и W2 определяются по формуле:

Ток в ремонтной перемычке отсутствует.

Длительные токи на стороне 10 кВ определяется по формуле:

В ремонтном режиме со стороны W1 и W2 токи равны

Длительный ток в после аварийном режиме на стороне 10 кВ определяется по формуле:

Ток в секционном выключателе на стороне 10 кВ принимаем равным токам вводных выключателей.

Расчет токов короткого замыкания

Для выбора оборудования подстанции необходимо рассчитать величину токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 110 кВ и 10 кВ. Расчет токов короткого замыкания выполняем для случая установки силовых трансформаторов следующей ступени мощности 16 МВА. Схема замещения сети для расчета токов короткого замыкания приведена на рис.4

4.2 Выбор и расчет ошиновки РУ 110 кВ

Предполагаем использовать в ОРУ 110 кВ гибкую ошиновку проводом АС-150, т.к. в соответствии с рекомендациями НТП гибкая ошиновка ПС выполняется проводом того же сечения, что и подходящая линия.

Допустимый ток провода марки АС-70 Iдоп = 450 А больше, чем ток в нормальном режиме со стороны 110 кВ ПС Iнр110 = 58,78А.

Т.к при компоновке ОРУ-110 кВ будут использованы типовые проекты решения, то механический расчет выполнять не целесообразно.

4.3. Выбор выключателей в ОРУ-110 кВ

На стороне 110 кВ ПС целесообразно применять специально разработанные для таких ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.

Промышленность выпускает маломасляные выключатели на 110 кВ типа ВМТ следующего типоразмера: ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1

Таблица 3 - Выбор выключателей в ОРУ - 110 кВ

Выключатель серии ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 полностью удовлетворяет условия выбора.

4.4 Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ. Промышленность выпускает разъединители на 110 кВ типа РНДЗ. На стороне 110 кВ необходимо установить 10 разъединителей:8 с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 110Б\1000 и 2 разъединителя с одним заземляющим ножом РНДЗ.1 - 110Б\1000

Условия выбора разъединителей одинаковы. Выбираем разъединители 2 типов РНДЗ-1- 110Б/1000У1 и РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.

Таблица 4 Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

it2tt=Iоткл2t=31.52*1=992.25 кА2с Разъединитель полностью удовлетворяет условия выбора.

4.5. Выбор трансформаторов тока в ОРУ-110 кВ В дополнение к встроенным во вводы силового трансформатора трансформаторы тока ТВТ-І-110 установлены отдельно стоящие трансформаторы типа ТФЗМ-110Б-1-У1.

Таблица 5 - Выбор трансформаторов тока в ОРУ-110 кВ

Трансформатор тока полностью удовлетворяет условия выбора.

4.6 Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ

Для ОРУ-110 кВ промышленность выпускает разрядники типа РВС-110МУ1:

Uпроб = 200-250 кВ; Uпроб имп = 285 кВ

4.7 Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора.

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗОН-110М-11У1.

Т.к. изоляция нейтрали трансформатора выполнена на напряжение 50 кВ, параллельно разъединителю устанавливаются два, включенных последовательно, разрядника тина РВС-35-У1

Таблица 6 - Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ

В нулевой провод трансформатора встроен трансформатор тока типа ТВТ-35

4.8 Выбор электрических аппаратов в РУ-10 кВ

РУ-10кВ подстанции предполагается выполнить с применением малогабаритного РУ-КРУ( серии КМ-1 Ф).

Вводные шкафы на токи 2000А комплектуются маломасляными выключателями типа ВМПЭ-10.Секционные шкафы на токи до 1000А и линейные на токи до о 630А комплектуются колонковыми масляными выключателями серии ВК-10 с пружинным приводом - поэтому выбираем в ЗРУ- 10кВ КРУ

В ячейках установлены выключатели типа ВМПЭ-10.Для выключателей этого типа tcв=0,08с,тогда ? = tсз+ tcв =0,01+0,08=0,09с

Условия выбора вводных ячеек сведены в таблице 7

Исходя из расчетов видно, что выбор всех електрических аппаратов в РУ - 10 кВ удовлетворяет допустимым условиям.

Основными видами повреждения трансформаторов являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар в стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки. Наиболее вероятны короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные замыкания в обмотках. При витковых замыканиях разрушается изоляция и магнитопровод трансформатора, поэтому такие повреждения должны отключатся быстродействующей защитой. Использовать для этой цели токовые и дифференциальные защиты не представляется возможным, так как при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится. Защиты, основанные на использовании электрических величин не реагируют на "пожар в стали" магнитопровода. Для защиты от такого вида повреждений и от витковых замыканий на трансформаторе устанавливается токовая защита, которая является универсальной защитой от токовых повреждений Достоинствами газовых защит являются:

- высокая чувствительность и реагирование на все виды повреждений внутри бака;

- сравнительно не большое время срабатывания;

- простота выполнения;

- способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла.

Наряду с этим защита имеет ряд недостатков, основной из которых - не реагирование на повреждения вне бака. Защита может действовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, например при доливке масла. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты от внутренних повреждений. Вместе с газовой защитой устанавливается дифференциальная защита.

Для защиты от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, следовательно могут использоваться как резервные. Защита от перегрузки выполняется на реле тока, включенном в сеть одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий.

а) На силовом трансформаторе 110/10

дифференциальная токовая защита

максимальная токовая защита с блокировкой по напряжению с 2 выдержками времени на отключение ввода 110кВ-1 ступень, отключение выключателя 110кВ-2 ступень

-токовая защита от перегрузки с действием на сигнал

-газовая защита с действием на сигнал и на отключение тр-ра

-от понижения уровня масла

б) на вводах 10кВ

- максимальная токовая защита(1 ступень защиты тр-ра установлена на стороне 110кВ

в) На секционном выключателе10кВ максимальная токовая защита

г) На отходящих кабальных линиях 10кВ

- токовая отсечка

- максимальная токовая защита

- защита от замыкания на землю(с действием на сигнал)

Управление приводами масляных выключателей осуществляется с помощь ключа управления установленного в шкафах КМ-1Ф и в релейных шкафах ИТР (предполагается автоматическое управление ими). Управление разъединителями 110кВ осуществляется с помощью ручных приводов. В релейном шкафу собраны выходные сигналы (аварийное отключение выключателей и неисправности подстанции), которые выдают сигнал в пункт диспетчерского управления. Кроме того выдается информация о положении выключатея110/10кВ. Предполагается применение аппаратуры телемеханики КУСТ-А. Оперативная блокировка подстанции на стороне 110кВ выполняется электромагнитной на выпрямленном оперативном токе 220В.На стороне 110кВ в комплектных РУ выполняется механическая блокировка.

Автоматика на подстанции предусматривает:

а) на тр-рах 110/10кВ-автоматическое регулирование напряжения со стороны 110кВ

б) на вводах 110кВ: -автоматическое отключение вводов при исчезновение напряжения.

- автоматическое включение вводов при восстановление напряжения.

в) на секционном выключателе 110кВ

-2х стороннее автоматическое включение резерва без выдержки времени при отключении одного из вводов 110кВ.

-автоматическое выключение выключателя при восстановление напряжения.

г) на отходящих линии 110кВ

-автоматическая частотная разгрузка.

-автоматическое повторное включение после АЧР.

д) на шинах собственных нужд 220В

-автоматическое включение резерва (АВР).

е) на шинах обеспечивающих питание 220В-АВР.

Учет эл-энергии предусматривает:

а) на отходящих линиях 110кВ учет активной и реактивной энергии

б) на собственные нужды 220В

в) счетчики эл.энергии устанавливают на вводах, отходящих линий и ТСН

Проектом предусмотрено высокочастотная связь с диспетчерским пунктом электрической сети.

10.ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА В ЗРУ - ЮкВ

В ввод ячейки Iн=2000А выбирают тр-ры тока типа ТШЛ-10-УЗ. Сравнение его номинальных данных с расчетными параметрами схемы сведены в таблице 10

Таблица 10 - Условие выбора трансформатора тока

Расчетные параметры не превышают номинальных данных следовательно принимаем трансформатор тока ТШЛ-10-УЗ.

Проверка измерительных обмоток в трансформаторе тока по нагрузочной способности. Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико то принимаем z2=r2 Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных приборов и переходного сопротивления контактов

ко вторичной обмотке трансформатора тока в фазе А и С подключены обмотки счетчиков активной и реактивной энергии САЗ-И681 СРИ типа И689.

На отходящих линиях и секционном выключателе установлены трансформаторы тока ТПЛК-10(сек.вык-1 =1000А,отх.лин I =600А).

Выбор трансформатора тока в линейной ячейке

Номинальные данные с расчетными параметрами схем сведены в Таблице 11

На каждой секции ЗРУ устанавливаются трансформаторы напряжения ЗНОЛ 06-10-УЗ с такими номинальными данными

Номинальная мощность в классе точности 0,5 - 0,75ВА. Учитывая,что обмотки напряжения активного и реактивного счетчика потребляют 5ВА,а к секции подключают резервные и вводные ячейки, то счетчики потребляют 30 ВА, а вольтметры 2ВА.Следовательно, для реле защиты остается 43ВА. В случае подключения приборов второй секции мощность приборов составит 64ВА,тогда на реле защиты будет приходиться 11 ВА

Приемниками собственных нужд являются оперативные цепи. электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры и приводов. Суммарная расчетная мощность приемников собственных нужд определяется с учетом коэффициента спроса. Расчет мощности приемников собственных нужд приведен в табл. 1 10 Данные по мощности потребителей собственных нужд приняты по [табл. П6 1 и П 6.2, 3]

Определение активной, реактивной и полной мощности для зимнего максимума

Наименование электрич. прием.

На подстанциях необходимо предусматривать установку двух трансформаторов собственных нужд. Номинальная мощность выбирается из условия:

где Sтсн - мощность трансформатора собственных нужд, кВА, Sсн - суммарная мощность потребителей собственных нужд, к-ВА.

Так как Sсн = 56,95 кВА По условию работы одного трансформа собственных нужд с ремонтными нагрузками принимаем окончательно трансформаторы собственных нужд типа ТМ- 63/10, так как 63 кВА ? 56.95 кВА

РУ 110 кВ выполняется открытым с использованием унифицированных железобетонных элементов, на которые устанавливается электрооборудование. Токоведущие части и проводники размещаются в двух ярусах.

В первом ярусе размещаются токоведущие части аппаратов и проводники соединяющие. Их высота установки должна быть не менее 3600 мм. Проводники ответвлений находятся во втором ярусе(не менее 1650мм).

Расстояние между аппаратами выбираем из условия возможности подъезда испытательных, трансформаторных подъемных машин.

Силовые трансформаторы устанавливаются на фундаменте из сборного железобетона. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждение силового трансформатора предусматривается маслоприемники и м водоотводы.

Габариты маслоприемников выступают за габариты тр-ра на 1,5м.Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла(15т) содержащегося в корпусе трансформатора.

Для прокладки контрольных и силовых кабелей по территории РУ предусматриваются кабельные каналы.

Ошиновка выполняется алюминиевыми проводами, перемычки и ответвления укрепляются с помощью подвесных изоляторов.

Закрытое распределительное устройство выполняется сборным, модульным, одноэтажным с двухрядной установкой ячеек КРУ типа КМ-1Ф.Ввод трансформаторов осуществляется через проходных изоляторов в наружной стене здания. Пролет здания составляет 6м.

Заземление какой-либо части электрической установки - это преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или ее элементов в выбранном режиме. Различают три вида заземлений: рабочее, защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.

Рабочее заземление сети - это соединение с землей некоторых точек сети (обычно нейтрали обмоток части силовых трансформаторов и генераторов, реакторы поперечной компенсации в дальних ЛЭП) со следующей целью: снижение уровня изоляции элементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, снижение коммутационных пере напряжений, упрощение релейной защиты от однофазных КЗ, возможность удержания поврежденной линии в работе и т.д.

Защитное заземление - это заземление всех металлических частей установки (корпуса, каркасы, приводы аппаратов, опорные и монтажные конструкции, ограждения и др.), которые нормально не находился под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок.

Заземление молниезащиты предназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных индуцированных пере напряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки но отношению к земле.

Однако заземление отдельно стоящих молниеотводов, тросов, разрядников, находящихся за оградой объекта, желательно выполнять по возможности сосредоточенным и обособленным от станционных заземлений, чтобы предотвратить занос высоких потенциалов на общую систему заземления, на корпуса, каркасы и опорные конструкции оборудования.

Так как системы заземления различного назначения в пределах установки не могут быть выполнены изолированными друг от друга, и должны иметь при замыкании на землю одинаковый потенциал, то все они объединяются между собой в общую систему заземления станции или подстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивление заземления и общие затраты на заземляющие устройства.

Нормы на заземляющее устройство устанавливают требования, которым оно должно удовлетворять. Основными являются те, которые обеспечивают безопасность человека. Электробезопасность в эффективно заземленных сетях считается обеспеченной, если потенциал заземлителя не превышает 10 кВ, а сопротивление растеканию тока - 0,5 Ом в любое время года.

Для выполнения заземления применяются естественные и искусственные заземлители. К естественным заземлителям относятся находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части зданий и сооружений производственного и инженерного назначения, водопроводные трубы, металлические оболочки кабелей, фундаменты опор, а также система "трос-опора".

Искусственный заземлитель - это заземлитель специально выполненный для этих целей.

На проектируемой подстанции используется одно общее заземляющее устройство. В месте расположения подстанции грунт суглинистый, сопротивление верхнего слоя в зависимости от сезона изменяется от ?1макс= 100Ом/м до ?1мин =65 Ом/м , нижний слой имеет удельное сопротивление ?2 = 140 Ом/м . Сопротивление заземлителей (система "трос-опора",фундаментов и др) составляет R= 1.5 Ом, толщина верхнего слоя h= 2,1м.

Периметр ЗУ Р = 243 м

Площадь ЗУ S = 3600м2

Ток допустимого КЗ IКЗ = 10,3 кА

Допустимое напряжение прикосновения Uдоп = 36В

Параметры Мз=0,72; Мл=0,46

Длина горизонтальных проводников Lт=1000м

Количество проводников nв= 20шт

Длина вертикального проводника 2,5м

Глубина заложения сетки t=0,7

В результате расчета по программе zu1 сопротивление заземляющего устройства в зимнее время будет Rз= 0,468 0м, для летнего периода Rз= 0,414 Ом, что не превышает 0,5 Ом.

1. Неклепаев Б. Н., Крючков Н. П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы к курсовому и дипломному проектированию. - М: Энергоатомиздат, 1989.

2. Методические указания к самостоятельному изучению курса "Электрические станции и подстанции систем электроснабжения" /Перепеченый А. Т. , Гаряжа В. Н., Трофимов Г. С. - Харьков, ХИИГХ, 1991./

3. Блок М. Н. Пособие для курсового и дипломного проектирования электрических станций и подстанций.

4. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для техникумов - 3-е издание. - М: Энергоатомиздат, 1987