Курсовая работа: Проектирование электрической части подстанций

По данным сравнения выбранная марка выключателя подходит.

6.2.1 Выбор комплектных распределительных устройств

Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами.

В нашем курсовом проекте рационально принять КРУ серии K-63.

Общие сведения:

Комплектные распределительные устройства напряжением 6–10 кВ серии К-63 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ. КРУ серии К-63 применяются в качестве распределительных устройств 6–10 кВ, в том числе распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 220/110/35/6–10 кВ, 110/6–10 кВ, 110/35/6–10 кВ, для электрических станций и систем электрификации железнодорожного транспорта. КРУ серии К-63 могут поставляться для расширения уже действующих распредустройств других производителей, соединяться они могут через переходные шкафы, входящие в состав КРУ. КРУ серии К-63 соответствуют требованиям ГОСТ 14693–90 и стандарту МЭК-238.

Состав КРУ определяется конкретным заказом. В общем случае КРУ поставляется отдельными ячейками с элементами стыковки ячеек в распредустройство. По требованию заказчика, КРУ поставляются транспортными блоками, каждый из которых состоит из трех ячеек со смонтированными соединениями главных и вспомогательных цепей. В состав КРУ могут входить:

– шинные мосты между двумя рядами ячеек

– шинные вводы

– кабельные блоки для ввода силовых кабелей

– кабельные лотки для подводки к ряду КРУ контрольных кабелей

блоки панелей для размещения общеподстанционной аппаратуры и ввода контрольных кабелей.

– переходные шкафы для стыковки с КРУ других серий По желанию заказчика, шкафы КРУ, наряду с устройствами релейной защиты и автоматики на электромеханических реле, могут комплектоваться микропроцессорными устройствами:

– На низкой стороне выбрал КРУ внутренней установки 10 кВ марки К-63 со встроенными выключателями марки ВВ/Тel-10.

Таблица 3 – Основные параметры шкафа КРУ серии K-63

На стороне 10 кВ выбираем КРУ К-63 с вакуумными выключателями типа ВВ/Тel-10–12,5–20/2500УХЛ2 – для вводной ячейки. На других ячейках устанавливаем выключатели такой же марки, но с другим номинальным током.

Проведем проверку по термической устойчивости выключателя:

кА2с;

где - собственное время отключения выключателя, принимаем  =0,045с;

 кА2с

кА

где  – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, для данного выключателя bн = 40%;

 – номинальный ток отключения.

кА

Сопоставление приведено в таблице 4.

Таблица 4 – Сопоставление каталожных и расчетных данных

По данным сравнения выбранная марка выключателя подходит.

В секционной ячейке устанавливаем выключатель марки ВВ/Тel-10–20–20/2500УХЛ2, т. к. наибольший рабочий ток в два раза меньше чем для вводной ячейки:

А

На отходящих присоединениях устанавливаем выключатель марки ВВ/Тel-10–12,5–20/2000УХЛ2.

6.3 Выбор ограничителей перенапряжений и высокочастотных заградителей

Нелинейные ограничители перенапряжения предназначены для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений. В отличие от традиционных вентильных разрядников с искровыми промежутками и карборундовыми резисторами ограничители перенапряжения не содержат искровых промежутков и состоят только из колонки металлооксидных нелинейных резисторов (варисторов) на основе окиси цинка, заключенных в полимерную или фарфоровую покрышку.

Благодаря своей высокой нелинейности ограничители перенапряжения обеспечивают более глубокое ограничение перенапряжений по сравнению с вентильными разрядниками и выдерживают без ограничения времени рабочее напряжение сети. Отсутствие искрового промежутка обеспечивает постоянное подключение ОПН к защищаемому оборудованию.

На сторонах трансформатора различного класса напряжений, производим установку разрядников марки ОПН и PEXLIM. На стороне 110 кВ PEXLIM R, 10 кВ ОПН-PT\Tel-10\11.5. На высокой стороне в нейтрале трансформатора устанавливаем заземлитель типа ЗОН-110-У1. Его технические характеристики: =16 кA, ток термической стойкости, кА /и допустимое время его действия, с 6,3/3.

Высокочастотные заградители устанавливаем на стороне 110 кВ типа ВЗ-630–0.5У1 () с конденсаторами связи СМП-110/√3 – 6.4, с фильтром присоединения серии ФПМ.

6.4 Выбор разъединителей

Разъединитель представляет собой коммутационный аппарат для напряжения свыше 1кВ, основное назначение которого – создавать видимый разрыв и изолировать части системы, электроустановки, отдельные аппараты от смежных частей, находящихся под напряжением, для безопасного ремонта.

Разъединители выбирают по конструктивному выполнению, роду установки и номинальным характеристикам: напряжению, длительному току, стойкости при токах КЗ, т.е. выбор разъединителей производится так же, как выключателей, но без проверок на отключающую способность, т. к. они не предназначены для отключения цепей, находящихся под нагрузкой.

Выбираем на стороне 110 кВ разъединитель РНДЗ.1–110\630 У1.

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ:

Проверка на динамическую стойкость к токам КЗ:

Ударный ток подсчитан в разделе токов КЗ.

 кА

Таблица 5 – Сопоставление каталожных и расчетных данных

6.5 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются:

– по напряжению установки:

Uуст £ Uном,                                       (15)

– по току:

Iнорм £ I1ном Iмах £ I1ном                       (16)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

– по конструкции и классу точности;

– по электродинамической стойкости;

iуд = Кэд I1ном,                            (17)

где Кэд – кратность электродинамической стойкости, величина справочная;

I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока;

– по термической стойкости:

Вк £ (Кт I1ном)2 tт,                          (18)

где Кт – кратность термической стойкости, величина справочная,

tт – время термической стойкости, величина справочная;

– по вторичной нагрузке:

Z2 £ Z2НОМ,

где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока,

Z2НОМ – номинальная, допустимая нагрузка трансформатора тока в вы-

бранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 » r2. Вторичная нагрузка R2 состоит из сопротивления приборов rприб, соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rК:

r2 = rприб + rпр + rК                                 (19)

Прежде чем преступить к выбору трансформаторов тока, необходимо определить число и тип измерительных приборов, включенных во вторичную цепь и иметь данные о длине соединенных проводов. В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. Согласно ПУЭ, по условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм2 для алюминиевых жил и 2,5 мм2 для медных жил.

Выбираем трансформатор тока на стороне 110 кВ:

Таблица 6 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Выберем марку трансформатора тока ТГФ-110

Термическую и динамическую стойкость проверяем по параметрам тока КЗ в точке К1.

 кА2с

Мощность вторичной обмотки S2Н=20 ВА

Определяем номинальное сопротивление вторичной обмотки, Ом

Общее сопротивление приборов:

где SПРИБ – мощность, потребляемая приборами;

I2 – вторичный номинальный ток прибора = 5 А.

Выбираем провод сечение q=4 мм2 АКРВГ с алюминиевыми жилами и удельным сопротивлением ρ=0,0283. Длину проводов примем l=60 м

Ом,

где rКОНТ – сопротивление контактов (rКОНТ = 0,05 Ом)

Сопоставление каталожных и расчетных данных приведено в таблице 7.

Таблица 7 – Выбор трансформатора тока ТГФ-110 У1

Выбираем трансформатор тока для вводной ячейки на стороне 10 кВ.

Таблица 8 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Из табл. 8 видно что наиболее загружены фазы А и С.

Выберем марку трансформатора тока ТЛ 10.

Термическую и динамическую стойкость проверяем по параметрам тока КЗ в точке К2.

Мощность вторичной обмотки S2Н=20 ВА

Определяем номинальное сопротивление вторичной обмотки, Ом

Общее сопротивление приборов:

где SПРИБ – мощность, потребляемая приборами;

I2 – вторичный номинальный ток прибора = 5 А.

Выбираем провод сечение q=4 мм2 АКРВГ с алюминиевыми жилами и удельным сопротивлением ρ=0,0283. Длину проводов примем l=5 м

 Ом,

где rКОНТ – сопротивление контактов (rКОНТ = 0,01 Ом)

Сопоставление каталожных и расчетных данных приведено в табл. 9.

Таблица 9 – Выбор трансформатора тока ТЛ 10

Выбираем трансформатор тока для отходящего присоединения на стороне 10 кВ.

Таблица 10 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Из табл. 10 видно, что наиболее загружена фаза А.

Выберем марку трансформатора тока ТОЛ 10–1.

Термическую и динамическую стойкость проверяем по параметрам тока КЗ в точке К2.

Мощность вторичной обмотки S2Н=10 ВА

Определяем номинальное сопротивление вторичной обмотки, Ом

ё

Общее сопротивление приборов:

где SПРИБ – мощность, потребляемая приборами;

I2 – вторичный номинальный ток прибора = 5 А.

Выбираем провод сечение q=4 мм2 АКРВГ с алюминиевыми жилами и удельным сопротивлением ρ=0,0283. Длину проводов примем l=5 м

Ом,

где rКОНТ – сопротивление контактов (rКОНТ = 0,01 Ом)

Сопоставление каталожных и расчетных данных приведено в таблице 11.

Таблица 11 – Выбор трансформатора тока ТОЛ 10–1

6.6 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

– по напряжению установки:

Uуст £ Uном;

– по конструкции и схеме соединения;

– по классу точности;

– по вторичной нагрузке:

S2Σ £ Sном,

где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности;

S2Σ – нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения.

Трансформаторы напряжения устанавливаются в распределительных устройствах трансформаторных подстанций для питания обмоток приборов учета и контроля, аппаратов релейной защиты и подстанционной автоматики.

По аналогии с выбором трансформаторов тока для проверки на соответствие классу точности, необходимо составить схему включения обмоток напряжения измерительных приборов, составить таблицу нагрузок и определить расчетную нагрузку во вторичной цепи S2Σ. Приближенно, без учета схемы включения приборов, S2Σ можно определить по выражению:

 (20)

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам

За Sном принимается для трехфазного трансформатора, мощность всех трех фаз, приведенная в паспортных данных при работе в соответствующем классе точности; а для схемы с двумя НОМ – удвоенная мощность одного НОМ.

Таблица 12 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения (10 кВ)

Вторичная нагрузка трансформатора по формуле (20) составит:

S2å = 115,7 В*А.

Выбираем трансформатор напряжения З НОЛ. 0,6–10У3.

Сравнение каталожных и расчетных данных приведено в таблице.

Таблица 13 – Сопоставление каталожных и расчетных данных

6.7 Выбор предохранителей для защиты ТСН и ТН

Выбор предохранителей производиться по следующим параметрам:

– по напряжению установки: Uуст £ Uном;

– по длительному току:

Iнорм £ Iном, Iмах £ Iном;

Проверяют предохранители по отключающей способности:

Iпо £ Iоткл ном;

Ток максимального режима:

А

Ток КЗ был посчитан в пятом пункте: кА

Примем предохранитель типа ПКТ101–10–2–8–40У1.

Таблица 14 – Сопоставление каталожных и расчетных данных

Данный тип предохранителя подходит. Для защиты трансформатора напряжения примем следующий тип предохранителя: ПКН001–10У3.

6.8 Целесообразность установки дугогасящего реактора (ДГР)

При токе замыкания на землю меньше 20 А необходимость в установке ДГР отпадает.

Рассчитаем ток замыкания на землю (ЗНЗ):

А           (21)

Дугогасящий реактор не устанавливаем.

6.9 Выбор и проверка сечений КЛ–10 кВ на термическую стойкость

Для выбора сечений жил кабелей по нагреву определяется расчетный ток и по таблицам /1/ выбирается стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току. Во всех случаях выбора сечений жил кабеля необходимо анализировать полученные результаты расчета нагрузок.

Расчетный ток определяется по формуле:

Iнб =                                              (22)

Выбирается стандартное сечение по длительно допустимому току. Для кабелей проложенных в земле учитываются следующие поправки в соответствии с ПУЭ. Далее определяется длительно допустимый ток для КЛ по выражению:

Iдоп = Iдоп. табл.×К1 × К2 × К3,                         (23)

где К1 – коэффициент, учитывающий число работающих кабелей проложенных в земле;

К2 – коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля;

К3 – коэффициент допустимой перегрузки кабеля (1,3 – для нового кабеля).

Условие допустимости по нагреву для КЛ-10 кВ:

Iдоп  Iнб.

Осуществляется проверка по условию работы КЛ в послеаварийном режиме при отключении одного кабеля,

Iдоп  Iнб ×1,35

Выбираем трехжильный кабель с алюминиевыми жилами сечением 25 мм2 с длительно допустимым током 90 А.

Iнб =  А;

С учетом поправок определяем длительно допустимый ток для КЛ:

Iдоп = 115 × 1 × 1,11×1,3 = 166 А

166 А > 97 А.

Следовательно, выбранный кабель удовлетворяет условию допустимого нагрева в нормальном и послеаварийном режиме.

В соответствии с расчетными данными для прокладки КЛ-10 кВ принимаются кабели ААПлУ.

7. Выбор шинных конструкций

7.1 Выбор гибких шин на стороне 110 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяют гибкие шины, выполненные проводами АС. Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Проверка сечения на нагрев:

 ≥

Принимаем сечение по допустимому току АС-120/27; мм.

А, А, условие выполняется.

Проверка на термическое действие КЗ не производится, т. к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования:

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля:

,                         (24)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. (для многопроволочных проводов принимается 0.82);

 – радиус провода в см.

кВ/см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется:

кВ/см,                (25)

где  – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположение фаз; здесь -расстояние между соседними фазами, см.

Условие образования короны:

1,07Е≤0,9Е0,

22,1≤29,97.

Проверка по экономической плотности тока:

где Jэ – нормированная плотность тока.

Примем провод АС 120.

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

7.2 Выбор жестких шин на стороне 10 кВ

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6–10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных полимерных изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин.

В РУ 6–10 кВ применяется жёсткая ошиновка.

Расчётный ток продолжительного режима:

А

Выбираем сечение шин по допустимому току. Принимаем двухполюсные алюминиевые шины прямоугольного сечения 2 (80´10) мм2,марки АДЗ1Т-из алюминиевого сплава, закаленные и естественно состаренные; А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят: А<

Проверка на термическую стойкость:

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

Шины термически стойкие.

Проверяем шины на механическую прочность. Определяем пролёт  при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

Если шины расположены плашмя, а полосы в пакете жёстко связаны между собой, то по таблице 6.1 /4/ момент инерции:

; м

Принимаем расположение пакета шин плашмя; пролёт 1,4 м; расстояние между фазами м.

Определяем расстояние между прокладками:

м;

м,

где - расстояние между осями полос, ;

- момент инерции полосы, см4;

-коэффициент формы (рис. 6.5 /4/);

- модуль упругости материала шин (табл. 6.2 /4/);

- масса полосы на 1 м определяется по справочнику /3/.

Принимаем меньшее значение  м, тогда число прокладок в пролёте. Принимаем.

Определяем силу взаимодействия между полосами:

Н/м

Напряжение в материале полос:

МПа,

где см3 –момент сопротивления.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

МПа,

где см3.

МПа.

Таблица 15 – Сопоставление расчётных и каталожных данных

7.3 Выбор изоляторов

7.3.1 Выбор подвесных изоляторов

Для большей надежности выбираем полимерный изолятор типа ЛК 70/110. Этот изолятор беру как для промежуточных, так и для анкерных опор.

По коэффициенту запаса n1 при наибольшей нагрузке и n2 при отсутствии ветра и гололеда проверяю, подходит ли этот изолятор.

;                        (26)

,                            (27)

где Р – электромеханическая разрушающая нагрузка изолятора, кг

р7, р1 – единичные нагрузки от собственного веса провода и от веса провода с гололедом при ветре, кг/м;

р7=γ7·F=111,3·0,093=10,3 н/м                                           (31)

р1=γ1·F=111,3·0,034=3,78 н/м                                           (32)

lвес – весовой пролет, м;

Gг – вес гирлянды, кг.

Итак, выбранный тип изолятора соответствует условиям.

7.3.2 Выбор опорных изоляторов

Выбираем опорные изоляторы марки ИОСК 4 -10/80 УХЛ1 с параметрами: Fразр =4000 Н.

Проверяем изоляторы на механическую прочность на изгиб.

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

Максимальная сила, действующая на изгиб /4/.

Н

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

Н

Таблица 16 – Сопоставление расчётных и каталожных данных

7.3.3 Выбор проходных изоляторов

Выбираем изолятор ИП-10/1600–2500УХЛ1, Imax=1740А, Fразр=12500 Н

H

Н

Таблица 17 – Сопоставление расчётных и каталожных данных

Заключение

Курсовой проект по дисциплине «Электропитающие системы и сети часть 2» развивает навыки практического использования знаний, способствует их закреплению и обобщению. Выполняя курсовое проектирование, студент учится пользоваться справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и расценками, таблицами, приобретает навыки составления технико-экономических записок, подготавливается к дипломному проектированию.

В процессе выполнения курсового проекта был произведен расчёт и выбор мощности и количества трансформаторов ГПП. Решены вопросы компенсации реактивной мощности. Составлена схема электроснабжения ГПП. Рассчитаны токи короткого замыкания на шинах ГПП, с помощью которых выбрано и проверено основное оборудование ГПП (выключатели, трансформаторы тока и напряжения, разъединители, проходные и опорные изоляторы, сборные шины).

Библиографический список

1. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.

2. Герасимова В.Г., Дьякова А.Ф., Попова А.И. Электротехнический справочник Т.3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии/ В.Г. Герасимова, А.Ф. Дьякова, А.И. Попова и др. – М.: МЭИ, 2002. – 964 с.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

4. Мясоедов Ю.В., Савина Н.В., Роточёва А.Г. Проектирование электрической части электростанций и подстанций: Учебное пособие. Благовещенск: Амурский гос. ун-т, 2002. – 139 с.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций/ Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.