Выбор схемы развития районной электрической сети

выведенными в ремонт. Разъединители позволяют производство следующих

операций:

- отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих

дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

- зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей

конденсаторов);

- нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной

установки при напряжении 10 кВ и ниже. К разъединителям

предъявляются следующие требования:

- создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность

которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

- электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов

короткого замыкания;

- исключение самопроизвольных отключений;

- чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы

(обледенение, ветер).

Выбор разъединителей выполняется:

- по напряжению установки: [pic];

- по току: [pic];

- по конструкции;

- по электродинамической стойкости:[pic];

- по термической стойкости:[pic].

Из справочника [1] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1 и

проверяем его параметры с расчётными величинами.

Таблица 6.2

Выбор разъединителей.

|Условия выбора |Расчётные величины |Каталожные данные |

| | |разъединителя |

| | |РНДЗ.1-110/1000У1 |

| | |РНДЗ.2-110/1000У1 |

|[pic] |110кВ |110кВ |

|[pic] |229А |1000А |

|[pic] |10,082кА |80кА |

|[pic] |10,51кА2*с |31,52*4=3969кА2*с |

3. Выбор трансформатора тока.

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до

значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для

отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока выбирают:

- по напряжению установки [pic];

- по току [pic], [pic];

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:

[pic]; [pic]

где [pic]- ударный ток КЗ по расчёту;

[pic]- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

[pic]- номинальный первичный ток трансформатора тока;

[pic]- ток электродинамической стойкости.

- по термической стойкости [pic]; [pic]

где [pic] - тепловой импульс по расчёту;

[pic]- кратность термической стойкости по каталогу;

[pic]- время термической стойкости по каталогу;

[pic]- ток термической стойкости;

- по вторичной нагрузке [pic],

где [pic]-вторичная нагрузка трансформатора;

[pic]- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в

выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых невелико, поэтому [pic]. Вторичная

нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и

переходного сопротивления контактов:

[pic] (6.4)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

[pic] (6.5)

где [pic]- мощность потребляемая приборами;

[pic] - вторичный номинальный ток прибора

Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление

соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор

тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

[pic], (6.6)

откуда [pic] (6.7)

Сечение соединительных проводов определяем по формуле:

[pic] (6.8)

где [pic] - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;

[pic]- расчётная длина, зависящая от схемы соединения

трансформатора тока.

Таблица 6.3

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

|Прибор |Тип |Нагрузка по фаза, ВА |

| | |А |В |С |

|Амперметр |Э-350 |0,5 |- |- |

|Ваттметр |Д-350 |0,5 |- |0,5 |

|Счётчик |СА-И670М |2,5 |2,5 |2,5 |

|Счётчик |СР-4И676 |2,5 |2,5 |2,5 |

|Итого: | |6 |5 |5,5 |

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:

[pic] Ом

Для ТФЗМ 110-У1 [pic]Ом

Допустимое сопротивление провода: [pic]Ом

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами,

ориентировочная длина которого 60м, трансформаторы тока соединены в

неполную звезду, поэтому [pic], тогда

[pic]мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2

[pic]Ом

Таким образом, вторичная нагрузка составляет:

[pic]Ом

Таблица 6.4

Расчёт трансформатора тока 110кВ.

|Расчётные данные |Данные ТФЗМ-110-У1 |

|[pic]=110 кВ |[pic]=110 кВ |

|[pic]=229 А |[pic]=300 А |

|[pic]=10,082 кА |[pic]=80 кА |

|[pic]=10,51 кА2*с |[pic]=1200 кА2*с |

|[pic]=1,08 Ом |[pic]=1,2 Ом |

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом

трансформации 300/5А, класс точности 0,5Р,10Р/10Р.

4. Выбор трансформатора напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого

напряжения до стандартного значения 100В и для отделения цепей измерения и

релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки[pic] ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке [pic],

где [pic]- номинальная мощность в выбранном классе точности. При

этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых

в звезду, принимается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединённых

по схеме открытого треугольника – удвоенная мощность одного трансформатора;

[pic]- нагрузка всех измерительных приборов и реле,

присоединённых к трансформатору напряжения, ВА.

Нагрузка приборов определяется по формуле:

[pic] (6.9)

Таблица 6.5

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ.

| | | | | | | |Р, |Q, |

| | | | | | | |Вт |Вар |

|Вольтметр |Э-335 |2,0 |1 |1 |0 |1 |2 | |

|Ваттметр |Д-335 |1,5 |2 |1 |0 |1 |3 | |

|Счётчик |СА-И670|2,5 |3 |0,38 |0,925|1 |7,5|18,2 |

|активной |М | | | | | | | |

|Счётчик |СР-4И67|2,5 |3 |0,38 |0,925|1 |7,5|18,2 |

|реактивной |6 | | | | | | | |

|Итого: | | | | | | |20 |36,5 |

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения [pic]ВА.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими

параметрами

- [pic] =110кВ

- номинальное напряжение обмотки:

o первичной –110000/?3В;

o основной вторичной – 100/?3В;

o дополнительной вторичной – 100В;

- номинальная мощность в классе точности 0,5 [pic]=400ВА.

- предельная мощность 2000ВА.

5. Выбор токоведущих частей.

Токоведущие части со стороны 110кВ выполняем гибкими проводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока.

[pic] [1] при Тmax=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из

алюминия.

[pic] (6.10)

где [pic]- ток нормального режима, без перегрузок;

[pic]- нормированная плотность тока, А/мм2

[pic] (6.11)

[pic]

[pic]мм2

Принимаем сечение АС-185/24, [pic]

Проверяем провод по допустимому току

[pic] 229А 65 г/м3

П-IIа - помещения, в которых обращаются твердые горючие вещества.

П-III - пожароопасная зона вне помещения, в которой выделяются

горючие жидкости с температурой вспышки более 61 °С или горючие пыли с

нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3.

Взрывоопасные зоны — помещения или часть его или вне помещения, где

образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании

технологического процесса, так и в аварийных ситуациях.

Здание распределительного пункта (РП) должно быть I или II степени

огнестойкости. Степень огнестойкости зданий и сооружений определяется

группой возгораемости и пределом огнестойкости их основных

строительных конструкций (несущие стены, перекрытия и т.д.). Конкретные

данные приведены в табл. 9.6.

Предел огнестойкости строительной конструкции определяется временем

в часах от начала испытания конструкции на огнестойкость до возникновения

одного из следующих признаков:

а) образование в конструкции сквозных трещин или сквозных отверстий,

через которые проникают продукты горения или пламя;

б) повышение температуры на не обогреваемой поверхности конструкции

в среднем более чем на 140 °С или в любой точке этой поверхности более чем

на 180 °С в сравнении с температурой конструкции до испытания или более 220

°С независимо от температуры конструкции до испытания;

в) потеря конструкцией несущей способности (обрушение).

Таблица 9.5

Группа возгораемости и минимальные пределы огнестойкости основных

строительных конструкций, ч

|Основные строительные |Степень огнестойкости зданий или сооружений |

|конструкции | |

| |I |II |

|Несущие стены, стены |Несгораемые |Несгораемые 2,0 |

|лестничных клеток, |2,5 | |

|колонны | | |

|Наружные стены из |Несгораемые 0,5 |Несгораемые 0,25 |

|навесных панелей и | | |

|наружные фахверковые | | |

|стены | | |

|Плиты, настилы и другие |Несгораемые1,0 |Несгораемые0,75 |

|несущие конструкции | | |

|междуэтажных и чердачных | | |

|перекрытий | | |

|Плиты, настилы и другие |Несгораемые0,5 |Несгораемые0,25 |

|несущие конструкции | | |

|покрытий | | |

| | | |

|Внутренние несущие стены |Несгораемые0,5 |Несгораемые0,25 |

|(перегородки) | | |

|Противопожарные стены |Несгораемые2,5 |Несгораемые2,5 |

|(брандмауэры) | | |

| | | |

5. Оценка экологичности проекта.

Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно. Вредное

действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на

человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-

200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1,5 м от проводов фаз ВЛ, и

представляет опасность при работе под напряжением .

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на

человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и

периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом

возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная

нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания

человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его

воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена

допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в

электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над

уровнем земли): 5 кВ/м - время пребывания неограниченно; 10 кВ/м -180 мин;

15 кВ/м - 90 мин; 20 кВ/м - 10 мин; 25 кВ/м - 5 мин. Выполнение этих

условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без

остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

6. Оценка чрезвычайных ситуаций

Произведём оценку чрезвычайных ситуаций - их последствие, меры

предотвращения и меры по ликвидации.

Обрыв линии и короткое замыкание на линиях. Данная ситуация может

привести к снижению напряжения у потребителей, соответственно к снижению

качества выпускаемой продукции. Для предотвращения данной ситуации

необходимо особо ответственные потребители запитывать по двум одноцепным

линиям и от двух независимых источников питания. Для восстановления

нормального режима работы линии, необходимо использовать системную

автоматику: АВР и АПВ. При успешном АПВ линия может вернуться в нормальный

режим работы, в противном случае применяется АВР и вызывается служба линии

для восстановления линии.

Пожар трансформатора приводит к перерыву электроснабжения

потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются

вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным

затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения пожара

применяется автоматическая система пожаротушения, вызывается пожарная

команда.

Пожар окружающего лесного массива может привести к пожару на

территории подстанции, при переносе огня.

Для предотвращения возникновения пожара необходима

противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м. Для ликвидации

последствий может привлекаться персонал ПС и пожарная служба.

Пример дерева причин и опасностей рассмотрим для наиболее опасного

случая - пожара на подстанции:

Рис. 9.1 Дерево причин и опасностей

Начальные условия возникновения ЧС:

1. пригорели контакты отключающего реле. При этом контакты реле не

перекинулись, и сигнал на катушку отключения не пошел;

2. не сработала катушка отключения выключателя;

3. не сработал привод выключателя;

4. старение изоляции в самом трансформаторе;

5. не соблюдение правил ТБ при работе на действующем электрооборудовании;

6. природный катаклизм (ураганный ветер, наводнение, землетрясение, удар

молнии и т. д.);

7. нарушение норм и правил проведения сварочных работ;

8. провисание проводов и сильное загрязнение изоляторов;

9. брак сборки и наладки панелей защиты, слабое крепление проводов в

клеммнике, а также невыполнение требований правил ПТЭ

электроустановок;

10. сломалась автоматика управления отопительными приборами;

11. повышенный режим потребления электроэнергии потребителями;

12. наличие легковоспламеняющихся предметов.

7. Грозозащита и заземление подстанции.

Изоляция электроустановок должна работать надежно как при длительно

приложенных напряжениях промышленной частоты, так и при возникающих в

эксплуатации перенапряжениях грозового характера. Грозовые перенапряжения

возникают при прямом ударе молнии в землю, а так же при ударе молнии в

предметы или объекты находящиеся вблизи электрических установок. От

грозовых перенапряжений все электрические установки должны иметь

специальную защиту. Основные элементы защиты - разрядники. От прямых ударов

молний электрические установки защищаются стержневыми или тросовыми

молниеотводами. Защита осуществляется молниеотводами, установленными

непосредственно на металлических конструкциях (порталах) и отдельно

стоящими молниеотводами.

В данной работе расчет грозозащиты сводится к определению

местоположения молниеотводов, которые определяются таким образом, чтобы

зона действия молниеотводов полностью защищала все электрооборудование

подстанции.

h = 19,35 м. – высота молниеотвода

hх = 11,35 м. – высота защищаемого объекта.

hа = 8 м – высота молниеотвода над ошиновкой.

D = [pic]м. (9.2)

D - максимальный диаметр окружности, защищающей наиболее высокую

точку ОРУ.

Где, р = 1, при h< 30 м, р = [pic] при h> 30 м

[pic][pic][pic]

Рис. 9.2. Схема грозозащиты

8. Расчёт заземляющих устройств.

Наибольший ток через заземление при замыканиях на землю – 3613А на

стороне 110кВ и 11187 на стороне 10кВ.

Грунт в месте сооружения подстанции – суглинок. Согласно ПУЭ,

заземляющие устройства электроустановок выше 1кВ сети с заземлённой

нейтралью выполняется с учётом сопротивления [pic] или допустимого

напряжения прикосновения.

Расчёт по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному

перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении ЗУ для ПС

небольшой площади, не имеющих естественных заземлителей.

Заземляющие устройства для установок 110кВ и выше выполняются из

вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль

рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном

направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом.

Время действия релейной защиты: [pic];

Напряжение прикосновения: [pic];

Коэффициент прикосновения:

[pic] (9.3)

где [pic]- длина вертикального заземлителя (5м), м; [pic]- длина

горизонтальных заземлителей (525м по плану), м; а – расстояние между

вертикальными заземлителями (5м), м; [pic]- площадь заземляющего устройства

(S=60х70), м2; [pic]- параметр, зависящий от сопротивления верхнего и

нижнего слоя земли ([pic] и [pic] соответственно для [pic] и [pic], [pic]

[[4] стр.598]; [pic]- коэффициент определяемый по сопротивлению тела

человека [pic]и сопротивлению растекания тока от ступней [pic]:

[pic] (9.4)

где [pic]; [pic]

Потенциал на заземлителе

[pic] (9.5)

Напряжение заземляющего устройства:

[pic] (9.6)

Сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчётную

модель:

[pic] (9.7)

где

[pic] при [pic]; (9.8)

[pic] при [pic]; (9.9)

[pic]- эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м [табл.7.6

[4]]; [pic] - общая длина вертикальных заземлителей; [pic] - глубина

залегания ([pic])

Согласно

[pic]

Напряжение на заземлителе

[pic]

Сопротивление заземляющего устройства

[pic]

План преобразуем в расчётную схему (квадратную) со стороной:

[pic]

Число ячеек по стороне квадрата:

[pic]

принимаем [pic]

Длина полос в расчётной модели:

[pic]

Длина стороны ячейки:

[pic]

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

[pic]

Общая длина вертикальных заземлителей:

[pic]

Относительная глубина:

[pic], тогда

[pic]

по табл.76 [4] для [pic] [pic]

[pic]; [pic]

Общее сопротивление сложного заземлителя:

[pic]

Как видно [pic]

Необходимо применять меры для снижения [pic] путём использования

подсыпки гравия в рабочих местах слоем толщиной 0,2м, тогда [pic] [pic]

[pic]

Подсыпка гравием не влияет на растекание тока с заземляющего

устройства, так как глубина заложения заземлителей 0,7м больше толщины слоя

гравия, поэтому соотношение [pic] и значение М остаются неизменными.

Напряжение на заземлителе

[pic], что меньше допустимого (10кВ).

Допустимое сопротивление заземлителя:

[pic] [pic]

Напряжение прикосновения:

[pic], что меньше допустимого 400В.

Определим наибольший джопустимый ток, стекающий с заземлителей

подстанции при однофазном КЗ:

[pic].

При больших токах необходимо снижение [pic], за счёт учащения сетки

полос или дополнительных вертикальных заземлителей.

10. Смета на сооружение подстанции.

Таблица 10.1

Смета на сооружение подстанции.

|Наименование |Количество*цена |Стоимость, тыс. руб. |

|Трансформатор |2*84 |168 |

|Мостик с выключателями |1*84 |84 |

|и неавтоматической | | |

|перемычкой | | |

|КУН 10кВ (22отх. линии |22*1110 |24,42 |

|630А) | | |

|вводные яч.- 4шт |8*1220 |9,76 |

|секционные яч.- 2шт | | |

|1600А | | |

|Оборудование ВЧ связи |6 |6 |

|Постоянная часть затрат|400 |400 |

|Итого: | |692,2 |

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В дипломном проекте рассмотрены вопросы присоединения подстанции к

существующей сети 110кВ, выполнены выбор рационального варианта

трансформаторов на подстанции, расчёты установившихся режимов электрической

сети на базе программы «RASTR», расчёт токов короткого замыкания произведён

с помощью программы TKZ3000, выполнен выбор оборудования и разработано

конструктивное выполнение подстанции.

К исполению принята подстанция 110/10кВ, выполненная по схеме

«Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической

перемычкой». Подстанция выполнена с перспективой расширения в габаритах

схемы «Двойная система сборных шин с обходной». На подстанции установлено

два трансформатора ТРДН-25000/110/10. Сторона низшего напряжения выполнена

из ячеек КРУН К-47, К49.

Выполнен расчёт релейной защиты понижающих трансформаторов

(дифференциальная защита, МТЗ трансформатора, МТЗ от перегрузки).

Выбор наилучшего варианта выполнен на основе сравнения приведённых

затрат.

Выполнены мероприятия по электробезопасности объекта (расчёт

грозозащиты и заземления подстанции)

Библиографический список

1. Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного

проектирования. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 55 с.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.

М.: Энергоатомиздат, 3-е изд., 1987. 648 с.

3. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию

электроэнергетических систем. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1995. 349 с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электроэнергетическая часть станций и

подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1989. 605 с.

5. Степанчук К.Ф. Техника высоких напряжений. Минск: Высшая школа, 1983.

265 с.

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./ Под общ.

Ред. А.А. Федорова. Т.2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат,

1987. -592 с.; ил.

7. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Производство

и распределение электрической энергии (Под общ. Ред. Профессоров МЭИ:

И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд., испр. И доп. – М.:

Энергоатомиздат, 1988. 880 с. Ил.

8. Бургсдорф В.В., Якобс А.И. Заземляющие устройства электроустановок. М.:

Энергоатомиздат, 1987. 400 с.

9. Богатырёв Л.Л., Богданова Л.Ф. Расчёт релейной защиты элементов

электроэнергетической системы. Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 1995. 38 с.

10. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат, 1986ю 648 с.

11. Проектирование подстанций: Учеб. Пособие / М.Н. Гервиц, С.Е. Кокин,

В.П. Нестеренков. Свердловск: УПИ, 1988. 85 с.

Методы расчёта параметров электрических сетей и систем: Методическое

пособие по курсу «Электрические системы и сети» / С.С Ананичева, П.М.

Ерохин, А.Л. Мызин. – Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1977. 55 с.

-----------------------

Пожар на

подстанции

КЗ в

трансформаторе

Искрение

Нагрев

проводов

Местное

возгорание

Пожар в

трансформаторе

[pic]

Отказ

выключателя

1,2,3

4,5,6

7,8,9

10,11,12

P=40МВт

cos=0,85

P=20МВт

cos=0,85

Р=60МВт

cos?=0.85

0.6х(50,02х16,807+17,59х11,993)

З(II) =

З(II) x 1

З(I)

62,20 х 1

1,517 о.е.

4,152

10,082кА

4,1522

10,51 кА2 с

16,349

414кА

16.349

39.698

39.6982

961 кА

39698 2

0,8

341,2

341,2 х 1,42

66,87

8,5

7,86

9957

909А

15119 А

7559 А

690 А

909 А

909

249 А

1,5 х 249 х 14,2

909 х 0,75

= 7,79

690 = 597,5

597,5

192,45

= 3,1 > 1.5

690 = 597.5 A

7559 = 6546.2 A

597.5 x ?3

300/5

= 17.22 A

6546.2 x 1

1500/5

= 21.82 A

(17.23 x 18) + (21.82 x 14) = 615.4 W

21.82 x 8 = 174.56 W

615

150

= 4.1 >1.5

6546.2

1941.2

=3.37

???????????

597.5

177.2

=3.37

Страницы: 1, 2, 3, 4

МЕНЮ

Выбор схемы развития районной электрической сети

ИНТЕРЕСНОЕ