Кафедра электрические станции подстанций и диагностики электрооборудования

Кафедра электрические станции подстанций и диагностики электрооборудования

Курсовой проект

по дисциплине

«Электрическая часть станций и подстанций»

«Понизительная подстанция 35\6»

Выполнил: студент группы 4-27

Распутин И.А.

Проверил: Марьянова С. И.

Иваново 2010

Содержание.

Введение.
Исходные данные для проектирования
	Характеристика подстанции и её нагрузок
	1.1	Определение типа подстанции (ПС)
	1.2	Характеристика нагрузки подстанции
	Выбор силовых трансформаторов
	Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)
	Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции
	Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений
	Выбор аппаратов и токоведущих частей
	6.1	Выбор выключателей
	6.2	Выбор разъединителей
	6.3	Выбор аппаратов в цепи собственных нужд
	6.4	Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
	6.5	Выбор ошиновки цепи ВН силового трансформатора
	6.6	Выбор ошиновки цепи НН силового трансформатора
	6.7	Выбор кабельных линий
	Оперативный ток
	Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств
	Охрана труда
	Технико-экономические показатели ПС
Заключение
Список использованной литературы

Введение.

В данном курсовом проекте разрабатывается понизительная подстанция 35/10 кВ. Нагрузка, питаемая от подстанции, распределена по трем категориям надежности.

В ходе разработки проекта необходимо выполнить основные требования к разрабатываемой подстанции, а именно:

1). Подстанция должна осуществлять надежность питания потребителей;

2). Проектируемая подстанция, по возможности, должна быть экономичной;

3). Должно обеспечиваться необходимое качество электрической энергии у потребителей;

4). Схема подстанции должна обладать возможностью дальнейшего развития при росте нагрузок (должна быть предусмотрена возможность роста установленной мощности ПС);

5). Проект подстанции должен предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ. и ПС.

6). В проекте, по возможности, должны применяться новые разработки в области аппаратов и оборудования (например, кабели с изоляцией из СПЭ и т.д.).

В ходе расчета данного проекта необходимо решить следующие задачи:

1). Дать характеристику проектируемой подстанции.

2). Выбрать силовые трансформаторы.

3). Рассчитать токи короткого замыкания.

4). Выбрать схемы соединения РУ.

5).Выбрать типы релейной защиты и автоматики.

6). Выбрать аппараты и токоведущие части.

7). Рассмотреть меры по ТБ, противопожарной технике.

8). Рассчитать технико-экономические показатели подстанции.

9). Разработать принципиальную схему подстанции.

10). Разработать компоновку подстанции.

Исходные данные по курсовому проекту приведены в задании.

ПРОПУСТИТЬ ЛИСТ ДЛЯ ЗАДАНИЯ.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

И ЕЕ НАГРУЗОК

1.1. Определение типа подстанции

Главными признаками, определяющими тип ПС, являются её место, назначение, роль в энергосистеме, высшее напряжение (рис. 1.1).

По месту в энергосистеме проектируемая подстанция является проходной. Высшее напряжение подстанции 35 кВ, низшее напряжение 6 кВ.

По способу присоединения к системе станция является проходной.

Подстанция 2-ой категории, по своему назначению является сетевой, для электроснабжения небольшого района.

От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 24 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.

Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.

Рис.1.1 Схема электрической сети.

Мощность КЗ на стороне ВН равна:

S1 = 700 МВ∙А;

Мощности трансформаторов соответственно равны:

Т1,Т2 = 25 МВ∙А; Т3,Т4 = 16 МВ∙А

Т5 = 80 МВ∙А; Т6 = 40 МВ∙А; Т7,Т8 = 16 МВ∙А; Т9,Т10= 10 МВ∙А

Мощности генераторов:

Г1,Г2 = 32 МВт; Г3 =32 МВт

Таблица 1.1

ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	ВЛ4	ВЛ5	ВЛ6	ВЛ7
21;0,4	23;0,41	20;0,39	11;0,42	17;0,42	15;0,4	16;0,4

Таблица 1.3

N ступени	Часы	Длина ступени	P	Q	S	W
	час	Час	%	МВт	%	Мвар	МВА	МВт ч
	0-5			36,8		19,61	41,7
	5-9			39,1		20,05	43,94	156,4
	9-16			43,7		22,28	49,05	305,9
	16-18			39,1		20,05	43,94	78,2
	18-22					22,28	51,11
	22-24			36,8		19,61	41,7	73,6

Максимальные значения полной и реактивной мощности определяются по

Мвар

По заданным суточным графикам активной и реактивной мощности Р(%)=f(t) и Q(%)= (t) построим суточный график полной мощности в именованных единицах, который изображён на рис.1.3.

Рис.1.3.Суточный график использования полной мощности

Годовой график полной мощности по продолжительности в именованных величинах представлен на рис.1.4.

Рис.1.4. Годовой график полной мощности по продолжительности.

Продолжительность первой ступени в году:

ч

Продолжительность второй ступени в году:

ч

Продолжительность третьей ступени в году:

ч

Продолжительность четвёртой ступени в году:

ч

Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:

1) суточный отпуск электроэнергии потребителям

Мвт∙ч

2) время использования максимальной активной нагрузки

. ч

3) средняя нагрузка

4) коэффициент заполнения годового графика нагрузки

2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

На проектируемой подстанции устанавливаются два силовых трансформатора, так как от неё питаются потребители 1 и 2 категории.

Мощность каждого трансформатора принимается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:

S_расч (0,65÷0,7) S_макс.

S_расч = 0,65∙51,11 = 33,22 МВА

Исходя из этого, принимаем трансформаторы типа ТРДН-40000/35 .

Производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый график нагрузки.

Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.

Расчет перегрузочной способности

На исходном графике (рис. 2.1.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки. Рис. 2.1.Преобразование исходного графика в двухступенчатый.

Из графика (рис.2.1) видно что при отключение одного трансформатора , оставшийся в работе будет постоянно находится в зоне перегрузки.

Значение коэффициента перегрузки определяется по формуле:

Так как < 0.9· то принимаем К₂=0,9· =0.9·1.28=1.152 _, h=24 ч

По таблице 2.3 [Л.1] определяем допустимую аварийную перегрузку трансформатора.

К_доп=1.3 при дутьевом охлаждении и температуре охлаждения 20°С.

Условие К_доп > К₂ выполняется.

Данный трансформатор типа ТРДН-40000/35 удовлетворяет условию надежного электроснабжения потребителей.

Основные параметры трансформатора приведены в таблице 2.1. [5]

Таблица 2.1 Параметры трансформатора ТРДН-40000/35

Тип	Sном.тр. МВ·А	Предел регулирования	Uном обмоток, кВ	DРк , кВт	DРхх , кВт	Uк , %
ВН	НН
ТРДН-40000/35		±8·1.5%	36,75	10,5			8,5

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ) - Iпо: на шинах 10 кВ - трехфазного КЗ; на шинах 35 кВ - трехфазного КЗ.

С ростом единичной мощности трансформаторов ПС увеличивается ток короткого замыкания на стороне 10 кВ, что часто не позволяет выбрать экономичные выключатели и комплектные распределительные устройства, вызывает необходимость завышать сечения линий без специальных мер по ограничению токов КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 10 кВ следует принимать раздельную работу трансфор­маторов, а трансформаторы 25 MB·А и более изготавливаются с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Применение этих мероприятий позволяет снизить токи КЗ до необходимой величины без применения токоограничивающих реакторов.

Расчетная схема представлена на рис.3.1.

Рис.3.1. Расчетная схема.

Схема замещения прямой последовательности для расчетной схемы представлена на рис.3.2.

По табл.3.5 [2] выбираем тип трансформаторов Т5 и Т6. Трансформатор Т5 принимаем

ТДЦ-80000/35, а трансформатор Т6 – ТРДН-40000/35.

По табл. 2.1[2] выбираем тип генераторов. Принимаем Г-1,2,3 типа

ТВС-32-У3.

Рис.3.2. Схема замещения прямой последовательности

При определении параметров схемы замещения используется система относительных единиц. Величина базовой мощности Sб=1000 МВА.

Сопротивление системы:

,

Сопротивление линии:

,

;

;

.

Сопротивление трансформатора T11 (ТРДН 40000/35):

По табл.3.5 [2] для трансформатора ТРДН 40000/35 выбираем =9,5%.

,

Сопротивление трансформаторa Т5 (ТДЦ-80000/35):

По табл.3.5 [2] для трансформатора ТДЦ -80000/35 выбираем =9%.

Сопротивление трансформаторa Т6 (ТДН-40000/35):

По табл.3.5 [2] для трансформатора ТДН -40000/35 выбираем =8,5%.

Сопротивление генератора Г-3 (ТВС-32-У3):

По табл. 2.1[5] для генератора типа ТВС-32-У3 выбираем =0,159

Приводим схему замещения к простейшему виду. Схема замещения после первого

этапа преобразования показана на рис.3.3.

Рис.3.3.Схема замещения после первого этапа преобразования.

Первый этап преобразования:

Схема замещения после второго этапа преобразования показана на рис.3.4.

Рис.3.4. Схема замещения после второго этапа преобразования.

Второй этап преобразования:

Схема замещения после преобразования показана на рис.3.5..

Рис.3.5. Схема замещения после преобразования

Результирующие сопротивления схемы:

,

Токи трехфазного кз .

Приняв точки кз удаленными, можно считать =1. Базовые токи при кз в точке К1: кА,

в точке К2:

кА,

Ток трехфазного кз в точке К1:

кА,

в точке К2:

кА,

Ударные токи кз:

,

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока кз. Принимаем по табл.3.2[4] значения для шин ВН =1,8, а для шин НН =1,85

кА,

кА.

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены в табл.3.1.

Таблица 3.1

Место кз	, кА	, кА
Шины ВН	7,12	18,07
Шины НН	5,89	15,36

4. Выбор эЛЕКТРИЧЕСКОЙ схемы РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСтРОЙСТВА подстанции

Исходя из назначения данной подстанции, с учетом установленных на ней силовых трансформаторов по [7] выбираем следующие схемы распределительных устройств.

РУВН – одна секционированная выключателем система шин

РУНН – Для РУ НН принимаем схему две секционированные выключателями системы шин, применяемую при U_н=10 кВ и трансформаторах с расщеплёнными обмотками:

В электроустановках 10 кВ используются КРУ. Выбираем КРУ внутренней установки.

Рис.4.1 Упрощенно схема подстанции

Порядок оперативных переключений при выводе в ремонт выключателя Q1

- отключается выключатель Q1. Проверка выключателя производится по показаниям сигнальных ламп и измерительных приборов. Также необходимо произвести визуальный контроль, который осуществляется по механическому указателю на выключателе или по показанию воздушных манометров у выключателей с газонаполненными отделителями

- Принимаются меры против ошибочного выключения, т.е. снимается оперативный ток, а именно отключается автомат в цепях управления, либо снимается предохранитель

- Отключается линейный разъединитель QS1, а затем шинный разъединитель QS2 для создания видимого разрыва

- Проверяется отсутствие напряжения и включаются заземляющие ножи разъединителей, сначала со стороны линии затем со стороны шин ПС.

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10,5 кВ

а) На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (t_рз=0.1 с). [Д]

2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(t_рз=0.1 с). [Г]

3. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (t_рз= 2.2с). [Т½В]

Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания

4. Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [Т½В]

На секционном выключателе 10 кВ устанавливается комплект МТЗ (t_рз=1.7 с). [Т½В]

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

1. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания

(t_рз= 1.2с). [Т½В]

2. Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (t_рз=0.1-0.2 с). [Т]

3. Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т₀]

На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (t_рз= 0.1с).

Таблица 6.1

Обозначение	Выключатель или токоведущая часть	Вариант подстанции
Q4,Q6 и II	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения	(кА)
Q5	Секционный выключатель шин 10кВ	(кА)
Q2	Выключатель на стороне высшего напряжения	Iпрод.расч.<0,95 (кА)
Q1 Q3 и I	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне высшего напряжения	(кА)
Q7	Выключатель на линиях потребителей 10кВ

6.1. Выбор выключателей

При выборе коммутационных аппаратов руководствуемся «Нормами технического проектирования ПС», рекомендующими устанавливать на РУ 35 кВ элегазовые выключатели. Предпочтение отдается оборудованию, имеющим параметры, максимально приближающиеся к заданным, поэтому сначала принимаем тип выключателей ВГБЭ-35

В качестве расчётного КЗ на шинах ВН принимаем трехфазное короткое замыкание. Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:

;

где: - ток термической стойкости выключателя, кА;

- допустимое время действия тока термической стойкости, с;

- начальное действующее значения тока КЗ, кА;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с;

- полное время отключения выключателя с приводом, с.

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

;

где: - номинальный ток отключения выключателя, кА;

- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, %. Приближенно принимаем:

;

τ = t_{защ.мин}+ t_о.с= 0,01 + 0,04 = 0,14 с;

где: t_{защ.мин} = 0,1 с – минимальное время срабатывания релейной защиты;

t_о.с – собственное время отключения выключателя с приводом, с.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:

;

Амплитуда полного тока отключения:

;

По термической стойкости:

, где

с ;

В_к – Интеграл Джоуля для заданной цепи;

Выбор выключателей на стороне высшего напряжения сводим в таблицу 6.2.

Выбор выключателей 35 кВ Таблица 6.2

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора или проверки
Uсети = 35 кВ I прод.расч. = 827,203А	Uном = 35 кВ I ном = 1000 А	По условию длительного режима: ;
кА	i дин= 35 кА	По электродинамической стойкости:
Вк =12,956	= =468,75	По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Таким образом, на РУ 35 кВ устанавливаем элегазовые выключатели типа ВГБЭ-35.

В распределительном устройстве низшего напряжения устанавливаем вакуумные выключатели. За расчетное КЗ на шинах НН берем трехфазное короткое замыкание. Все выключатели НН выбраны в соответствии с КРУ серии D-12P (http://www.tavrida.ru)

В качестве вводных принимаем выключатели типа BB/TEL-6-31,5/5000 У2 Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:

;

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

;

;

τ = t_{защ.мин}+ t_о.с= 0,01 + 0,015 = 0,025 с;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:

;

Амплитуда полного тока отключения:

;

По термической стойкости:

, где

с ;

В_к – Интеграл Джоуля для заданной цепи;

Выбор вводных выключателей представляем в виде таблицы 6.3.

Выбор вводного выключателя трансформатора на стороне НН Таблица 6.3

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора или проверки
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 4839 А	Uном = 6 кВ Iном = 5000 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =24,186	= =992,25	По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Окончательно принимаем тип вводных выключателей VF07.12.50.

В качестве секционных принимаем выключатели типа BB/TEL-6-25/3150 У2. Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:

;

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

;

;

τ = t_{защ.мин}+ t_о.с= 0,01 + 0,015 = 0,025 с;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:

;

Амплитуда полного тока отключения:

;

По термической стойкости:

, где

с ;

В_к – Интеграл Джоуля для заданной цепи;

Выбор секционных выключателей представляем в виде таблицы 6.4.

Выбор секционного выключателя РУ 6 кВ Таблица 6.4

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 2903 А	Uном = 6 кВ Iном = 3150 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =24,186	= =625	По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Окончательно принимаем тип секционных выключателей BB/TEL-6-25/3150 У2.

В качестве выключателей на линиях потребителей принимаем выключатели типа BB/TEL-6-20/630 У2. Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости выключателя:

;

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

;

;

τ = t_{защ.мин}+ t_о.с= 0,01 + 0,015 = 0,025 с;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени τ:

;

Амплитуда полного тока отключения:

;

По термической стойкости:

, где

с ;

В_к – Интеграл Джоуля для заданной цепи;

Выбор выключателей на кабельных линиях потребителей представляем в виде таблицы 6.5.

Выбор выключателей отходящих кабельных линий Таблица 6.5

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 397,487 А	Uном = 6 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =24,186	= =400	По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Таким образом, устанавливаем на отходящих кабельных линиях выключатели типа BB/TEL-6-12,5/630 У2.

6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим только на стороне ВН, так как на стороне НН их роль выполняют разъемы КРУ. Для проверки принимаем тип разъединителей РНДЗ.2-35/1000У1 с приводом ПР-110У1 (табл. 5.1 [2]). Выбор сводим в таблицу 6.6.

Выбор разъединителей на стороне ВН Таблица 6.6

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора или проверки
Uсети = 35 кВ I прод.расч. = 827,203А	Uном = 35 кВ I ном = 1000 А	По условию длительного режима: ;
кА	i дин= 63 кА	По электродинамической стойкости:
		По термической стойкости:

Максимальное допустимое время срабатывания релейной защиты по условию термической стойкости разъединителя:

;

По условиям проверки данный тип разъединителей подходит, поэтому устанавливаем на проектируемой ПС разъединители РНДЗ.2-35/1000У1 с приводом ПРН-110У1.

На стороне НН применяем комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ) со шкафами серии D-12P. КРУ представляет собой закрытые шкафы с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы размещаются в здании на специально подготовленной площадке с твердым покрытием, что позволяет выкатить тележку из шкафа на время производства ремонтных работ. Основные технические данные

КРУ 6 кВ D-12P представлены в таблице 6.7.

Технические данные КРУ 10 кВ КВ-3 Таблица 6.7

Параметры	D-12P
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А:
шкафов	630, 1000, 1250, 1600, 2500, 3150, 4000, 50001
сборных шин	630, 1000, 1250, 1600, 2500, 3150, 4000, 50001
Тип выключателя	BB/TEL-6
Тип привода	встроенный электромагнитный
Номинальный ток отключения, кА	12,5; 20; 25; 31,5; 40; 50
Электродинамическая стойкость, кА	до 125
Габариты шкафа, мм:
ширина
глубина
высота

1 — По специальному заказу;

6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд

Ограждение территории ПС

На подстанции применено два вида оград: внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 1,8 – 2,0 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-35 кВ и имеет высоту 1,6 м.

В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки Æ 2,5 мм и ячейками 50х50 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.

Необходимые изоляционные расстояния.

· От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 1,8 мм;

· Между проводами разных фаз – 1,5 м;

· От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,5 м, до габаритов транспортируемого оборудования - 2550 мм;

· Между токоведущими частями разных цепей в разн