Переходные процессы в электроэнергетических сетях.

Задание на курсовой проект 3
1 Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии потребителями подстанции 5
2 Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов 8
3. Составление блок-схемы подстанции и схемы подстанций с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам 10
4 Расчет токов короткого замыкания 12
5. Выбор аппаратов, шин, кабелей. 16
5.1 Расчет токов продолжительного режима 16
5.1.1 Цепь трехобмоточного трансформатора. 17
5.1.2 Цепь линии к потребителю. 17
5.1.3 Цепи вводных выключателей (цепи питающих линий): 19
5.1.4 Цепи секционных и шиносоединительных выключателей: 20
5.1.5 Сборные шины: 20
5.2 Выбор аппаратов РУ ВН 21
5.3 Выбор аппаратов РУ НН. 28
5.4 Выбор проводников на стороне 110 кВ 34
5.5 Выбор отходящих линий на 110 кВ 35
5.6 Выбор отходящих линий на 10 кВ 36
5.7 Выбор ошиновки РУ 110 кВ 38
5.8 Выбор ошиновки НН трансформатора до вводных ячеек КРУ 38
5.9 Выбор изоляторов. 42
6. Выбор вида и источников оперативного тока. 44
7. Расчет нагрузок, выбор трансформаторов и составление схемы питания собственных нужд. 48
8 Выбор основных конструктивных решений. 52
9. Расчёт заземления подстанции при удельном сопротивлении грунта ρ80 Ом·м. 55
10. Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии 60
11 Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений. 65
11.1 Размещение измерительных приборов. 65
11.2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке 65
11.3 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке. 72
ЛИТЕРАТУРА 75

Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Маслоприемники с отводом масла выполнены заглубленного типа (дно ниже уровня окружающей планировки земли). Дно маслоприемника засыпано гравием толщина 0,25 м. Маслоотводы выполнены в виде подземных трубопроводов.Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливневых вод. Должны быть приняты меры по предотвращению попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод.Важным на подстанции является принятие соответствующих мер по защите оборудования, кабелей и помещений от пожара и взрыва. В комплекс противопожарных мероприятий на подстанции входит стационарные установки пожаротушения распыленной водой. Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 0,75ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами, и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала подстанции. Масса отдельной плиты перекрытия должна быть не более 70кг. Плита должна иметь приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики проложены в лотках из железобетонных конструкций (без заглубления их в почву), которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью. Ошиновку ОРУ выполняем гибкими сталеалюминевыми проводами АС с расстоянием между фазами – 0,8 м. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а ошиновка от трансформатора до КРУ обеспечивается жёсткими шинами которые устанавливаются с помощью опорных изоляторов на железобетонных стойках. Ошиновка между аппаратами над проезжей частью выполняется из жестких шин.На 10 кВ применяем КРУ. Применение КРУ 10 кВ позволяет сократить время требуемое на проектирование, монтаж и наладку РУ. По сравнению с КРУН шкафы КРУ, установленные в ЗРУ более современны, рассчитаны на современное оборудование; возможна более гибкая установка шкафов КРУ.Преимущества шкафов КРУ: вся аппаратура монтируется внутри металлического шкафа с минимальными допустимыми промежутками, применение для установки в них малогабаритных аппаратов, а также обеспечение возможности замены трансформаторов тока, счетчиков и реле без перерыва работы. В общеподстанционном пункте управления расположены панели управления собственных нужд и релейной защиты, устройство связи. Также в здании ОПУ располагается помещение для размещения ремонтных бригад, служебная комната.Освещение подстанции осуществляется прожекторами. Прожектор FAEL LUCE Mach 1 с металлогалогенными и натриевыми лампами мощностью 250 Вт. Прожекторы устанавливаются на прожекторных мачтах. Территория подстанции ограждена забором, состоящим из металлических сеток высотой h=2м, согласно [1], п. 4.2.39.9. Расчёт заземления подстанции при удельном сопротивлении грунта ρ=80 Ом·м.На РПП предусматривается защитное заземление, обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. В расчёте заземления не учитываются естественные заземлители, которые на РПП, как правило, отсутствуют. Поэтому расчёт осуществляется только для заземлений, выполняемых искусственно.Искусственное заземляющее устройство может выполняться из прутковой или полосовой стали в виде сетки на глубине 0,50,7м, к которой присоединяется заземляемое оборудование. Расстояние между полосами сетки должно быть не более 6м. Если сопротивление сетки превышает допускаемое по нормам ПУЭ, то к сетке добавляют вертикальные электроды длиной 35м. Расстояние между электродами принимается не менее их длины.Для ЗРУ заземление выполняется в виде контура из горизонтального проводника или контура с вертикальными электродами по периметру здания на расстоянии 0.8 -1.0 м от фундамента.Расчёт заземляющего устройства РПП осуществляется в соответствии с рекомендациями, исходя из условия, что в любое время года его сопротивление Rз не должно превышать допустимого значения 0,5Ом.Сопротивление искусственного заземлителя подстанции состоящего из сетки:Площадь используемая под заземлитель подстанции:На подстанции прокладываются горизонтальные проводники с шагом .Общая протяженность проводников сетки составляетУдельное сопротивление грунта (климатический район – Нижегородская область, почва – суглинок) Глубиназаложения заземленияДлина вертикального заземлителяПлан заземляющего устройства показан на рисунке 8.1:555100Рисунок 8.1 - План заземляющего устройства.Определяем допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп. Для этого принимаем расчётную длительность воздействиягде, - время действия релейной защиты и полное время отключения выключателя на стороне 110кВ соответственно.Далее по справочным данным для полученного определяем Uпр.доп. В соответствии с [2] допустимый ток при длительности воздействия 0,1с.Ом – сопротивление растекания с двух ступней человека на землю.Ом – сопротивление человека.ТогдаВОределяем коэффициент прикосновения kпгде при (т.к. в задании к курсовому проекту указано только одно значение удельного сопротивления грунта, то в расчёте удельные сопротивления верхнего ρ1 и нижнего ρ2 слоёв грунта принимаю одинаковыми и равными ρ, а толщину верхнего слоя h1 принимаю равным 2м) - расстояние между вертикальными заземлителями; - длина вертикального заземлителя; - общая протяженность проводников сетки; - коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растекания ток от ступней Rс;Определяем потенциал на заземлителе,что в пределах допустимого (меньше 10кВ).Сопротивление заземляющего устройстваДля определения сопротивление заземляющего устройства необходимо знать ток Iз, стекающий в землю через заземлители ,величина которого составляет некоторую долю от тока однофазного КЗ. Для подстанций, на которых имеются заземлённые нейтрали трансформаторов . Для расчёта принимаем ток однофазного короткого замыкания равным половине 3-х фазного КЗ на стороне 110кВВеличину Iз принимаю равной половине IпоДействительный план заземляющего устройства (рис. 8.1.) преобразуем в расчётную квадратную модель со сторонойЧисло ячеек по стороне квадратаПринимаем Длина полос в расчётной моделиДлина сторон ячейкиЧисло вертикальных заземлителей по периметру контура при Принимаем Общая длина вертикальных заземлителейОтносительная глубина,тогда по формулеДля по таблице 7.6 [2] определяем тогда - эквивалентное удельное сопротивление земли.Определяем общее сопротивление сложного заземлителячто меньше допустимого Найдём напряжение прикосновения,что меньше допустимого значения 620 В.Определим наибольший допустимый ток, стекающий с заземлителей подстанции при однофазном КЗ:При больших токах необходимо снижение Rз за счёт учащения сетки полос или дополнительных вертикальных заземлителей.10. Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнииОдним из важнейших условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования подстанций.Правильно выполненная молниезащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. В то же время дополнительные затраты на устройство молниезащиты по сравнению с общими затратами на строительство предприятия, как правило, весьма незначительны (не более 0,5%). Необходимость молниезащиты различных сооружений и установок связана с тем, что при ударах молнии на них оказывается определенное воздействие, представляющее опасность, как для самих сооружений, так и для находящихся в них людей.Аварийное отключение подстанции высокого напряжения приводит к большому народнохозяйственному ущербу, так как от подстанции, как правило, отходит целый ряд линий, питающих большое число потребителей. Авария на подстанции приводит к длительному перерыву в электроснабжении этих потребителей. Положение может существенно осложниться за счет развития аварии на подстанции в системную аварию. Кроме того, время, необходимое для ликвидации аварии на подстанции, особенно при повреждении внутренней изоляции аппаратов, может быть весьма значительным. Поэтому к молниезащите подстанций предъявляются значительно более жесткие требования, чем к молниезащите линий электропередачи и других объектов, и, хотя подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки, необходима весьма гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии.Защита открытых распределительных устройств РПП осуществляется стержневыми молниеотводами, установленными на порталах. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:где- активная высота молниеотвода;- высота молниеотвода, - высота портала 110 кВ, для молниеотводов при и для молниеотводов при .Примем восемь молниеотводов. Расположим данные молниеотводы: 1, 2, 3, 4-на линейных порталах 110кВ;5,6–на шинных порталах 110 кВ ; 7,8 – на трансформаторных порталах, причем: =11 м, =25 м. Общая зона действия восьми молниеотводов показана на рисунке 10.1Наименьшая ширина защищаемой зоны на высоте между соседними молниеотводами определяется по формуле:гдеа- расстояние между соседними молниеотводами.Определим :Определим, наименьшую ширину защищаемой зоны на высоте между соседними молниеотводами:Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие:где D- диаметр окружности, проходящей через точки установки молниеотводов.Для молниеотводов 1, 5, 7 –Проверка:Для молниеотводов 2, 3, 8 –Проверка:Для молниеотводов 4, 6, 8 –Проверка:Рисунок 10.1 – Общая зона действия молниеотводов установленных на РПП.Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. При этом должно быть установлено два-три или один-два вертикальных электрода длиной 3-5м соответственно на таком же расстоянии от стойки с молниеотводом. Отдельно стоящие молниеотводы могут иметь собственные заземлители.От стоек конструкции ОРУ с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в двух-трех- для ОРУ-110кВ. Расстояние по воздуху от конструкций ОРУ, на которых установлены молниеотводы, до токоведущих частей должно быть не менее длины гирлянды.11 Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений.11.1 Размещение измерительных приборов.Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Перечень измерительных приборов приведен в таблице 11.1.Таблица 11.1 - Перечень измерительных приборов.ЦепьМесто установкиПеречень приборовтрансформатораВНАмперметрННАмперметр, счетчик реактивной и активной энергии, ваттметрЛЭП 110кВ-Амперметр, счетчик электроэнергии, ваттметр, варметршиносоединительного выключателя 110кВ-Амперметрсборных шин 10кВНа каждой секции шинВольтметр для измерения линейного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряженийсекционного выключателя 10кВ-Амперметрлинии 10кВ к потребителям-Амперметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителюсборных шин 110 кВНа каждой системе шинВольтметр с переключением для измерения трёх линейных напряжений, самопищущий вольтметр11.2 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузкеВторичная нагрузка трансформатора тока TG 145 () по фазам в цепи шиносоединительного выключателя сборных шин 110 кВ, в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов, приведена в таблице 11.2.Таблица 11.2 – Вторичная нагрузка трансформатора тока TG 145 в цепях секционного выключателя сборных шин 110 кВПриборТипНагрузка фазы, ВААВСАмперметрЭ-335—0,5—Общее сопротивление приборов определяется по формуле (расчёт производится для наиболее загруженной фазы):где - мощность, потребляемая приборами, ВА по 2; - вторичный номинальный ток прибора, А.Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при 2-3 приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения.Допустимое сопротивление проводов определяется по формуле:Для подстанций с высшим напряжением 110 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (), ориентировочная длина 2. На стороне 110 кВ трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому .Тогда сечение определим по выражению:По условию прочности в соответствии с ПУЭ сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ c жилами сечением .Определим действительное сопротивление выбранных нами проводов:Определим сопротивление вторичной нагрузки:Условие проверки:Вторичная нагрузка трансформаторов тока TG 145 () по фазам, устанавливаемых в цепях ЛЭП 110 кВ, в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2, приведена в таблице 11.3.Таблица 11.3 - Вторичная нагрузка трансформатора тока TG-145 в цепях ЛЭП 110 кВПриборТипНагрузка фазы, ВААВСАмперметрЭ-3350,5ВаттметрД-3350,5―0,5ВарметрД-3350,5―0,5Счетчик электрической энергии многофунк-циональныйСЭТ-4ТМ.030,10,10,1Итого1,10,61,1Общее сопротивление приборов:.Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом. Допустимое сопротивление проводов:Сечение определим по выражению (12.3),где , ориентировочная длина 2, :По условию прочности в соответствии с ПУЭ сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ c жилами сечением .Действительное сопротивление выбранных нами проводов:Сопротивление вторичной нагрузки:Условие проверки: Вторичная нагрузка трансформаторов тока TG-145() по фазам, устанавливаемых на присоединении трансформатора, аналогична нагрузке трансформаторов тока TG 145 () по фазам, устанавливаемых в цепи шиносоединительного выключателя.Вторичная нагрузка трансформатора тока GIS 12 - 0,5-2500/5-У3 () по фазам, встраиваемого в ячейку КРУ с вводным выключателем, в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2, приведена в таблице 11.4.Таблица 11.4 – Вторичная нагрузка трансформатора тока GIS 12 - 0,5-2500/5-У3ПриборТипНагрузка фазы, ВААВСАмперметрЭ-335—0,5—ВаттметрД-3350,5―0,5Счетчик электрической энергии многофунк-циональныйСЭТ-4ТМ.030,10,10,1Итого0,60,60,6Общее сопротивление приборов:Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом.Допустимое сопротивление проводов:Трансформаторы тока во вводных ячейках КРУ соединены в полную звезду, поэтому , , ориентировочная длина 3.Сечение:По условию прочности в соответствии с ПУЭ сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил, поэтому принимаю контрольный кабель АКРВГ c жилами сечением .Действительное сопротивление выбранных проводов:Сопротивление вторичной нагрузки (по 11.5):Условие проверки (по 11.6): Вторичная нагрузка по фазам трансформатора тока GIS 12 -0,5-1250/5-У3(), встраиваемого в ячейку КРУ секционного выключателя в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2, приведена в таблице 11.5. Таблица 11.5 - Вторичная нагрузка трансформатора тока GIS 12 -0,5-1250/5-У3ПриборТипНагрузка фазы, ВААВСАмперметрЭ-335-0,5-Общее сопротивление приборов:Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом.Допустимое сопротивление проводов:Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому м, :Сечение:По условию прочности в соответствии с ПУЭ сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил, поэтому принимаю контрольный кабель АКРВГ c жилами сечением .Действительное сопротивление проводов:Сопротивление вторичной нагрузки:Условие проверки: Вторичная нагрузка по фазам трансформатора тока GIS 12 -0,5-500/5-У3 (), встраиваемого в ячейки КРУ отходящих линий в соответствии со схемой включения и каталожными данными приборов 2, приведена в таблице 11.6.Таблица 11.6 – Вторичная нагрузка трансформатора тока GIS 12 -0,5-500/5-У3, встраиваемого в ячейки КРУ отходящих линийПриборТипНагрузка фазы, Вт АВСАмперметрЭ-335-0,5-Счетчик электрической энергии многофунк-циональныйСЭТ-4ТМ.030,10,10,1Итого0,10,60,1Общее сопротивление приборов:Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом.Допустимое сопротивление проводов:Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому м, :Сечение:По условию прочности в соответствии с ПУЭ сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых жил, поэтому принимаю контрольный кабель АКРВГ c жилами сечением .Действительное сопротивление проводов:Сопротивление вторичной нагрузки:Условие проверки: 11.3 Проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке.Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения НКФ-110-II У1, устанавливаемых на шинах 110 кВ, в соответствии с каталожными данными приборов 2, приведена в таблице 11.7. Таблица 11.7 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НКФ-110-II У1ПриборТипS одной обмот-ки, ВАЧисло обмо-токсоsφsinφЧисло прибо-ровОбщая потребляе-мая мощностьР, ВтQ, варЦепь ЛЭП 110 кВВаттметрД-3351,5210618-ВарметрД-3351,5210618-Счетчик электрической энергии многофунк-циональныйСЭТ-4ТМ.031,50,430,90363,878,127Сборные шины 110 кВВольтметрЭ-335211024-Регистриру-ющий вольтметрН-34410110220-Итого63,878,127Вторичная нагрузка трансформатора напряжения: Выбранный трансформатор напряжения НКФ-110-94У1имеет номинальную мощность ВА в классе точности 0,5 . Три однофазных трансформатора напряжения соединённых в звезду имеют мощность 3 ∙ 200 = 600 ВА.Таким образом < , трансформатор будет работать в выбранном классе точности.Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения НАМИТ-10У2 устанавливаемых на шинах 10 кВ в соответствии с каталожными данными приборов 3, приведена в таблице 12.8.Таблица 11.8 – Вторичная нагрузка трансформаторанапряжения НАМИТ-10У2ПриборТипS одной обмотки, ВАЧисло обмо-токсоsφsinφЧисло прибо-ровОбщая потребляе-мая мощностьР, ВтQ, варЦепь линий 10 кВСчетчик электри-ческой энергии много-функцио-нальныйСЭТ-4ТМ.031,50,430,903 149,0318,963Сборные шины 10 кВВольтметрЭ-3352110 48-Цепь НН трансформатора ВаттметрД-3351,5210 412-Счетчик электри-ческой энергии много-функцио-нальныйСЭТ-4ТМ.03 1,50,430,903 42,585,418Итого31,6124,381Вторичная нагрузка трансформатора напряжения: Выбранный трансформатор напряжения НАМИТ-10 имеет номинальную мощность в классе точности 0,5.Таким образом < , трансформатор будет работать в выбранном классе точности.ЛИТЕРАТУРА1. Правила устройства электроустановок. -М.:Госэнергонадзор, 2000.-460 с.2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.-М.: Энергоатомиздат, 1987.-648 с.3. Электрооборудование подстанций: Справ. Материалы / Е.И. Татаров, Е.М. Червонный, Т.М. Щеголькова; Нижегород. гос. техн. ун-т. Н. Новгород, 2002. 136 с.4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств.- М.: Энергоатомиздат, 1985. 220 с.5. Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций.- Л.: Энергоатомиздат, 1985. 312 с.6. Электротехнический справочник: Т. 2, 3/ Под ред. Профессоров МЭИ. 7-е изд.-М.: Энергоатомиздат, 1986, 1989.7. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. -М.: Энергоатомиздат, 1989. 768 с.8. Электрическая часть станций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева. — М.: Энергоиздат, 1989. 402 с.9. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Генерирование и передача электроэнергии», НГТУ; Сост.: Н.В. Кованова, Е.И. Татаров, Т.М. Щеголькова. Н.Новгород, 1994,-3Ос.10. Защита электроустановок от прямых ударов молнии: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост. :Т.М. Щеголькова, Е.И. Татаров и др. Н.Новгород, 2001,-11с.11. Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост. :Т.М.Щеголькова, Е.И. Татаров и др. Н.Новгород,2001.-19с. 12. Методические указания к курсовому проекту по дисциплинам «Производство электроэнергии» и «Электрические системы и сети»/ ,НГТУ; Сост.: Е.И. Татаров, Т.М. Щеголькова. Н.Новгород, 1997.-18с. 13. Методические указания к выполнению графической части курсовых идипломных проектов /НГТУ; Сост. :Т.М. Щеголькова, Е.И. Татаров и др.Н.Новгород,2002-ЗЗс. 13. Стандарт предприятия. Проекты(работы) дипломные и курсовые. Общиетребования к оформлению пояснительных записок и чертежей. -СТП 1-У-НГТУ-88