Расчет трансформаторной подстанции
КУРСОВАЯ РАБОТА
Расчет трансформаторной подстанции
Содержание
Введение
. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов
. Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока
. Собственные нужды подстанции
. Заземление подстанции
Заключение
Список литературы
Введение
Трансформаторная
подстанция - электроустановка
<#"799872.files/image001.gif">
P сум = S сум*cosφсум = S сум*sinφ
φ = 0,85φ = 0,53сум = 1190МВтсум = 742 Мвар
Р2=416,5
Q2=222,6
Р4=416,5
Q4=222,6
Р6=595
Q6=371
Р8=952
Q8=556,5
Р10=1190
Q10=742
Р12=892,5
Q12=519,4
Р14=1071
Q14=593,6
Р16=1190
Q16=742
Р18=1071
Q18=667,8
Р20=714
Q20=445,2
Р22=595 Q22=333,9
Р24=416,5 Q24=222,6
Удельная полная мощность
S=
=472,2 МВ·А=472,2 МВ·А6=701,18 МВ·А
S8=1102,72
МВ·А
S10=1402,37
МВ·А
S12=1032,63
МВ·А
S14=1224,5
МВ·А
S16=1402,37
МВ·А
S18=1262,15
МВ·А
S20=841,42
МВ·А
S22=682,28
МВ·А
S24=472,2
МВ·А
График
1 - Удельная полная мощность
На подстанциях 35-750 кВ всех категорий, как правило, предусматривают
установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как
правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции, т.е.
Sт.ном.>(0,65-0,7)*Sмакс
Sт.ном
=0,7*1402=981.4кВА
Выберем трансформатор ТСЗ-1000/6
Проверим выбранный трансформатор на соответствие допустимых аварийных и
систематических нагрузок. Для подсчета допустимой систематической перегрузки
действительный график нагрузок преобразуем в двухступенчатый.
Коэффициент начальной нагрузки К1 эквивалентного графика определяется по
формуле:
K1= 1/Sном.*,
K1 = 1/1000*,
К1
= 0,62
Коэффициент
максимальной нагрузки К2 в интервале h=h1+h2+…+hp определяется по формуле (предварительное значение ):
К2=1/ Sном.*
К2
= 1,24
Кмакс
=1402/1000=1,4
,24≥0,9*1,4
,24≥1,26
<0,9*Кмакс,
то К2=0,9*Кмакс,
<0,9*1402
,24<1261,8
Зная
среднюю эквивалентную температуру окружающей среды за время действия графика
нагрузок (охл.), систему охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ, Ц)
по таблицам, приведенным в ГОСТе 14209-85, определяют допустимость
относительной перегрузки К2 и ее продолжительность h.
Таблица
1 - Нормы максимально допустимых систематических перегрузок
трансформаторов (для района Западной Сибири и Урала)
h, ч
|
М и Д
|
|
К2 при значениях К1=0,25 - 1,0
|
|
0,25
|
0,4
|
0,5
|
0,6
|
0,7
|
0,9
|
1,0
|
0,5
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
1,84
|
1,0
|
+
|
+
|
+
|
2,0
|
1,94
|
1,86
|
1,76
|
1,60
|
2,0
|
1,76
|
1,73
|
1,7
|
1,67
|
1,63
|
1,56
|
1,51
|
1,40
|
4,0
|
1,46
|
1,44
|
1,43
|
1,41
|
1,39
|
1,36
|
1,32
|
1,25
|
6,0
|
1,33
|
1,32
|
1,31
|
1,30
|
1,29
|
1,27
|
1,24
|
1,20
|
8,0
|
1,26
|
1,26
|
1,25
|
1,24
|
1,23
|
1,22
|
1,20
|
1,17
|
12,0
|
1,19
|
1,19
|
1,18
|
1,18
|
1,17
|
1,16
|
1,15
|
1,13
|
24,0
|
1,08
|
1,08
|
1,08
|
1,08
|
1,08
|
1,08
|
1,08
|
h, ч
|
ДЦ и Ц
|
|
К2 при значениях К1=0,25 - 1,0
|
|
0,25
|
0,4
|
0,5
|
0,6
|
0,7
|
0,8
|
0,9
|
1,0
|
0,5
|
1,71
|
1,69
|
1,67
|
1,64
|
1,61
|
1,57
|
1,52
|
1,44
|
1,0
|
1,57
|
1,55
|
1,54
|
1,52
|
1,49
|
1,49
|
1,42
|
1,35
|
2,0
|
1,41
|
1,40
|
1,39
|
1,38
|
1,36
|
1,34
|
1,31
|
1,26
|
4,0
|
1,28
|
1,27
|
1,27
|
1,26
|
1,25
|
1,24
|
1,22
|
1,19
|
6,0
|
1,21
|
1,21
|
1,21
|
1,20
|
1,20
|
1,19
|
1,18
|
1,15
|
8,0
|
1,18
|
1,18
|
1,17
|
1,17
|
1,17
|
1,16
|
1,15
|
1,13
|
12,0
|
1,14
|
1,14
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,13
|
1,11
|
24,0
|
1,07
|
1,07
|
1,07
|
1,07
|
1,07
|
1,07
|
1,07
|
1,07
|
2. Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока
При выборе сечения шин и кабелей по величине jэк. следует исходить из нормального режима. Максимальное
значение тока ремонтного или послеаварийного режима для выбора аппаратов и
проводников по условию нагрева в различных цепях подстанции возможно в цепи
двухобмоточного трансформатора с учетом перегрузки на 40% и систематической
перегрузки в зависимости от условий охлаждения типа трансформатора и графика
нагрузки в пределах до 50%. В задании неизвестны действительные перегрузки,
поэтому в соответствии с методическими рекомендациями примем:
Iнорм.= Iном.т.=
Sном./3*Uном.;
Iмакс.=
1,5*Iном.т.;
Для трансформатора мощностью Sном.=1000 МВ·А
Iнорм.=
1000/*6=3464,1
Iмакс.=1,5
*3464,1=5196,15
В цепи секционных, шиносоединительных выключателей и сборных шин
подстанций значение Iмакс. не
превышает тока самого мощного трансформатора, присоединенного к сборным шинам.
Для выбора электрических аппаратов, шин и изоляторов схемы ПС необходимо
рассчитать токи трехфазного короткого замыкания на шинах высшего напряжения и
низшего напряжения и выбрать:
выключатель
нагрузки с разъединителем.
.
Собственные нужды подстанции
Мощность, состав потребителей и схема питания собственных нужд (СН)
подстанции зависят от мощности главных трансформаторов, класса напряжения,
конструктивного выполнения подстанции, способа обслуживания и вида оперативного
тока.
Собственные нужды подстанции должны иметь питание не менее чем от двух
источников. Не допускается питание сторонних потребителей от сети собственных
нужд подстанции.
Требования к трансформаторам собственных нужд аналогичны требованиям к
силовым трансформаторам 10/0.4 кВ. На стороне НН трансформаторы собственных
нужд должны работать раздельно с АВР.
При обосновании должны предусматриваться источники бесперебойного
питания.
На каждом РУ питание устройств РЗА, а также приводов выключателей, должно
осуществляться оперативным током не менее чем от двух источников
(аккумуляторных батарей, сети собственных нужд).
Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются:
электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева
масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в
них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений и
освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН
являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики
и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования
подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному
или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в
электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности
электроустановки, относятся к неответственным. Для электроснабжения
потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд
(ТСН) со вторичным напряжение 380/220 В, которые получают электроэнергию от
сборных шин РУ-6(10) кВ, а на тяговых подстанциях - от шин РУ (на тяговых
подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 35 кВ). Такая схема
питания ТСН обладает недостатком, который заключается в нарушении
электроснабжения потребителей СН при повреждениях на шинах РУ, от которого
питаются ТСН. Поэтому ТСН трансформаторных подстанций предпочитают подключать к
выводам низшего напряжения главных понижающих трансформаторов - на участках
между трансформатором и выключателем.
Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным,
групповым и смешанным. При индивидуальном питании каждый потребитель получает
электроэнергию от шин СН по индивидуальному кабелю, чем обеспечивается высокая
надежность электроснабжения, но это приводит к значительному расходу кабелей.
При групповом питании потребители получают энергию от групповых щитков и
сборок, расположенных вблизи группы потребителей и подключенных одним кабелем к
шинам СН.
При этом снижается расход кабеля, но возникают дополнительные расходы на
групповые щитки и сборки, снижается надежность электроснабжения, так как
повреждение кабеля приводит к отключению всех потребителей данной группы.
Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором
ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от
шин СН, а остальные - от групповых щитков и сборок.
На тяговых подстанциях от шин СН получают электроэнергию устройства СЦБ
железных дорог, дежурные пункты районов контактной сети, совмещенные с тяговыми
подстанциями, а так же мастерские тяговых подстанций.
4. Заземление подстанции
трансформатор подстанция электроэнергия заземление
В нормативных условиях, при отсутствии каких-либо повреждений корпуса
оборудования не находятся под напряжением. Однако повреждение изоляции в
оборудовании или на участке сети, приводящее к замыканию на землю, вызывает
опасность поражения обслуживающего персонала электрическим током. Электрический
ток при прохождении через тело человека может вызвать тяжелые травмы и даже
смерть.
Чтобы защитить обслуживающий персонал от опасных потенциалов, выполняют
защитные заземления, т.е. металлические части установки, находящиеся вблизи
токоведущих частей, соединяются проводниками с землей. Устройство, соединяющее
металлические части установок с землей, называется заземляющим устройством, а
соединение с ним какой-либо части установки - заземлением этой установки.
Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников.
Заземлитель - металлический проводник или группа проводников,
соприкасающихся с землей. Заземляющие проводники - металлические проводники,
соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем. Заземляют
следующие металлические части электроустановок: корпуса электрических машин,
трансформаторов, аппаратов, светильников и т.п.; приводы электрических
аппаратов; вторичные обмотки измерительных трансформаторов; каркасы
распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов; металлические
кабельные конструкции, металлические корпуса кабельных муфт, металлические
оболочки силовых и контрольных кабелей и проводов, стальные трубы
электропроводки и т.п.
Не заземляют: оборудование, установленное на заземленных металлических
конструкциях (на опорных поверхностях должны быть защищенные и не закрашенные
места для обеспечения электрического контакта); корпуса электроизмерительных
приборов, реле и т.п., установленных на щитах, в шкафах, а также на стенах
камер РУ; съемные или открывающиеся части ограждений, шкафов и камер РУ,
установленных на металлических заземляющих каркасах.
Для заземления электроустановок различных напряжений используют общее
заземляющее устройство. Сопротивление заземляющего устройства слагается из
сопротивления заземлителя и сопротивления заземляющих проводников.
Правила устройства электроустановок устанавливают допустимые значения
сопротивлений заземляющих устройств. В электроустановках выше 1000 В с большими
токами замыкания на землю (более 500 А), в которых нейтрали заземлены наглухо
через малое сопротивление, при всех замыканиях на землю срабатывает соответствующая
релейная защита, отключающая поврежденную часть установки. Поэтому в таких
установках потенциал на заземляющих устройствах может появиться лишь
кратковременно, и маловероятно, чтобы в этот момент персонал прикоснулся к
частям установки, оказавшимся под напряжением, равным Uа. Для указанных установок согласно ПУЭ сопротивление
заземляющего устройства должно быть не более 0,5 Ом, а допустимая величина UЗ не устанавливается.
Заземлители могут быть естественные и искусственные. Естественными
являются металлические конструкции зданий и сооружений, соединенные с землей;
проложенные в земле металлические трубопроводы - (за исключением трубопроводов
горючих газов); свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле, если их не
менее двух. В качестве искусственных заземлителей применяют вертикально забитые
стальные трубы с толщиной стенок не менее 3,5 мм, угловую сталь, стальные
стержни диаметром на менее 6 мм, горизонтально проложенные стальные полосы
толщиной не менее 4 мм, общим сечение не менее 48 мм и т.п.
Заключение
Несмотря на практически повсеместную электрификацию страны, в России до
сих пор нет единой и четкой документации регламентирующей требования к
грозозащите зданий, коммуникаций и подстанций. Это осложняет и без того
непростую ситуацию защиты высоковольтных линий и подстанционного оборудования
от прямого попадания молнии и перенапряжения.
Внешняя грозозащита подстанций включает в себя:
· Молниеприемные мачты, непосредственно принимающие на себя
разряд молнии;
· Токоотводы, передающие разряд от молниеприемниковой мачты к
устройству заземления;
· Заземляющие устройства, которые обеспечивают отвод разряда в
землю и безопасное его распределение.
Но «комплектация» системы грозозащиты зависит в первую очередь от типа
подстанции. Открытые распределительные устройства и подстанции защиты от прямых
ударов молнии, а закрытые, имеющие в составе кровельных материалов металл или
железобетон нуждаются в заземлении данных покрытий. Кроме того, следует
учитывать географическое и территориальное расположение подстанций.
Расположенные в климатических районах с числом грозовых часов в году более
двадцати подстанции нуждаются в повышенной молниезащите и обязательной
установке молниеприемников вне зависимости от типа.
На самом деле надежная грозозащита подстанций не является проблемой в
теоретическом плане: анализ и исследования в данной области продолжаются по
сегодняшний день, а научная и технологическая база позволяют решить любую
проблему. Трудность заключается в финансировании новых схем и проектов и затрат
на их установку.
Достойной заменой для вентильных разрядников стало устройство грозозащиты
под названием «нелинейный ограничитель перенапряжений (ОПН)». Дело в том, что
попытки повысить защитные характеристики вентильного разрядника приводили к
росту сопровождающих токов (50Гц) и к снижению дугогасящих свойств искровых
промежутков. Выход был найден после изобретения нового вида материала на основе
окиси цинка и получения варистора (высоколинейного сопротивления). За рубежом
ОПН именуют «вентильными разрядниками без искровых промежутков».
Использование нелинейных ограничителей перенапряжения позволяет
существенно снизить количество аварийных отключений и успешно защищает
дорогостоящее оборудование.
Список литературы
1. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок. - М.
Высшая школа, 2010г.
. Веников, В.А. Электрические сети. Электрические системы /
В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков, Л.А. Солдаткина. - М.: Высшая школа,
2007. - Т.2.
. Справочник по проектированию электрических сетей и
электрооборудования / под ред. Ю.Г. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 2007.
. Производство и передача электроэнергии: метод. Указания к
курсовому проектированию / сост. А.А. Елгин, О.В. Самолина. - Тольятти: ТГУ,
2009. - 40 с.