Список сокращений

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

КЗ - короткое замыкание;

ЛЭП - линия электропередачи;

НН - низкое напряжение;

ОПН - ограничитель перенапряжений;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПС - подстанция;

СШ - секция шин;

ТН - трансформатор напряжения;

ТСН - трансформатор собственных нужд;

ТТ - трансформатор тока;

ЭЭС - электроэнергетическая система.

ВВЕДЕНИЕ

Подстанции классифицируются по назначению их в электрической сети энергосистемы: по мощности установленных трансформаторов и высшему напряжению, а также по количеству распределительных устройств более низких напряжений, по главным схемам электрических соединений, по схеме подключения ПС к электрической сети и конструктивному исполнению.

По назначению ПС разделяются: на более ответственные межсистемные - ПС с высшим напряжением 330-750 кВ, через которые осуществляются перетоки электрической мощности между энергосистемами и прием мощности удаленных генерирующих источников питания в центре потребления; на узловые - ПС напряжением 110-330 кВ, которые являются центрами распределения потока электрических мощностей в отдельных энергосистемах; районные - ПС напряжением 110-220 кВ, которые являются центрами питания отдельных промышленных районов; промышленные (потребительские) - ПС напряжением 35-220 кВ, расположенные возле или на территории потребителей электрической энергии; глубокого ввода - ПС напряжением 35-220 кВ, расположенных в центре потребления электрической энергии в крупных городах и промышленных районах.

По напряжению и мощности трансформаторов, установленных на ПС. Высшее напряжение и мощность трансформаторов определяют значимость и ответственность ПС в данной точке электросети; в характеристике ПС указывается высшее напряжение (110,220 кВ) и все ступени низшего напряжения, а также мощность трансформаторов (автотрансформаторов).

По главной схеме электрических соединений ПС делятся на подстанции: с простыми схемами электрических соединений - блок-линия-трансформатор, мостики без выключателей и с выключателями, упрощенные схемы с одиночными системами шин - секционированными и не секционированными; со сложными схемами - две системы шин с обходной системой, различные варианты схем многоугольников, две системы шин с двумя выключателями на присоединение, схемы с 1,5 выключателями на присоединение (полуторные) и др.

По схеме подключения к электрической сети ПС делятся: на тупиковые, питающихся по одной или двум линиям от одного источника питания; проходные - с входом и выходом линии, питающей ПС; ПС питающихся отпайки от одной или двух линий, при этом на шинах ПС энергия распределяется на том же напряжении без трансформации и отбор мощности через трансформаторы на более низком напряжении незначительный, с многосторонним питанием на разных напряжениях и распределение энергии нескольких напряжений.

По конструктивному исполнению ПС делятся на: открытые - на которых все оборудование РУ высокого напряжения и трансформаторы установлены на открытом воздухе; закрытые - на которых оборудования РУ высокого напряжения и трансформаторы установлены в помещении; смешанные - на которых РУ высокого напряжения могут быть открытыми, а трансформаторы находятся в закрытых камерах или наоборот; комплектные - поставляемые заводами полностью смонтированными, или укомплектованными строительными материалами и собранным оборудованием в виде узлов, блоков; блочные - поставляемые в виде смонтированных блоков, а на месте монтажа ведется сборка блоков.

При проектировании электрических станций и подстанций в ходе реализации алгоритма проектирования появляется большое количество допустимых технических решений, фрагментов и подсистем объектов. Допустимая совокупность решений определяет множество допустимых по техническим условиям вариантов проектов станций и подстанций.

1. Выбор схем электрических соединений на стороне 35 и 10 КВ

Схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием типовых схем РУ 35 - 750 кВ. Нетипичная схема может применяться только при наличии технико-экономических обоснований. Обычно нетипичные схемы применяются при реконструкции действующих подстанций [1].

При двух линиях 35-110 кВ и двух трансформаторах возможно применение схемы мостиков (рисунок 1.1).

а) б)

Рисунок 1.1 - Схемы мостиков с выключателями

а) - перемычка в сторону трансформаторов б) - перемычка в сторону линий

В схеме для четырех присоединений устанавливается три выключатели В1, В2, В3 (рисунок 1.1, а). Нормально выключатель В3 на перемычке между двумя линиями Л1 и Л2 включен. При повреждении на линии Л1 отключается выключатель В1, трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе, связь с энергосистемой осуществляется по линии Л2. При повреждении в трансформаторе Т1 отключается выключатель В4 со стороны 6-10 кВ и выключатели В1 и В3. В этом случае линия Л1 оказалась выключенной, хотя никаких повреждений на ней нет, что является недостатком схемы мостика.

Если учесть, что аварийное отключение трансформаторов случается редко, то такой недостаток схемы является несущественным, тем более что после отключения В1 и В3 и при необходимости вывода в ремонт поврежденного трансформатора отключают разъединитель Р1 и включают В1, В3, возвращает линию Л1 в работу. Более существенным недостатком схемы является отключение соответствующих линий при ревизии выключателя В1 и В2 на все время проведения ремонта.

Плановые отключения трансформатора проводятся так же, как в схеме блока трансформатор-линия: отключают выключатель В4 и разъединителем Р1 отключают ток намагничивания трансформатора, если это допустимо по его мощности.

Для удобства проведения операции разъединители Р1, Р2 могут быть заменены отделителями.

Основным преимуществом схемы является экономичность (три выключатели на четыре присоединения) и простота. Конструкция распределительного устройства должна предусматривать возможность перехода от мостовой схемы к другим схемам при расширении подстанции.

Возможно применение второго варианта схемы мостика (рисунок 1.1, б) с перемычкой в сторону линий. В такой схеме аварийное отключение линии приведет к отключению неповрежденного трансформатора. Аварийность линий значительно выше, чем трансформаторов, поэтому второй вариант схемы мостика применяется при коротких линиях.

Для сохранения в работе обеих линий при ревизии любого из выключателей (В1, В2, В3) предусматривается дополнительная перемычка из двух разъединителей Р3, Р4 (рисунок 1.1, а).

Один из разъединителей (Р3) перемычки нормально выключен. Для ревизии выключателя В1 предварительно включают Р3, затем отключают В1 и разъединители по обе стороны выключателя. В результате оба трансформатора и обе линии остались в работе. Если в этом режиме произойдет КЗ на одной линии, то отключится В2, т.е. обе линии останутся без напряжения.

Для ревизии выключателя В3 также предварительно включают перемычку, а затем отключают В3. Этот режим имеет тот же недостаток: при КЗ на одной из линий отключаются обе линии.

Вероятность совпадения аварии с ревизией одного из выключателей возрастает с увеличением продолжительности ремонта выключателя.

Схема мостика с выключателями рекомендуется на подстанциях на среднем напряжении при двух выходных линиях и на высоком напряжении при необходимости секционирования сети или возможности перехода к другим схемам с выключателями.

Одной из упрощенных схем является схема блока трансформатор - линия с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Общий вид схемы двух блоков линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

В блочных схемах элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками. В рассматриваемой схеме трансформатор Т1 соединен с линией выключателем В1. При аварии в линии отключается выключатель В1, работа трансформатора прекращается, при аварии в трансформаторе отключаются выключатели В1 и вводный выключатель 10 кВ. Релейной защитой включается АВР на стороне 10 кВ, чем обеспечивается бесперебойное электроснабжение потребителей первой и второй категории по надежности электроснабжения.

Основным преимуществом данной схемы является экономичность, что привело к ее широкому применению для двухтрансформаторных подстанций, включаемых глухой отпайки к транзитной линии.

Надежность работы рассматриваемой схемы зависит от четкости и надежности работы релейной защиты, т.е. от своевременной работы АВР при аварии. Поэтому сегодня отдают большее предпочтение современным микропроцессорным устройствам РЗА, более быстро реагирующим на аварийную ситуацию и дающим команду на оперативные переключения.

Итак, из всех перечисленных выше схем электрических соединений на стороне 35 кВ для подстанции ПС2 больше подходит схема, изображенная на рисунке 1.2.

В связи с тем, что ПС2 имеет 2 класса напряжений, схема (рисунок 1.2) примет следующий вид (рисунок 1.3):

Рисунок 1.3 - Схема электрических соединений на стороне 35 кВ ПС2

Распределительные устройства (РУ) напряжением 10(6) кВ применяют в распределительной электросети местных и промышленных потребителей электроэнергии, а также для питания силовых трансформаторов собственных нужд подстанций.

В РУ напряжением 10(6) кВ применяют преимущественно схемы с одним или несколькими системами сборных шин, секционированные выключателями или разъединителями с одним коммутационным аппаратом на присоединение (выключателем, выключателем нагрузки или системой предохранитель-разъединитель).

В РУ напряжением 10(6) кВ на низком напряжении предусматривают преимущественно раздельную работу секций с целью ограничения токов КЗ. В случае раздельной работы секций возможна работа силовых трансформаторов с разной нагрузкой и секций шин с отличным напряжением, но эти ситуации не могут быть определяющими при выборе режима работы схемы на низком напряжении. Режим с параллельной работой секций не является желаемый, исходя из того, что при КЗ в электросети 10(6) кВ напряжение на обеих секциях падает до нуля с нарушением нормальной работы всех потребителей. Кроме того, при значительной мощности силовых трансформаторов ток КЗ возрастает до величин, требующих применения электрооборудования с повышенными параметрами и применения силовых кабелей в сети с жилами больших сечений.

Схемы РУ напряжением 10 кВ простые, наглядные и малозатратные, что позволяет широко использовать комплектные распределительные устройства заводского изготовления (КРУ, КРУН, КСО). Операции с разъединителями необходимы только для обеспечения эксплуатационных работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями практически исключена аварийность из-за неправильных действий оперативного персонала.

В случае повреждения или ремонта одной секции ответственные потребители, которых нормально питают от двух секций, остаются без резерва, а нерезервируемые потребители отключаются на время ликвидации повреждения или проведения ремонтных работ на секции.

Схемы позволяют выводить из работы (оперативно или аварийно) всякое присоединение без нарушения основной функции подстанции (РУ). При сооружении однотрансформаторные подстанции применяют схему с одной несекционированною системой шин, надежность которой соответствует категории потребителя электроэнергии по надежности.

Исходя из вышесказанного и учитывая перечень схем 10(6) / 0,4 кВ, для нашего случая подходит только одна схема, общий вид которой изображен на рисунке 1.4

Рисунок 1.4 - Общий вид схемы 10 кВ с одиночной секционированной выключателем системой шин

Схему, изображенную на рисунке 1.4, применяют в РУ напряжением 10(6) кВ на низком напряжении основных силовых трансформаторов подстанций с высшим напряжением от 35 кВ до 330 кВ. Конструктивно схему выполняют с применением КРУ или КРУН. Число линейных присоединений определяют по схеме развития электрической сети. Оптимальным количеством линейных присоединений следует считать количество линий, рассчитанное исходя из нагрузки каждой линии током не менее 25% от номинального тока шкафа КРУ линейного присоединения.

Для ограничения токов КЗ предусматривают установку токоограничивающих реакторов в первую очередь в цепи трансформаторов. При необходимости возможна установка токоограничивающих реакторов на линейных присоединениях.

Итак, схему, изображенную на рисунке 1.4, применяют на подстанциях с двумя силовыми трансформаторами с нерасщепленными обмотками низкого напряжения без токоограничивающих реакторов в цепи силовых трансформаторов или с одинарными реакторами в случае присоединения их к одной секции. Учитывая вышесказанное, схема 10 кВ примет вид (рисунок 1.5)

Рисунок 1.5 - Схема электрических соединений на стороне 10 кВ ПС2

2. Расчет токов короткого замыкания

Рассчитаем токи короткого замыкания на шинах 35 кВ и 10 кВ ПС2, для дальнейшего выбора аппаратуры на этой подстанции.

Схему для расчета токов короткого замыкания берем из курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы.

Рисунок 2.1 - Схема для расчета токов КЗ

Рассчитаем ток КЗ в точках К1 и К2 на шинах высокого и низкого напряжения трансформаторной подстанции ПС2.

Схема замещения ПС2 приведена на рисунке 2.2 (на ПС работают два трансформатора на параллельной работе, поэтому заменим их сопротивление эквивалентным).

Рисунок 2.2 - Схема замещения ПС2 для расчета токов КЗ

Приведем активное и реактивное сопротивление стороны ВН ПС1 к напряжению точки К1:

;

.

Где n - коэфициент трансформации.

.

Найдем суммарное активное и реактивное сопротивления линий в по формулам:

;

Рисунок 2.3 - Схема с эквивалентными сопротивлениями для расчета токов КЗ

Рассчитаем модуль эквивалентного сопротивления по формуле:

Найдем установившееся значение тока КЗ на шинах высокой стороны.

Ток короткого замыкания рассчитывается по формуле:

, (2.1)

где - ток короткого замыкания в точке К1, кА;

Uб - базисное напряжение.

Ударный ток рассчитывается по формуле :

, (2.2)

где iу -ударный ток короткого замыкания в точке К1, кА;

Ку - ударный коэффициент, который находится по формуле:

, (2.3)

где ТА - временная составляющая, которая рассчитывается по формуле:

; (2.4)

где - индуктивная составляющая эквивалентного сопротивления до точки КЗ в именованных единицах,

- активная составляющая эквивалентного сопротивления до точки КЗ в именованных единицах.

с;

;

Найдем эквивалентные сопротивления линий до точки КЗ К2 по формулам:

;

Рисунок 2.4 - Схема с эквивалентными сопротивлениями для расчета токов КЗ

Рассчитаем модуль эквивалентного сопротивления по формуле:

Рассчитаем ток КЗ на шинах низкого напряжения ПС2 в точке К2.

Приведем эквивалентное сопротивление к низкой стороне.

.

;

Ударный ток рассчитывается по формуле (2.2):

,

где iу -ударный ток короткого замыкания в точке К2, кА;

Ку - ударный коэффициент.

где ТА - временная составляющая, которая рассчитывается по формуле (2.4):

с;

.

Согласно рассчитанным значениям токов короткого замыкания на шинах 35 и 10 кВ будем проводить выбор коммутационной аппаратуры на подстанции.

Занесем полученные результаты в таблицу 2.1:

Таблиця 2.1 - Значения токов КЗ в точках К1 и К2

3. Выбор коммутационной аппаратуры на проектируемой подстанции

3.1 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ

3.1.1 Выбор выключателей нагрузки

Выключатели мощности выбираются по таким условиям:

1) по номинальному напряжению:

, (3.1)

2) по рабочему току:

, (3.2)

3) по коммутационной способности на симметричный ток КЗ:

, (3.3)

где Iп(ф) - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени ф после начала расхождения дугогасительных контактов выключателя;

Iн. откл - номинальный ток при КЗ, который способен отключить выключатель;

4) по коммутационной способности на асимметричный ток КЗ:

, (3.4)

где ia(ф) - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов:

; (3.5)

вн - номинальное значение относительной апериодической составляющей тока в точке отключения; - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания (для РУ повышенного напряжения подстанции с;

ф - наименьший промежуток времени от начала КЗ до момента расхождения контактов, рассчитывается по формуле:

, (3.6)

где tрз.мин - минимальное время действия релейное защиты, принимается равным 0,01 с;

tс.в. - собственное время отключения выключателя;

; (3.7)

5) по электродинамической устойчивости:

, (3.8)

где iпр скв - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (по каталогу);

6) по термической устойчивости:

, (3.9)

где Bк - тепловой импульс по расчету кА2•с;

Iт - предельный ток термической устойчивости по каталогу, кА;

tт - длительность протекания тока термической устойчивости, с;

Выбор выключателей Q1.

Выбираем вакуумный выключатель марки ВР35НС c [2].

Рисунок 3.1 - Внешний вид выключателя ВР35НС

Рисунок 3.2 - Габаритные размеры выключателя ВР35НС

электрический подстанция ток напряжение

Номинальные параметры выключателя ВР35НС:

Uн = 35 кВ;

Iн =1600 А;

Iн откл = 20 кА;

iпр скв = 52 кА;

Iт = 20 кА;

tт = 3 с;

tc.в. = 0,035 с;

вн = 0,4.

Сделаем проверку выключателя:

1) по номинальному напряжению:

,

2) по рабочему току:

,

3) по коммутационной способности на симметричный ток КЗ:

,

,

4) по коммутационной способности на асимметричный ток КЗ:

кА;

,

,

;

5) по электродинамической устойчивости:

,

6) по термической устойчивости:

Расчетные данные:

.

Каталожные данные:

,

.

Как видим из наших расчетов, выключатель отвечает всем необходимым требованиям и может быть использован для нашей подстанции.

3.1.2 Выбор разъединителей с заземляющими ножами

Разъединители выбираются по таким условиям:

1) по номинальному напряжению:

, (3.10)

2) по конструктивному выполнению;

3) по рабочему току:

, (3.11)

4) по электродинамической устойчивости:

, (3.12)

5) по термической устойчивости:

, (3.13)

Поскольку концерн «Высоковольтный союз» не выпускает разъединителей с заземляющими ножами 35 кВ, то выберем разъединитель марки РНД-35/1000 У1 с [3].

Рисунок 3.3 - Внешний вид и размеры разъединителя РНД-35/1000 У1

Номинальные параметры разъединителя :

Uн = 35 кВ;

Iн = 1000 А;

Iт = 25 кА;

Iпр скв = 63 кА;

tт = 3 с;

Сделаем проверку разъединителя:

1) по номинальному напряжению:

;

3) по рабочему току:

;

4) по электродинамической устойчивости:

,

5) по термической устойчивости:

Расчетные данные:

.

Каталожные данные:

,

.

На стороне 35 кВ выбираем разъединители марки РНД-35/1000 У1, но в зависимости от места расположения на схеме устанавливаем разъединители с одним или с двумя заземляющими ножами.

3.1.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по таким условиям:

1) по номинальному напряжению:

, (3.14)

2) по рабочему току:

, (3.15)

3) по конструкции и классу точности;

4) по электродинамической устойчивости:

, (3.16)

где iпр скв - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (по каталогу);

5) по термической устойчивости:

, (3.17)

6) по сопротивлению нагрузки:

; (3.18)

где Z2ном - сопротивление вторичной обмотки в соответствии с каталожными данными, рассчитывается по формуле:

; (3.19)

где Z2 - расчетное сопротивление вторичной обмотки трансформатора тока;

Z2 ? r2, так как индуктивное сопротивление измерительных цепей невелико, в свою очередь r2 рассчитывается по формуле :

; (3.20)

где rконт - сопротивление контактов, принимается равным 0,05 Ом;

rприб - сопротивление приборов, которое рассчитывается по формуле:

; (3.21)

где Sприб - мощность потребляемая приборами (выбирается из таблиц);

rпр - допустимое сопротивление проводов, рассчитывается по формуле:

; (3.22)

После расчета сопротивления провода, находится его сечение по формуле:

; (3.23)

где с - удельное сопротивление материала провода Ом•м, для алюминия с=0,0283 Ом•м, для меди с=0,0175 Ом•м;

L - длина проводов от трансформаторов тока до приборов, м.

По рассчитанному сечению провода, которое не должно быть менее 2,5 мм2 для меди и 4 мм2 для алюминия (по механической прочности), пересчитываем сопротивление rпр и его значение подставляем в формулу (3.20).

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ-35 Б-У1

Рисунок 3.4 - Внешний вид и габаритные размеры трансформатора тока ТФЗМ-35 Б-У1

Номинальные параметры трансформатора тока:

Uн = 126 кВ;

I1н = 200 А;

I2н = 5 А;

Iт = 7 кА;

iдин = 42 кА;

S2изм = 30 ВА;

S2защ = 30 ВА;

tт = 3 с;

Сделаем проверку трансформатора тока:

1) по номинальному напряжению:

,

2) по рабочему току:

,

4) по электродинамической устойчивости:

,

5) по термической устойчивости:

Расчетные данные:

.

Каталожные данные:

,

;

6) по сопротивлению загрузки в классе точности 0,5:

;

Мощность амперметра - S = 0,1 ВА. Мощность счетчика активной и реактивной энергии S = 2,0 ВА.

Находим сопротивление приборов:

;

Сопротивление проводов:

;

Длинна проводов от трансформатора тока до приборов, равна L = 73 м.

Сечение проводов:

.

Сечение проводов из меди берем 2,5 мм2. Для соединения ТТ с приборами проложим кабель типа КРВГ - кабель контрольный с медными жилами, с резиновой изоляцией, с ПВХ оболочкой сечением жил 2,5 мм2.

Сопротивление проводов будет равным:

;

Расчетное сопротивление вторичной обмотки будет равно:

;

Исходя из этого, следует:

.

Все условия выбора для трансформатора тока ТФЗМ-35 Б-У1 выполняются, следовательно будем их использовать в нашем проекте.

3.1.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по таким условиям:

1) по номинальному напряжению:

, (3.24)

2) по конструкции и схеме соединения обмоток;

3) по классу точности;

4) по вторичной нагрузке:

, (3.25)

где S2ном - номинальная мощность вторичной обмотки, ВА (по каталогу);

S2 - нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА, рассчитывается по формуле:

; (3.26)

где P2 - активная мощность приборов, Вт;

Q2 - реактивная мощность приборов, ВА.

Выбирем трансформаторы напряжения марки ЗНОМП-35 У1:

Рисунок 3.5 - Внешний вид и габаритные размеры трансформатора напряжения ЗНОМП-35 У1

Номинальные параметры трансформатора напряжения:

Uн = 35 кВ;

Класс точности 0,2;

Uвт = 35/ В;

Sном=100 ВА.

Сделаем проверку трансформатора напряжения:

1) по номинальному напряжению:

,

4) по вторичной нагрузке:

Из [4] таблицы мощностей приборов выбираем:

мощность вольтметра - S = 2,0 ВА; мощность ваттметра - S = 3,0 ВА; мощность счетчика активной и реактивной энергии - P = 1,6 Вт, Q=3,89 Вар.

Рассчитаем S2:

;

В результате, получаем:

.

Как видим все условия выполняются, то есть можно использовать данные трансформаторы напряжения для подстанции ПС2.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,2.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель КРВГ сечением жил 2,5 мм2.

3.1.5 Выбор ОПН на стороне 35 кВ

Процедура выбора состоит из двух основных этапов:

1) выбор электрических характеристик ОПН в соответствии с параметрами сети;

2) выбор механических характеристик ОПН и его климатического исполнения.