Редукторы. МЕт. курсовой. Содержание раечетно пояснительной записки
 Скачать 2.5 Mb.
|
|
Содержание раечетно - пояснительной записки. Титульный лист. Бланк задания на курсовой проект. Содержание. Введение. . Разработка однолинейной схемы коммутации электрической подстанции Расчет мощности трансформаторной подстанции 6.1. Расчет активных и реактивных мощностей потребителей. 6.2. Расчет суммарной полной мощности потребителей для заданного напряжения с учетом потерь. Расчет мощности на шинах первичного напряжения подстанции. Выбор количества и типа понижающих трансформаторов. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет максимальных рабочих токов. Расчет параметров короткого замыкания 8.1 составляется расчетная схема для определения параметров короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах. 8.2. Эквивалентная электрическая схема замещения. 8.3. Расчет относительных сопротивлений элементов цепи короткого замыкания. 8.4. Преобразование схем замещения. 8.5. Расчет параметров цепи короткого замыкания для всех точек. Выбор и токоведущих частей и электрического оборудования подстанции 9.1. Выбор и проверка токоведущих частей. - гибкие токоведущие части; - жесткие токоведущие части(шины) 9.2. Выбор и проверка изоляторов (подвесные, опорные, проходные изоляторы). 9.3. Выбор и проверка высоковольтных выключателей переменного тока 9.4. Выбор и проверка разъединителей. 9.5. Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения. 9.6. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока 9.7. Выбор высоковольтных предохранителей 9.8. Выбор оборудования для защиты от перенапряжений. Требования Правил устройств электроустановок (ПУЭ) к сооружению трансформаторных подстанций. Графическая часть –схема электрическая принципиальная трансформаторной подстанции Графическую часть проектов следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ на форматы, линии, шрифты, условные графические и буквенные обозначения электрических аппаратов и приборов. В приложении 1 приведены условные графические обозначения основного оборудования однолинейной схемы электрических подстанций с указанием размеров, применительно к формату А1. Разработка однолинейной схемы коммутации электрической подстанции Проектирование однолинейной схемы электрических соединений в ходе выполнения проекта осуществляется в три этапа: Составление структурной схемы. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех уровней напряжений. Составление принципиальной схемы. В ходе составления структурной схемы определяются тип подстанции, необходимые РУ высшего, среднего и низшего напряжений, количество главных понижающих трансформаторов, через которые осуществляется связь РУ между собой, количество линий потребителей, получающих питание от подстанции, привязка трансформаторов собственных нужд к РУ. Возможные и допустимые варианты структурной схемы формируются в соответствии с рекомендациями на проектирование. Затем для составленной структурной схемы выбираются возможные допустимые варианты схем РУ всех имеющихся напряжений. Для этого используются соответствующие нормативные указания в отношении принципиальных схем РУ и рекомендации по их компоновке. Однолинейная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части спроектированной подстанции. От этой схемы зависят надежность электроснабжения потребителей, ремонтоспособность, удобство технического обслуживания и безопасность персонала, рациональность размещения электрооборудования, гибкость и автоматичность коммутации при восстановлении функционирования после аварий. Простота и наглядность однолинейной схемы во многом предопределяют безошибочность работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала. 1.Структурная схема трансформаторной подстанции Трансформаторная подстанция предназначена для преобразования электрической энергии высокого напряжения в энергию низкого напряжения и ее распределения по потребителям. Для промышленного и железнодорожного электроснабжения применяют понижающие подстанции с двумя трансформаторами и РУ соответствующих уровней напряжения (рис. 1).  Рис. 1. Структурная схема трансформаторной подстанции высокого напряжения Трансформаторные подстанции такого типа получают питание или от ЛЭП и бывают опорные, транзитные, на отпайках и тупиковые, или от шин вторичного напряжения других подстанций по двум вводам. От шин низшего напряжения (одного или двух уровней) получают питание потребители. Количество питающих линий определяется категорией потребителей. Трансформаторы собственных нужд обычно подключают к РУ-10 (6) кВ, если такое имеется на подстанции. В случае одного уровня вторичного напряжения на подстанции устанавливаются двухобмоточные трансформаторы. 1.1. Выбор числа питающих линий потребителей электрической энергии. При составлении структурной схемы проектируемой подстанции число питающих линий потребителей определяется заданной категорией потребителей для каждого РУ. Для потребителей 1 категории предусматривается электроснабжение от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. К их числу относятся две секции сборных шин одного РУ подстанции, так как каждая секция имеет питание от независимого источника (от главных понижающих трансформаторов ГПТ1 и ГПТ2), при этом секции шин имеют связь через высоковольтный выключатель, который автоматически отключается при нарушении нормальной работы одной из секций шин. Одна питающая линия находится в работе, другая – в резерве и может быть автоматически включена в работу при аварийном режиме на рабочей питающей линии данного потребителя. Питание потребителей 2 категории может выполняться в двух вариантах: их рекомендуется обеспечить электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания (две секции сборных шин одного РУ), при этом перерыв в питании допускается на время, необходимое для включения резервной линии действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады; допускается питание потребителей 2 категории по одной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более одних суток. Потребители 3 категории питаются по одной линии от одного источника (одной секции сборных шин). 1.2. Составление однолинейной схемы проектируемой подстанции. На основании составленной структурной схемы производится разработка однолинейной схемы, которая должна отвечать требованиям потребителей в отношении надежности электроснабжения. Схема должна быть простой и наглядной, обеспечивать надежность в эксплуатации, допускать безопасное обслуживание и бесперебойное электроснабжение. В каждом из РУ, которые связаны между собой через ГПТ, указывается все его силовое оборудование и все соединения между РУ, в той последовательности, которая обеспечивает его необходимую и надежную работу в эксплуатации. По типам подстанций в литературе имеются типовые однолинейные схемы всех РУ, и задача проектировщика подстанции использовать их для составления общей схемы всей подстанции с привязкой к своим исходным данным. 1.2.1. Схема распределительного устройства питающего (первичного) напряжения опорной подстанции. Схема распределительного устройства питающего (первичного) напряжения опорной подстанции выполняется с одной рабочей, секционированной выключателем и разъединителем, и обходной системами сборных шин. Количество вводов на подстанцию определяется заданной схемой внешнего электроснабжения. Схема образована рабочей системой шин, состоящей из двух секций, параллельно которым расположена обходная система шин. Взаимное расположение всех шин и коммутационных аппаратов (рис.2) соответствует расположению их на плане подстанции. Параллельное расположение первой и второй секций рабочей системы шин дает возможность при развитии подстанции увеличивать число вводов, а при необходимости перемонтировать их в РУ с двумя рабочими и одной обходной системами сборных шин. Секции шин могут работать совместно или раздельно, для чего их соединяют выключателем, оборудованным устройствами защиты.  Рис.2 Однолинейная схема ОРУ 110(220) кВ опорной подстанции 1.2.2. Схема распределительного устройства первичного напряжения транзитной подстанции. На транзитной подстанции при типовом решении, рассчитанном на два главных понижающий трансформатора, имеются два ввода, соединенных между собой рабочей и ремонтной перемычками (рис 3). 1.2.3. Схема распределительного устройства промежуточных подстанций на отпайках и тупиковых. Она во многом аналогична схеме РУ транзитной подстанции, однако в ней отсутствует ремонтная перемычка и выключатель в рабочей перемычке (рис..4). В режиме короткого замыкания, когда необходимо перевести оба главных понижающих трансформатора на питание одного ввода, вполне достаточно обычной перемычки с двумя разъединителями. Наличие двух разъединителей обеспечивает возможность безопасного осмотра и ремонта каждого из них без отключения обоих вводов. 1.2.4. Распределительное устройство первичного напряжения трансформаторных подстанций. Подстанции, получающие питание от сборных шин районных или других подстанций, имеют одинарную систему сборных шин, секционированную выключателем и разъединителями (рис 5). К каждой секции шин присоединяются по одному вводу и главному понижающему трансформатору. Схема подстанции и способ её присоединения к источнику питания обеспечивает достаточную надежность электроснабжения потребителей.  Рис.3. Однолинейная схема ОРУ 110(220) кВ транзитной подстанции .  Рис.4. Однолинейная схема ОРУ 110(220) кВ отпаечной (тупиковой) подстанции 1.2.4. Распределительное устройство первичного напряжения трансформаторных подстанций. Подстанции, получающие питание от сборных шин районных или других подстанций, имеют одинарную систему сборных шин, секционированную выключателем и разъединителями (рис 5). К каждой секции шин присоединяются по одному вводу и главному понижающему трансформатору. Схема подстанции и способ её присоединения к источнику питания обеспечивает достаточную надежность электроснабжения потребителей.  Рис 5. Однолинейная схема ЗРУ10(35)кВ 1.2.5. Схемы распределительных устройств вторичного напряжения. РУ- 35 кВ. Оно используется для питания потребителей напряжением этого уровня. К секциям шин подключаются вторичные обмотки главного понижающего трансформатора напряжением 35 кВ и потребители электрической энергии согласно рассмотренным выше структурным схемам. РУ- 35кВ с целью унификации схемных решений выполняется из стандартных присоединений с необходимым на них оборудованием. В общем случае схемы РУ- 35кВ разных подстанций отличаются друг о друга только числом и типом присоединяемых потребителей. РУ – 10 кВ. Назначение РУ-10 кВ хорошо просматривается по структурным схемам, рассмотренным выше, для различных типов подстанций. Для питания всех указанных потребителей используется схема РУ 10 кВ с одной рабочей, секционированной выключателем и разъединителями, системой сборных шин (рис. 5). Рекомендуется РУ-10 кВ выполнять из комплектных камер с выкатными масляными выключателями, снабженными штепсельными разъемами для создания видимого разрыва цепи при выкатывания выключателя из камеры. Напряжение на сборные шины 10 кВ поступает от обмоток низшего напряжения главных понижающих трансформаторов через ячейки с соответствующим необходимым оборудованием. Схемы ячеек типовые. После составления полной схемы подстанции и её проверки необходимо дать описание каждого распределительного устройства: что именно и как подключается, через какие аппараты, для чего выполнено то или иное присоединение. Пример выполнения однолинейной схемы рис.6.  Рис. 6.Однолинейная схема электрической подстанции 1.3. Принципиальная схема подстанции. На основе разработанной однолинейной схемы (которая вычерчивается в дальнейшем на ватмане формата А 1 размером 841 х 594 мм) необходимо составить принципиальную схему, которая представляет собой по сути однолинейную схему, но с указанными на ней только теми присоединениями, где имеются высоковольтные выключатели. Она необходима для того, чтобы определиться с мощностями, отдаваемыми главным понижающим трансформатором потребителям. Суммарная мощность всех потребителей, получающих питание от главных понижающих трансформаторов, будет определяться (рис 1.) нагрузкой потребителей 10(6) и 35 (10) кВ (S10 или S35) На принципиальной схеме для каждого высоковольтного выключателя необходимо определить и проставить время выдержки релейной защиты для обеспечения избирательности ее действия по различным присоединениям путем соответствующей настройки реле времени релейных защит. Условно считаем источником питания вводы подстанции. Наиболее удаленными от вводов присоединениями являются питающие линии потребителей. Релейные защиты на них должны иметь наименьшую выдержку времени t3 (для линий потребителей 10 кВ tр. 3 = 0,5 с; 35 кВ, tp3= 1,0 с). У следующей по направлению к источнику питания защиты (цепь секционного выключателя) время срабатывания на ступень  t-0,5 с больше, т.е. для РУ-10 кВ tр з + t= 0,5 + 0,5 = 1,0 с, а доя РУ-35 кВ tр з + t = 1,0 + 0,5 = 1,5 с. Таким образом, двигаясь по схеме к вводам подстанции, защиты каждого последующего присоединения будут иметь выдержку времени на ступень t = 0,5 с больше предыдущей. Такая разница во времени срабатывания защит необходима для того, чтобы при повреждении участков подстанции, удаленных от вводов, обеспечивалось срабатывание их защит раньше, чем защит участков, расположенных ближе к вводам подстанции. Например, при коротком замыкании на секции шин 10 кВ всегда должен в первую очередь отключиться секционный выключатель, а затем выключатель ввода 10 кВ, соединяющий аварийную секцию с главным понижающим трансформатором. В работе остается второй трансформатор и другая секция шин 10 кВ.2. Расчет мощности подстанции. Целью расчета является определение суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типов, а так же определение полной мощности подстанции. Расчетная мощность главных понижающих трансформаторов для различных типов подстанций определяется нагрузкой их вторичных обмоток. При расчете мощностей окончательные ответы округляются до целого числа. Расчет ведется в следующей последовательности. 2.1. Расчет активных и реактивных мощностей потребителей. Для каждого потребителя, который будет питаться от проектируемой подстанции определяется максимальная активная мощность Рмакс= РустКс, (1) где Руст- установленная мощность потребителя, кВт; Кс- коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и к.п.д. оборудования, одновременность его включения. Для каждого потребителя определяется максимальная реактивная мощность: Qмакс= Рмаксtgφ, (2) где tgφ-тангенс угла φ, определяется по заданному cos φ или tgφ= (√1- cos  φ ) / cos φ . (3)2.2.Расчет суммарной полной мощности потребителей для заданного напряжения с учетом потерь. Сумма максимальных активных мощностей потребителей:  (4)где 1,2,…,n – номера потребителей. Сумма максимальных реактивных мощностей.  (5)где 1, 2,…,n – номера потребителей. Максимальная полная мощность всех потребителей с учетом потерь в сетях и понижающих трансформаторах потребителей определяется по формуле:  (6)где Кр.м.- коэффициент разновременности максимумов нагрузок подстанции Рпост.- постоянные потери, принимаемые 1…2%; Рпер- переменные потери, принимаемые 5…8%.  (7)Расчетная мощность определяется по формуле  (8)где кум1, кум2, …..кумп - коэффициенты участия в максимуме(для потребителей первой категории -0,95, для потребителей второй категории 0,9) Коэффициент разновременности максимумов должен быть в пределах 0,85 – 1.0 2.3. Расчет мощности на шинах первичного напряжения подстанции. Расчетная полная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов определяется нагрузкой вторичных цепей (рис. 7).  Рис. 7 Расчетная схема для определения максимальной полной мощности первичной обмотки главного понижающего трансформатора трансформаторной подстанции В случае двухобмоточного трансформатора, кВА  (9)и трехобмоточного, кВА Sмах = (Snl0 + Sс.н + Sn35) Кр(10) где Snl0-нагрузка на шинах 10 кВ; Sс.н – мощность собственных нужд; Sn35 - нагрузка на шинах 35 кВ Кр – коэффициент разновременности максимумов нагрузки, Кр = 0,95 – 0,98 2.4.Выбор трансформаторов. 2.4.1 Выбор количества и типа понижающих трансформаторов. Число главных понижающих трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей и, как правило, их устанавливается два (количество может быть задано) с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов. В нормальном режиме в работе могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки. При этом «Правила устройств электроустановок» допускают аварийную перегрузку на 40 % во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более шести часов в сутки в течение не более пяти суток. При наличии потребителей первой категории на подстанции устанавливается два и более трансформаторов, номинальная мощность которых определяется по формуле:  (11)где 1,4- коэффициент допустимой перегрузки трансформатора; n – количество устанавливаемых трансформаторов. Предусматривается наличие одного резервного трансформатора и n-1 находящихся в работе. Снижение мощности трансформаторов предусматривается за счет перегрузки во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более пяти суток. Как правило, на подстанциях оба трансформатора находятся в работе. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором с учетом допустимой перегрузки. По расчетной мощности выбирается тип главного понижающего трансформатора по условиям:  Некоторые типы трансформаторов и их параметры приведены в табл. 4.1.—4.3. Таблица 2.4.1  Электрические характеристики двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ Примечание. Трехфазные масляные трансформаторы типа ТМН, мощностью от 1000 до 6300 кВА, на стороне 35 кВ имеют РПН, позволяющие изменять напряжение относительно номинального на ±9 % ступенями по 1,5 %. Условные обозначения схемы соединения обмоток: Y — «звезда»; — «треугольник». Таблица 2.4.2 Электрические характеристики двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ Примечание. Схемы соединения обмоток: Y  — «звезда» с нулевым выводом;Y — «звезда»; — «треугольник ». Таблица №2.4.3 Электрические характеристики трехобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ Данные выбранного трансформатора занести в таблицу 4.4 Таблица № 2. 4.4 Типы и параметры силового трансформатора.
2.4.2. Выбор трансформаторов собственных нужд На подстанциях устанавливаются два ТСН с вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. На опорных подстанциях для подогрева масляных выключателей устанавливают дополнительно два ТСН специально для подогрева. Подключение первичных обмоток ТСН осуществляется в зависимости от первичного напряжения подстанции: на трансформаторных подстанциях — к секциям шин низшего напряжения. Подключение вторичных обмоток ТСН к шинам 0,4 кВ одинаково для всех подстанций. Требуемую мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют при наличии однолинейной схемы подстанции, выбранного оборудования, разработки планов подстанции. Для трансформаторных подстанций ScH принимается равной 0,3—0,5 % от полной мощности потребителей (если в задании не указана мощность собственных нужд) SСН = (0,003 -0,003) SП. (12) На опорных подстанциях для подогрева масляных выключателей применяются, как правило, ТСН мощностью 250—400 кВА. Если предусматривается питание от шин собственных нужд трансформаторов автоблокировки S б, мощность ТСН должна быть увеличена на величину Sаб = 50—100 кВА. По рассчитанной мощности на собственные нужды подстанции иыбирается трансформатор собственных нужд из условий:  Рекомендуемые типы трансформаторов собственных нужд и их основные электрические параметры приведены в табл. 4.5. Таблица 2. 4.5 Электрические параметры трехфазных (Т) двухобмоточных масляных (М) трансформаторов на напряжение до 35 кВ  Примечание. Трансформаторы имеют на стороне первичного напряжения устройство переключения ответвлений обмотки без возбуждения, позволяющее изменить коэффициент трансформации относительно номинального на ± 5 %. Приведенные характеристики одинаковы для трансформаторов внутренней и наружной установок. Схема соединения обмоток: высшего (первичного) напряжения — «звезда»; низшего (вторичного) напряжения—«звезда» с выведенной нулевой точкой. 4. Группа соединения обмоток — нулевая. Данные выбранного трансформатора собственных нужд занести в таблицу 4.6 Тип и параметры трансформатора собственных нужд. Таблица№ 2.4.6
2.5.Полная мощность подстанции Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения, определяющей ее тип (опорная, транзитная, на отпайках, тупиковая, трансформаторная, получающая питание от шин другой подстанции), и от количества и мощности главных понижающих трансформаторов. Опорная подстанция 110 (220) кВ, кВА  (13)Промежуточная транзитная, кВА  (14)Промежуточная на отпайках, кВА  (15)Тупиковая, кВА (16)В выражениях (13) - (16) приняты следующие обозначения: Sном.т- мощность главного понижающего трансформатора, кВА; n- число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформаторов;  - сумма мощностей подстанции, питающихся через шины проектируемой подстанции. Количество таких подстанций следует определить по заданной схеме внешнего электроснабжения, а мощность их трансформаторов принимают равной мощности трансформаторов на проектируемой подстанции, кВА; К/р – коэффициент разновременности максимальных нагрузок проектируемой и соседних подстанций. Для трансформаторных подстанций К'р - 0,75. После расчета полной мощности подстанции начинается расчет токов всех присоединений подстанции. 3. Расчет максимальных рабочих токов. Токоведущие части, и электрическое оборудование подстанций выбирают по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающей максимальной рабочей. Для этих целей необходимо рассчитать максимальные рабочие токи Iр.мах сборных шин и всех присоединений к ним. Эти значения тока необходимы для определения допустимых токоведущих частей и номинальных токов электрического оборудования подстанции. При расчете наибольших (максимальных ) рабочих токов сборных шин и присоединений учитывается запас на перспективу развития подстанции, принимаемый равным 30% расчетной мощности, возможные аварийные перегрузки до 40%, увеличение значений токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или одной линии. Расчет свести в таблицу3. Таблица№3
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
,А
- суммарная мощность главных понижающих трансформаторов подстанции, кВА
А
А
А
А
, А