Разработка оптимального варианта понизительной подстанции для электроснабжения промышленных и (стр. 12 из 18)
- в цепи трансформатора на стороне 110 кВ: амперметр;
- в цепи трансформатора на стороне 10 кВ: амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии;
- в цепи сборных шин 10 кВ (на каждой секции): вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений;
- в цепи секционных выключателей 10 кВ: амперметр;
- в цепи отход
- ящих фидеров 10 кВ: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии (предполагается, что по счетчикам ведется денежный расчет).
- в цепи трансформаторов собственных нужд на стороне 380 / 220 В: амперметр, расчетный счетчик активной энергии.
9. Выбор оперативного тока и источников питания
Так как на проектируемой подстанции установлены выключатели с электромагнитными приводами, то принимаем на подстанции выпрямленный оперативный ток.
Цепи релейной защиты и сигнализации, цепи питания электромагнитов отключения получают питание от двух блоков БПТ - 1002, присоединенных к трансформаторам тока на питающих линиях, и двух блоков БПН - 1002, присоединенных к трансформаторам напряжения сборных шин 10 кВ. Дублирование блоков питания обеспечивает работу релейной защиты при любых повреждениях.
Цепи электромагнитов включения, потребляющие значительный ток при включении, присоединяются к силовым выпрямителям КВУ – 66/2, которые питаются от трансформаторов собственных нужд, так как мощность трансформаторов напряжения недостаточна для питания электромагнитов включения.
Все источники оперативного тока располагаются в шкафах КРУН.
10. Собственные нужды подстанции
По таблицам П6.1, П6.2 [1] и составим ведомость ожидаемых нагрузок трансформаторов собственных нужд (таблица 24).
Таблица 24 – Нагрузка собственных нужд проектируемой подстанции
| Вид потребителя | Установленная мощность | CosФ | tgФ | Кс | Нагрузка | |||
| Ед.,кВт ´ кол-во | Всего, кВт |  кВт |  квар | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
| Охлаждение силовых трансформаторов | 2,5´2 | 5 | 0,85 | 0,62 | 0,85 | 4,25 | 2,64 | |
| Подогрев шкафов КРУН | 1´20 | 20 | 1 | 0 | 1 | 20 | 0 | |
| Подогрев шкафов ре- лейной защиты | 1´2 | 2 | 1 | 0 | 1 | 2 | 0 | |
| Подогрев приводов отделителей и короткозамыкателей | 0,6´4 | 2,4 | 1 | 0 | 1 | 2,4 | 0 | |
| Подогрев выключате- лей 110 кВ | 15,8´1 | 15,8 | 1 | 0 | 1 | 15,8 | 0 | |
| Наружное освещение РУ 110 кВ | 4,5´2 | 9 | 1 | 0 | 0,35 | 3,15 | 0 | |
| Оперативные цепи | 1,8´1 | 1,8 | 1 | 0 | 1 | 1,8 | 0 | |
| Итого | 49,4 | 2,64 | ||||||
В таблице 24 данные, содержащиеся в столбце 7, рассчитаны по следующей формуле:
(86)Где
установленная мощность потребителя собственных нужд, кВт; 
коэффициент спроса.Для двигателей системы охлаждения силовых трансформаторов:
кВт.Данные, содержащиеся в столбце 8, рассчитаны по следующей формуле:
(87)Для двигателей системы охлаждения силовых трансформаторов:
квар.Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд:
(88), 
кВА.Принимаем на проектируемой подстанции 2 трансформатора собственных нужд. Так как на проектируемой подстанции предполагается постоянное дежурство, то мощность трансформаторов собственных нужд:
(89), 
кВА.Принимаем на проектируемой подстанции 2 трансформатора собственных нужд типа ТМ – 40/10 (по таблице 6.51 [6]). Трансформаторы собственных нужд присоединяются к выводам 10 кВ силовых трансформаторов до вводных выключателей.
11. Регулирование напряжения на проектируемой подстанции
В целях отпуска проектируемой подстанцией электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. В качестве средства регулирования используют устройства изменения коэффициентов трансформации силовых трансформаторов под нагрузкой (РПН).
РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне высшего напряжения (в данном случае на стороне 110 кВ), так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки (рисунок 9,а). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положении I I, а избиратель И – на ответвлении 6. Наименьший коэффициент трансформации будет при положении переключателя I, избиратель – на ответвлении 1.
Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами или резисторами. Схема с резисторами (рисунок 9,б) обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает все более широкое применение.
Допустим, что трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К1, число витков необходимо уменьшить, то есть перейти на ответвление 4. Последовательность действий будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; затем замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, другая половина по R2 и К3, кроме того, витки регулировочной обмотки 5 – 4 оказываются замкнутыми через R1 и R2, по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; затем размыкается К2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель И2, контакт К4 к выводу 0.
В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (<0,15 секунд), поэтому токоограничивающие сопротивления R1 и R2 лишь кратковременно нагружаются током нагрузки, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.
Рисунок 9 – Устройство РПН трансформатора: а – схема включения регулирующих ступеней; б – схема РПН с токоограничивающими сопротивлениями.
12.Выбор конструкции распредустройств, компоновка сооружений на площадке подстанции
В целях индустриализации и ускорения монтажа подстанции принимаем комплектную трансформаторную подстанцию из блоков заводского изготовления КТПБ 110/10 – 5 – М - 2 ´ 10000 – 59 У1 [11]. Схема электрических соединений КТПБ соответствует принятой схеме (рисунок 9).
Открытое распредустройство 110 кВ КТПБ состоит из: блоков высоковольтного оборудования; приемных устройств ВЛ 110 кВ; ошиновки 110 кВ кВ; металлических конструкций для прокладки контрольных кабелей;
ОРУ 110 кВ выполняется из отдельных блоков, на которых смонтировано оборудование, аппаратура и внутренние соединения цепей вторичной коммутации. Смежные блоки посредством железобетонных лежней объединены в группы, каждая из которых представляет собой единый конструктивный элемент. В качестве РУ - 10 кВ используются комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) серии К - 59 с вакуумными выключателями BB/TEL - 10. Число шкафов КРУН - 14.
Металлоконструкции блоков обеспечивают нормальные условия работы, транспортировки элементов оборудования и обладают достаточной механической прочностью. Оперативная блокировка электрических аппаратов 110 и 10 кВ выполняется электромагнитной с питанием выпрямленным оперативным током напряжением 220 В. При температуре ниже -5 С автоматически подключаются электронагреватели в шкафах приводов выключателей, отделителей и короткозамыкателей, а –25 С-под баками выключателей 35 и 110 кВ. Автоматика обогрева размещается в шкафах КРУН. Разрез по ячейки РУВН и схема заполнения РУНН представлена на листе КФБН 1004.04.366 Э2 графической части дипломного проекта.
13. Меры по предотвращению поломок опорно-стержневых изоляторов 35-220 кВ.
Относительно высокая повреждаемость опорно-стержневых изоляторов в составе разъединителей 110-220 кВ остается достаточно серьезной отраслевой проблемой. Опыт эксплуатации показывает, что технологические нарушения с разрушением опорно-стержневых изоляторов нередко приводят к серьезным последствиям: отключению системы шин подстанций, погашению подстанций, снижению нагрузки электростанции, а также создают угрозу персоналу энергопредприятий при выполнении переключений. Максимум повреждений изоляторов в составе разъединителей приходится на 10-15 год эксплуатации. За это время проявляются дефекты: