Проектування районної трансформаторної підстанції 3510кВ

 

Курсовий проект

Проектування районної трансформаторної підстанції 35/10кВ

Вступ

розподільник електропередача трансформатор підстанція

По розвитку енергетики країни можна судити про її економічний, політичний та соціологічний рівень розвитку. Мабуть, не знайдеться в сьогоденній Україні такий населений пункт, до якого не була б підведена електроенергія. Вона використовується повсюди. Основна частина електроенергії виробляється на великих електростанціях (ТЕС, АЕС, ГЕС), шляхом перетворення теплової, механічної або хімічної енергії природних джерел. Крім того, як електроносії на електростанціях можуть використовуватись вітер, тепло земних надр, морські припливи, тепло сонячного про-міння, проте такі електростанції малопотужні, внаслідок чого вони мають місцеве значення. Електростанції об'єднуються між собою в енергетичні системи.

Між енергосистемою й споживачами розміщене передавальне обладнання, що складається з підвищувальних і знижувальних трансформаторних підстанцій та ліній передачі електроенергії різної напруги.

Частина енергосистеми, що складається з генераторів, розподільних пристроїв, підстанцій, ліній електричних мереж і споживачів електроенергії, називається електричною системою.

Електрична мережа - це частина електричної системи, що складається з підстанцій і ліній електропередачі різної напруги.

Повітряними лініями 500 і 700 кВ об'єднують потужні енергосистеми. Також їх використовують для передачі великих потужностей на великі відстані. Повітряні лінії напругою 220 і 330 кВ використовуються для електропостачання великих промислових районів, а також для зв'язку між окремими енергосистемами. Живлення підстанцій від енергосистем і для зв'язку між підстанціями використовуються повітряні лінії напругою 35, 10 кВ. Для розподілу електроенергії між сільськогосподарськими споживачами використовують розподільні лінії напругою 10 та 0,4 кВ.

Виробництво електроенергії, передача її до споживачів нерозривно пов'язані з утратами при перетворенні різних видів енергії в електричну в

генераторах, трансформаторах і лініях електропередачі. У процесі виробництва, передачі, розподілу та споживання електроенергії можуть виникати різні ненормальні режими роботи електроустановок, які негативно впливають на надійність та економічність електропостачання. Тому головною задачею електропостачання є зменшення втрат електроенергії в процесі її виробництва, передачі, розподілу й споживання та підвищення його надійності й економічності.

Для підвищення надійності електропостачання можуть бути використані різні організаційні та технічні заходи: підвищення вимог до обслуговуючого персоналу; раціональна організація поточних та капітальних ремонтів; застосування досягнень науки і техніки при пошуку та ліквідації пошкоджень; забезпечення аварійних запасів матеріалів та апаратури; підвищення надійності окремих елементів мереж; мережеве та місцеве резервування; автоматизація електричних мереж із застосуванням сучасних систем релейного захисту, автоматичного управління та контролю ненормальних і аварійних режимів; застосування пристроїв телемеханіки.

Для зменшення втрат електроенергії та підвищення економічності електропостачання проводяться наступні заходи: підтримування оптимальних рівнів напруги на шинах 10 кВ трансформаторних підстанцій ПО -35/10 кВ і на шинах 0,38 кВ ТП 10/0,38 кВ; відключення одного із трансформаторів в режимах малих навантажень на двотрансформаторних підстанціях; вирівнювання навантажень фаз; Встановлення в мережах компенсаторів реактивної потужності; застосування на ТП пристроїв РПН та ПСН; заміна недовантажених та перенавантажених трансформаторів; переведення електричних мереж на більш високу номінальну напругу.

Потрібно відмітити, що для досягнення максимальної надійності та ефективності електропостачання всі перелічені заходи повинні враховувати, як економічну користь від їх використання, так і додаткові витрати на їх впровадження.

1. Вихідні дані до курсового проекту

Розрахункова схема до курсового проекту

Таблиця 1.1-Вихідні дані електричної мережі 10 кВ

Літери прізвищаДЯКОВОГДілянка (№)0-11-22-33-44-52-66-7Довжина L, км0,60,40,50,90,60,90,3ТП-10/0,4 кВ(№)1234567РМ, кВт120508040404030Вид споживачівВККВЗВК

Таблиця 1.2-Вихідні дані електричної мережі 10 кВ

UВН, кВSКЗ, мВАLВН, кмПровідРД2, кВтРВ2, кВтРД3, кВтРВ3, кВт3512216АС70680630870350

2. Розрахунок електричної мережі 10 кВ

.1 Електричний розрахунок лінії 10 кВ

Розрахунок лінії 10 кВ включає: знаходження розрахункових навантажень існуючих споживчих трансформаторних підстанцій 10/0.4 кВ; підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії; вибір перерізів проводів.

Розрахункові навантаження існуючих підстанцій 10/0.4 кВ на розрахунковий рік знаходять по формулі

Рр = Кн×Рmax 2.1

де Рmax - максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (табл. 1.1)

Кн - коефіцієнт зростання навантаження, який змінюється в залежності від

виду споживачів та розрахункового року. Для 10-го розрахункового

року приймаємо такі коефіцієнти зростання навантаження:

• для виробничих споживачів -2.1;
• для змішаних споживачів - 2.0;
• для комунально-побутових споживачів - 1.8.

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначаємо за формулами

Рд = Кд×Рр; Рв = Кв×Рр 2.2

де Кд, Кв - коефіцієнти участі розрахункового навантаження у денному та

вечірньому максимумах відповідно, які дорівнюють:

для змішаних споживачів - Кд = Кв = 1;

для виробничих - Кд = 1; Кв = 0.6;

для комунально-побутових - Кд = (0.3 ¼ 0.4); Кв = 1.

Розрахунки проводимо в табличній формі (табл. 2.1).

Таблиця 2.1 - Розрахункові навантаження споживчих ТП-10/0.4 кВ

№ п/пРМ, кВтВид споживачівКНКДКВРР=КНРМ кВтРД=КДРР кВтРВ=КВРР кВт1120В2,110,6252252151,2250К1,80,31902790380К1,80,3114443,2144440В2,110,6848450,4540З211808080640В2,110,6848450,4730К1,80,315416,254

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починаємо з кінця лінії, підсумовуючи навантаження по денному та вечірньому максимумах (окремо по добавках) за формулою

Р = Рб + DР(Рм) 2.3

де Рб - більша потужність;

DР(Рм) - добавка від меншої потужності.

На кожній ділянці лінії знаходимовиробниче навантаження Рвир, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим та змішаним видами споживачів, у вечірній час - тільки навантаження ТП з виробничим видом споживачів, тазагальне навантаження Рзаг, яке включає навантаження всіх ТП. Розрахунки навантажень лінії 10 кВ ведемо в табличній формі

Таблиця 2.2-Розрахунок навантажень лінії 10 кВ

ДілянкаНавантаженняВидДенне, кВтВечірнє, кВтРдбРдмДР(Рдм)РдРвбРвмДР(Рвм)Рв6-7Рвир0--00--0Рзаг16.2--16.254--542-6Рвир84--8450,4--50,4Рзаг8416,210,594,55450,436,890,84-5Рвир80--800--0Рзаг80--8080--803-4Рвир848059,5139,550,4--50,4Рзаг848059,5139,58050,436,8116,82-3Рвир139,5--139,550,4--50,4Рзаг139,543,231170,5144116,887,4231,41-2Рвир139,58462,5202100,8--100,8Рзаг2652718283322,249067389,240-1Рвир252202156,5408,5151,2100,874,5225,7Рзаг283252196,8479,8389,24151,2116505,24

Розрахунки для вибору марок проводів ліній електропередачі 10 кВ починають з головної ділянки і одержані дані заносять у табл..6.

Розрахункове денне SД та вечірнє SВ навантаження кожної ділянки знаходять, виходячи з загального денного РД і вечірнього РВ навантажень (табл. 2.2) та коефіцієнта потужності cos, який визначається згідно графіку за величиною відношення Рвир / Рзаг.

Марки проводів ліній 10 кВ вибирають з використанням економічних інтервалів потужностей залежно від еквівалентної потужності SЕ на ділянці лінії.

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ SЕ дорівнює:

Е = Кз SМ, 2.4

де SМ - максимальна потужність ділянки лінії (найбільша з розрахункових навантажень денного SД або вечірнього SВ максимумів), кВА; Кз - коефіцієнт, який враховує добову динаміку зміни навантаження (для мереж сільських регіонів рекомендується Кз=0,7).

Розрахунки по вибору перерізу проводів проводимо також у табличній формі (табл. 2.3), починаючи з головної ділянки.

Таблиця 2.3-Розрахунки по вибору проводів лінії 10 кВ

ДілянкаДенне навантаженняВечірнє навантаженняSм кВаSе кВаПровідВтрати напруги, %№РВИР РЗАГcosцSД, кВаРВИР РЗАГCosцSВ, кВа?U6-70/16,20.9180/540.93585840,6АС 352-684/94,50,73129,550,4/90,80,85106,8129,590,65АС 354-580/800,7114,30/800,9386114,380АС 353-4139,5/139,50.7199,350,4/116,80.87134,2199,3139,5АС 352-3139,5/170,50.75227,350,4/231,40.91254,3254,3178АС 351-2202/2830.78362,8100,8/389,240.9432,5432,5302,8АС 350-1408,5/479,80.74648,4225,7/505,240.87580,7648,4454АС 35

Виходячи з максимальної повної потужності SМ та відповідної складової активної потужності Рзаг втрати напруги на ділянках електричної мережі 10 кВ визначаються

, кВ де: 2.5

і X - активний та реактивний опори ділянок мережі (Ом), які

розраховуються згідно r0 і x0 перерізу відповідних марок проводів

та довжини ділянок L;н - номінальна напруга мережі, кВ;

РЗАГ і Q - активне та реактивне навантаження ділянки мережі, де

2.6

Таблиця 2.4-Параметри та результати розрахунку втрат напруги на ділянках

r0, Ом/кмx0, Ом/кмl, кмUн, ВP, кВтSм, кВАQ, кВАрR, ОмX, Ом?U, %0,910,4380,610000545821,1660,5460,26280,350,910,4380,41000094,5129,588,5440,3640,17520,4990,910,4380,51000080114,381,6360,4550,2190,5430,910,4380,910000139,5199,3142.3380,8190,39421,7040,910,4380,610000231,4254,3105.4630,5460,26281,5410,910,4380,910000389,24432,5188.5430,8190,39423,9310,910,4380,310000505,24648,4406.3930,2730,13141,913

.2 Розрахунок повного навантаження на шинах 10 кВ РТП

Сумуванням окремо денних та вечірніх максимумів навантажень трьох ліній 10 кВ (Л1, Л2 і Л3) знаходять денне та вечірнє навантаження на шинах 10 кВ РТП. У подальшому в розрахунках використовується більший максимум навантаження. Повне навантаження на шинах РТП:

= 2877 кВА 2.7

де - більший із максимумів повного навантаження (вечірній або денний) на шинах 10 кВ РТП, кВт; 1,12 - коефіцієнт, що враховує втрати електричної енергії в електричній мережі 10 кВ; - повна розрахункова потужність, кВА; - коефіцієнт потужності споживачів із змішаним навантаженням

2.3 Вибір потужності трансформатора та запобіжників найвіддаленішої КТП-10/0.4 кВ

Найвіддаленішою є споживча КТП-10/0.4 кВ, приєднана до мережі 10 кВ в точці 7. Вибір номінальної потужності трансформатора здійснюємо за розрахунковою потужністю SР, за яку приймаємо найбільшу із розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повна денна та вечірня напруги визначаються за розрахунковими загальними активними навантаженнями (табл. 2.1) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужностей

=80/0,8 = 100 кВА, 2.8

Отже, вибираємо силовий трансформатор 10/0.4 кВ номінальною потужністю ближчою більшою за розрахункове значення. Приймаємо трансформатор ТМ-100/10 номінальною потужністю Sн=100 кВА. Тип і паспортні дані вибраного трансформатора згідно розрахункового навантаження наведено в таблиці 2.4.

Таблиця 2.5-Паспортні дані трансформатора ТП 10/0,4 кВ

ТипНомінальна потужність, кВАНапруги обмоток, кВСхема і група зєднань обмотокВтрати, ВтНапруга к.з. Uк, %Струм Х.Х., Іхх, АВНННХ.X.К.З.ТМ100100,4Y/Y-00,331,974,52,6

Трансформатор, у стандартному виконанні КТП, захищається запобіжниками типу ПК-10 з номінальним струмом плавкої вставки Івст = 16 А та швидкістю спрацювання 50с

3. Обґрунтування параметрів та первинної електричної схеми РТП

.1 Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів РТП

Номінальну потужність силового трансформатора визначаємо по загальній потужності на шинах 10 кВ РТП Sрозр = 2877 кВА.

Приймаємо один силовий трансформатор типу ТМН-4000 РПН±6х1,5% номінальною потужністю Sн = 4000 кВА.

.2 Обґрунтування первинної електричної схеми РТП

Електропостачання РТП здійснюється від однієї лінії 35кВ; з огляду на те, що схема живлення одностороння, то вибираємо один трансформатор, а також з урахувань питань надійності приймаємо відкритий розподільний пристрій 35 кв та вибираємо електричну апаратуру для даної РТП-35/10.

4. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідні дані:б=100 - базисна потужність, мВА; U =35 - напруга повітряної лінії живлення, кВ; SКЗ - потужність короткого замикання (для точки К0), мВА; L35 - довжина лінії живлення, км; ХО - питомий індуктивний опір проводу лінії живлення, Ом/км; RО - питомий активний опір проводу лінії живлення, Ом/км; UКЗ - напруга короткого замикання силового трансформатора районної трансформаторної підстанції, %; N - кількість силових трансформаторів на РТП, шт.; SНРТП - номінальна потужність силового трансформатора РТП, кВА; ХО10 - питомий індуктивний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км; RО10 - питомий активний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км.

.1 Розрахунок опорів елементів схеми заміщення

1. Алгоритм розрахунку.

Розрахунок опорів елементів схеми заміщення:

опір системи -

= 100/122 = 0,82 Ом; 4.1

індуктивний опір лінії живлення -

= 0,564Ом 4.2

активний опір лінії живлення -

= 0,559 Ом 4.3

індуктивний опір силових трансформаторів на РТП

= 1,2Ом 4.4

індуктивний опір лінії живлення -

= 1,8Ом 4.5

активний опір лінії живлення -

= 3,8Ом, 4.6

Розрахункові вирази відповідно до точок К1, К2 та К3 представлено:

Точка К1

=0,82+0,564 = 1,384 Ом

= 1,48 Ом

Точка К2

= 1,384+1,2 = 2,584 Ом

= 2,792 Ом

Точка К3

= 2,584+1,8 = 4,384 Ом

= 0,559+3,8 = 4,359 Ом

= 6,182 Ом

Базисний струм розраховуємо за формулою:

= 1650 А =5774 А 4.7

Усталене значення трифазного струму короткого замикання:

= 1115 А 4.8 4.8

= 2068 А

= 934 А

Ударне значення струму короткого замикання

= 2365 А 4.9 4.9

= 4387 А

= 1981 А

де Ку - ударний коефіцієнт, який залежить від затухання аперіодичної

складової струму короткого замикання і приймається:

Ку = 1.5 при короткому замиканні на шинах 10 і 35 кВ підстанцій з

вищим ступенем напруги 35 кВ;

Двофазний струм короткого замикання

= 965,6 А 4.10

= 1791 А

= 808,8 А

Діюче значення ударного струму короткого замикання

= 1366 А 4.11

= 2533 А

= 1144 А

Результати розрахунків заносимо в таблицю

Таблиця 4.1-Розрахунок струмів короткого замикання

Точка схемиОпір до розрахункової точки ZК, в.о.Базисний струм к.з. Іб, кАТрифазний струм к.з. ІК(3), к АУдарний струм к.з. іУ, кАДвофазний струм к.з. ІК(2), кАДіюче значення ударного струму к.з.ІУ, кАК11,481,651,1152,3650,96561,366К22,7925,7742,0684,3871,7912,533К36,1825,7740,9341,9810,80881,144

5. Вибір електричної апаратури

5.1 Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 10 кВ

Розрахунок та вибір електричних шин

Переріз шин вибираємо по допустимому робочому струму так, щоб він був більший або рівний максимальному робочому струму. Для вибору шин розрахуємо максимальний робочий струм

= 323,3 А 5.1

Відповідно до ПВЕ для даного струму при умові тривалого режиму роботи підходять шини розміром F = (30´4) = 120мм2, для яких тривало-допустимий струм Ідоп = 365 А. Цей тривало-допустимий струм розраховано для максимальної робочої температури qо=25°С. Нехай максимальна середньорічна температура за останні 25 років складає qmax=30°С. Перерахуємо тривало-допустимий струм шин на максимальну температуру по формулі

=365= 344,1 А 5.2

де qдоп=70°С - тривало-допустиме значення температури для алюмінієвих шин.

Як видно, умова по допустимому струму (по допустимій температурі нагріву) виконується:

,

Перевіримо вибрані шини на термічну стійкість аналітичним способом.

Тепловий імпульс, що характеризує кількість тепла, яке виділяється за час дії струму короткого замикання

= 2,0682*0,2 = 0,855 кА2*с 5.3

- струм трифазного короткого замикання в точці встановлення шин, кА; tПР - зведений час дії струму короткого замикання tПР = tпр.п + tпр.а; tпр.п = f(tВКЗ) - зведений час знаходять за кривими (0,15 с) при в =1; tпр.а - зведений час аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських електричних мереж - tпр.а =0,05 с).

Мінімальний допустимий переріз, при якому шини не нагріються вище значення допустимої нетривалої температури під час проходження струму к.з., яка для алюмінію становить 200 °С, визначаємо за наступною формулою:

= 11 5.4

11 мм2 ? Fдоп = 120мм2

Фактичний переріз більший за мінімально-допустимий, отже за умовою термічної стійкості шини вибрані правильно.

Перевіримо на динамічну стійкість вибрані шини за значенням максимального (ударного) струму к. з., який проходить по шинах при трифазному к. з. на шинах. Шини вібрані правильно, якщо фактичне розрахункове напруження при к. з. s розр. менше або рівне допустимому, яке для алюмінієвих шин рівне s доп = 70 МПа, тобто коли виконується умова

5.5

Для перевірки шин на динамічну стійкість розраховують електродинамічне зусилля (Н):

= 20,324 Н 5.6

де - ударний струм короткого замикання, кА,; l = 1,5 - відстань між опорними ізоляторами кріплення шини в одній фазі, м; а = 0,25 - відстань між центрами шин сусідніх фаз, м; КФ - коефіцієнт форми, залежить від перерізу шин і розташування шин (при розташуванні шин у горизонтальній площині і прямокутному перерізі - КФ=1).

Момент опору шин прямокутної форми прирозташуванні їх на ребро:

= 8*10-8 5.7

де b, м - товщина шини; h, м - висота шини.

Визначаємо розрахункове механічне напруження в шинах при протіканні струму короткого замикання:

5.8

Як видно з розрахунків, умова 5.5 виконується:

МПа ? 38,1 МПа

Отже, за умовою динамічної стійкості вибираємо шини перерізом (30´4) мм2

Вибір вимикачів

Вимикачі вибираємо за номінальними струмом та напругою, роду встановлення і перевіряємо на електродинамічну, термічну стійкість та відключаючу здатність при струмах к.з. Для комірки РП-10 вводу трансформатора 10 кВ вибираємо вимикач вакуумний ВВ/TEL. Перевірку проводимо в табличній формі - таблиця 5.1.2.

Таблиця 5.1.2-Вибір та перевірка вимикача вводу 10 кВ

ПараметрУмова виборуРозрахункові дані (робочі)Паспортні даніНомінальна напругаUнв ³ UнUн=10 кВUнв=10 кВНомінальний струмIнв ³ Ір maxІр max = 323,3 АIнв= 630 АДопустимий струм вимик.Iд. вим ³ Iкз(3)Iкз(3) =2,068 кАIд.вим=12,5 кАСтрум динамічної стійкостіimax ³ iуiу = 4,387 кАimax= 52 кАСтрум термічної стійкостіIt2 × tн ³ (Iк(3))2× tпр(Iк(3))2×tпр= = 0,855 кА2×сIt2 × tк= =468,75 кА2×с

Вибір обмежувачів перенапруги (розрядників)

1. Найбільша допустима напруга ОПН повинна перевищувати найбільшу робочу напругу мережі

>. 5.9

Для забезпечення найкращих показників захищеності в мережах різного виконання ПГ «Таврида Електрик» випускає обмежувачі перенапруг з набором на кожен клас напруги (табл. 5.1.3).

Таблиця 5.1.3-Найбільша допустима напруга ОПН

Клас напруги мережіНайбільша допустима напруга ОПН1010,5; 11,5; 12,0; 12,7.3540,5; 42.

Рівень тимчасових перенапруг повинен бути меншим максимального значення напруги промислової частоти, що витримує ОПН за час t:

>, 5.10

де - рівень квазістаціонарних перенапруг (ферорезонансні перенапруги, резонансний зсув нейтралі); Т - кратність перенапруги.

Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення : згідно імовірності появи внутрішніх перенапруг 10% (0,1 рис. 5) або згідно відношенню рівному 0,5 кратність перенапруги Т = 2,6. Тому величина внутрішніх перенапруг для мережі 10 кВ може складати

пер=T·Uф=2,6·5,78=15кВ 5.11

Допустима кратність перевищення напруги Т буде

. Т=15,0/10,5=1,4;

. Т=15,028/11,5=1,3;

. Т=15,0/12=1,25;

4. Т=15,0/12,7=1,18.

Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t = 1…2 с. Для умови > підходять всі розрядники, окрім ОПН - КР.

Згідно призначенню вибираємо для захисту повітряних ліній та силового трансформатора (електрообладнання з нормальною ізоляцією) обмежувачі типу ОПН-РС, а для захисту трансформатора напруги (з полегшеною ізоляцією) - ОПН-КС для яких найбільша допустима напруга становитьнд = 10.5 кВ.

. Наявність відстані між ОПН та обладнанням спричиняє підвищення напруги на обладнанні у порівнянні із залишковою напругою на ОПН. У звязку з цим рівень обмеження повинен бути на 20 - 25% нижче випробувальної напруги повного або зрізаного грозового імпульсу. Отже обмежувач повинен забезпечувати необхідний захисний координаційний інтервал по грозовим впливам Агр:

5.12

де Uвипр - значення випробувального грозового імпульсу при випробуванні

ізоляції обладнання, для класу напруги 10 кВ приймається 80 кВ;зал - залишкова напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі,

для ОПН-КС - 35,8 кВ (Uнд = 11.5 кВ);

для ОПН-РС - 42.8 кВ (Uнд = 12.7 кВ).

(0.2…0.3) - координаційний інтервал.

АГР (для ОПН - РС) = (80-42,8)/42,8=0,87>(0,2…0,25) - умова виконується.

АГР (для ОПН-КС)=(80-35,8)/35,8 =1,23>(0,2…0,25) - умова виконується.

. Обмежувач повинен забезпечити захисний координаційний інтервал за внутрішніми перенапругами АВП:

>(0,15-0,25), 5.13

де - допустимий рівень внутрішніх перенапруг; - напруга, що залишається на ОПН при комутаційному імпульсі.

Для ОПН-КС Авп = (39.7-35,8) / 35,8 = 0.2 >(0.15…0.25) - умова виконується;

ОПН-РС Авп= (57.9-42.8) / 42.8=0.35 > (0.15…0.25) - умова виконується.

. Умова вибухонебезпечності ОПН:

<. 5.14

де Ік(3), кА - струм к. з. на шинах 10 кВ;

Ін - номінальний вибухобезпечний струм ОПН для ОПН-РС - Іном= 5 кА, ОПН-КС - Іном =10 кА.

Для ОПН-РС Ік(3) = 2,068 кА < Іном = 5кА,

ОПН-КС Ік(3) = 2,068 кА < Іном = 10кА.

Вибір трансформаторів струму

Клас точності трансформаторів струму, до яких приєднують лічильники комерційного обліку електроенергії не повинен перевищувати 0.5. Для приєднання релейних пристроїв достатніми є класи точності 3 і 5 (в деяких випадках - 10).

Щоб забезпечити задану точність вимірювання, навантаження вторинної обмотки трансформатора S2, не повинно перевищувати номінальне значення вторинної потужності трансформатора Sн2.

Для встановлення в комірці вводу трансформатора 10 кВ розглянемо трансформатор типу ТПОЛ-10.

Навантаження трансформаторів струму знаходимо по формулі

5.15

де Sпр - сумарна потужність послідовно ввімкнених у вторинне коло

трансформатора приладів (лічильників, амперметрів), ВА;

Ін2 = 5 А - номінальний вторинний струм;пров. - опір зєднувальних проводів, Ом;конт. = 0.1 Ом - опір контактів.

Допустимий опір проводів обчислюємо, умовно вважаючи S2= Sн2

= 0,22 Ом 5.16

Отже, необхідний мінімальний переріз зєднувальних проводів

= 0,43 мм2 5.17

де r = 0.03125 (Ом×мм2)/м - питомий опір алюмінієвих проводів;= 3 м - довжина зєднувальних проводів.

Приймаємо переріз проводів F = 2.5 мм2 і перераховуємо їх опір

=0,0375 Ом 5.18

По формулі (5.15) обчислюємо навантаження вторинної обмотки трансформатора струму

=5.44

Перевірка трансформатора струму, вибраного для встановлення в комірці вводу трансформатора 10 кВ приведена в таблиці 5.1.6.

Таблиця 5.1.4 - Перевірка трансформатора струму вводу 10 кВ

ПараметрУмова виборуПаспортні даніРозрахункові (робочі) даніНомінальна напругаUн ³ UрUн = 10 кВUр = 10 кВНомінальний первинний струмIн1 ³ Ір maxIн1 = 300 АІр max = 151,1АНомінальний вторинний струмIн2 = 5 АIн2 = 5 А-Клас точностіВідповідно приладам0.5-Номінальна вторинна потужністьSн2³ S2Sн2 = 30 ВАS2 = 5.44 ВАКратність струму термічної стійкості(Кt×Ін1)2³(Iк(3))2× tк(Кt×Ін1)2 = = 36,7 кА2×с(Iк(3))2× tк = = 0,855 кА2×сКратність струму динамічної стійкості64,5 кА4,387 кА

Аналогічно вибираємо трансформатор струму для комірок РП-10 кВ кожної лінії. Для цього розрахуємо максимальний робочий струм:

Лінія 1

Лінія 2

Лінія 3

де - розрахункава потужність кожної лінії.

Рмах - максимальна активна потужність лінії 10 кВ (найбільша з розрахункових навантажень денного РД чи вечірнього РВ максимумів).

Приймаємо трансформатор ТПОЛ-10

Таблиця 5.1.5 - Превірка трансформатора струму лінії Л1

ПараметрУмова виборуПаспортні даніРозрахункові (робочі) даніНомінальна напругаUн ³ UрUн = 10 кВUр = 10 кВНомінальний первинний струмIн1 ³ Ір maxIн1 = 40АІр max = 35,8 АНомінальний вторинний струмIн2 = 5 АIн2 = 5 АКлас точностіВідповідно приладам0.5/РНомінальна вторинна потужністьSн2³ S2Sн2 = 10 ВАS2 = 5.44 ВАКратність струму термічної стійкості(Кt×Ін1)2³(Iк(3))2× tк(Кt×Ін1)2 = =3,2 кА2×с(Iк(3))2× tк = = 0,855 кА2×сКратність струму динамічної стійкості

= 6,4 кАiу = 4,387 кА

Таблиця 5.1.6 - Розрахункові струми та потужності головних ділянок ліній та вводу напругою 10 кВ

Ввід 10 кВЛінія1Лінія2Лінія 3Рмакс, кВт2055505,24680870Sр, кВА2569608,78501087,5Ір.макс, А151,135,85064

Паспортні дані вибраних трансформаторів струму заносимо в таблицю

Таблиця 5.1.7 Паспортні дані вибраних трансформаторів струму

ПараметриВвід 10 кВЛінія 1Лінія 2Лінія3Номінальна напруга, кВ10 кВ10 кВ10 кВ10 кВНомінальний первинний струм, А30040100100Клас точності0,5/Р0,5/Р0,5/Р0,5/РКратність струму: термічної стійкості динамічної стійкості36,7 64,53,2 6,44 16,124 16,12Марка трансформатора струмуТПОЛ-10ТПОЛ-10ТПОЛ-10ТПОЛ-10

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги використовують для зниження напруги на приладах і реле до 100 В. Вибираються трансформатори напруги за номінальною напругою первинного кола, типом і схемою зєднання обмоток і класом їх точності.

Трансформатори напруги вибирають за наступними умовами:

номінальною напругою ;

номінальною вторинною потужністю ;

класом точності (клас точності при розрахунковому навантаженні повинен відповідати найвищому класу точності приєднувальних приладів).

Вторинне навантаження S2 (ВА) знаходять за формулою:

,

Умовно вважаємо, що повна потужність всіх приладів, приєднаних до вторинних кіл трансформатора складає S2 = 64 ВА. Тому вибираємо трансформатор НОЛП-10 з номінальною потужністю обмотки Sн2=75 ВА та класом точності 0.5. Для вибору і перевірки трансформатора напруги приведена таблиця 5.1.5.

Захист трансформатора від стумів к.з. здійснюється плавкими запобіжниками типу ПКТН, які мають струмообмежувальний ефект. Тому трансформатор напруги не перевіряється за умов термічної та динамічної стійкості.

Таблиця 5.1.8 - Перевірка і вибір трансформатора напруги

ПараметрУмова виборуПаспортні даніРозрахункові (робочі) даніНомінальна первинна напругаUн1 ³ UрUн1 = 10 кВUр = 10 кВНомінальна потужністьSн2³ S2Sн2 = 75 ВАS2 = 64 ВАКлас точності0.5

Вибір трансформаторів власних потреб

На районній трансформаторній підстанції трансформатори власних потреб використовуються для живлення: засобів освітлення; приладів обігрівання (приміщення чергових, розподільні пристрої закритого типу, прилади); приводів вимикачів; блоків живлення кіл релейного захисту і автоматики; систем обдування радіаторів силових трансформаторів; компресорів (при наявності повітряних вимикачів) та ін.

Кількість трансформаторів власних потреб, що встановлюють на РТП сільського призначення, відповідає кількості силових трансформаторів (або кількості секцій шин РП-10 кВ). Розрахункове навантаження ТВП знаходять за виразом:

Розрахункова споживана потужність для ТВП становить

= 0,01*4000 = 40 5.19

де Sн - потужність силового трансформатора.

Загальна потужність споживачів власних потреб першої черги забезпечення електроживленням (за умов надійності) складає.

5.20

Вибираємо трансформатор ТМ-40/10 номінальною потужністюн= 40 кВА напругою 10/0.4 кВ.

5.2 Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 35 кВ

Вибір вимикачів

Вимикачі 110 кВ вибираються аналогічно вимикачам 10 кВ, як це робилось в п. 5.1.2.

Знайдемо максимальний робочий струм вимикача по формулі (5.1)

= 94,1

Вибираємо вимикач типу SB6m виробництво Siemens. Для вибору та перевірки приведена таблиця 5.2.1.

Таблиця 5.2.9-Вибір та перевірка вимикача 110 кВ

ПараметрУмова виборуРозрахункові дані (робочі)Паспортні даніНомінальна напругаUн ³ UрUр=35 кВUн= 35 кВНомінальний струмIн ³ Ір maxІр max =94,1 АIн= 630АДопустимий струм вимик.Iд. вим ³ І(3)к3І(3)к3 = 1,115 кАIд.вим= 12,5кАСтрум динамічної cтійкостіimax ³ iуiу = 2,068 кАimax= 35 кАСтрум термічної стійкостіIt2 × tн ³ (Iк(3))2× tк(Iк(3))2× tк= =3,345 кА2×сIt2 × tн= =12,5

Вибір розєднувачів

Вибір розєднувачів виконується аналогічно вибору вимикача, тільки не враховується допустимий струм вимикання. Вибираємо розєднувач

РНДЗ-2-110/630.

Таблиця 5.2.10 Вибір розєднувача 110 кВ

ПараметрУмова виборуРозрахункові дані (робочі)Паспортні даніНомінальна напругаUн ³ UрUр = 35 кВUн= 35 ВНомінальний струмIн ³ Ір maxІр max = 94,1АIн = 630 АСтрум динамічної. Стійкостіimax ³ iуiу= 2,068кАimax= 64 кАСтрум термічної стійкостіIt2 × tн ³ (Iк(3))2× tк(Iк(3))2× tк=6,2 кА2×сIt2 × tн= 20 кА2×с

Розрахунок та вибір електричних шин

Відповідно до ПУЕ для даного робочого струму (п. 5.2.1) Ір max = 94,1 А. Приймаємо провід АС-70, для якого тривало-допустимий струм Ідоп = 365А. Цей тривало-допустимий струм розраховано для максимальної робочої температури qо=25°С. Максимальна середньорічна температура за останні 25 років складає qmax=30°С. Перерахуємо тривало-допустимий струм на максимальну температуру по формулі (5.2)

де qдоп=70°С - тривалодопустиме значення температури для алюмінієвих шин.

Як видно, умова по допустимому струму виконується

Ідоп= 324,4 > Ір.мах = 94,1.

Перевіримо вибрані шини на термічну стійкість аналітичним способом.

Тепловий імпульс, що характеризує кількість тепла, яка виділяється за час дії струму короткого замикання по формулі (5.3)

де Ік(3), кА - усталене значення струму короткого замикання на шинах.

Мінімальний допустимий переріз, при якому шини не нагріються вище значення допустимої нетривалої температури під час проходження струму к.з., яка для алюмінію становить 200 °С, визначаємо за наступною формулою

,

5,3 мм2 ? Fдоп = 70мм2.

Фактичний переріз більший за мінімально-допустимий, отже за умовою термічної стійкості шини вибрані правильно.

Вибір обмежувачів перенапруги (розрядників)

Обмежувачі перенапруги на клас напруги 35 кВ вибирають аналогічно 10 кВ, як приведено в п. 5.1.3.

1. Найбільша допустима напруга на обмежувачі повинна бути більше або рівною максимальній робочій напрузі мережі

• За максимальну робочу напругу приймаємо напругу 35 кВ.

Рівень тимчасових перенапруг повинен бути меншим максимального значення напруги промислової частоти, що витримує ОПН за час t:

>,

де - рівень квазістаціонарних перенапруг (ферорезонансні перенапруги, резонансний зсув нейтралі); Т - кратність перенапруги.

Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення : згідно імовірності появи внутрішніх перенапруг 10% або згідно відношенню рівному 0,5.

Кратність перенапруги Т = 2,6. Тому величина внутрішніх перенапруг для мережі 35 кВ може складати

Uпер=T·Uф=2,6·20,2=52,5кВ

Допустима кратність перевищення напруги Т буде:

1. Т=52,5/40,5=1,29;

. Т=52,5/42,0=1,25;

Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t=1…2 с. Максимальна напруга, що витримує ОПН протягом часу t повинна бути більшою рівня тимчасової перенапруги

• де Uпер - рівень квазістаціонарних перенапруг,
• Т - допустима кратність перевищення напруги
• Отже, для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У з найбільшою допустимою напругою Uнд = 42 кВ. Максимальна напруга, що витримує ОПН протягом часу t повинна бути більшою рівня тимчасової перенапруги (5.11)

• де Uпер - рівень квазістаціонарних перенапруг,
• Т - допустима кратність перевищення напруги
• Для визначення рівня квазістаціонарних перенапруг користуються графіками імовірності дугових перенапруг та залежності дугових перенапруг від співвідношення активної складової струму замикання до ємнісної, які приведені у методиці вибору ОПН, розробленій Таврида Електрик. Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення Uпер: імовірність появи внутрішніх перенапруг - 10%; відношення активної складової струму замикання до ємнісної складає 0.5.
• Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t = (1…2) c. Підприємство Таврида Електрик випускає на напругу 35 кВ обмежувачі типу ОПН-У, які, згідно графіка залежності допустимої кратності перевищення напруги від допустимого часу прикладення напруги, який приведено у вище зазначеній методиці, задовольняють умову 5.11 при будь-якій Uнд.
• Отже, для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У з найбільшою допустимою напругою Uнд = 42 кВ.
• Як відзначалося ОПН призначені для обмеження грозових перенапруг. В реальних умовах ОПН неможливо розташувати безпосередньо поблизу обладнання, яке підлягає захисту. Наявність відстані між ОПН та обладнанням спричиняє підвищення напруги на обладнанні у порівнянні із залишковою напругою на ОПН. У звязку з цим рівень обмеження повинен бути на 20 - 25% нижче випробувальної напруги повного або зрізаного грозового імпульсу. Отже обмежувач повинен забезпечувати необхідний захисний координаційний інтервал по грозовим впливам Агр (формула 5.13)

де Uвипр - значення випробувального грозового імпульсу при випробуванні

ізоляції обладнання, для класу напруги 35 кВ приймається 200 кВ;

Uзал - залишкова напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі, для ОПН-У - 133 кВ (Uнд = 42 кВ).

• (0.2…0.3) - координаційний інтервал.
• Отже для ОПН-У Агр = (200-133)/133 = 0.5 > (0.2…0.25) - умова виконується.
• В звязку з тим, що ОПН призначен ще й для обмеження комутаційних перенапруг, необхідно скоординувати його захисні характеристики при впливах комутаційних перенапруг з допустимим рівнем впливу на ізоляцію. Отже, ОПН повинен забезпечувати захисний координаційний інтервал по внутрішнім перенапругам Авн

де Uвипр = Uдоп - для приведення у відповідність захисних характеристик ОПН

та випробувальної напруги обладнання в розрахунку координаційного

інтервалу рекомендується використовувати не значення

випробувальної напруги, а значення допустимої напруги для електро-

обладнання 35 кВ Uдоп = 140,6 кВ.

Для ОПН-У Авн = (140,6-133)/133 = 0.05 < (0.15…0.25) - умова виконується.

1. Струм короткого замикання мережі не повинен перевищувати струм вибухобезпеки ОПН:

де Ік(3).кА - струм к. з. на шинах 110 кВ;

Ін =10 кА - номінальний вибухобезпечний струм ОПН-У.

Для ОПН-У:

.

Отже, умова виконується.

Трансформатори напруги використовують для зниження напруги на приладах і реле до 100 В. Вибираються трансформатори напруги за номінальною напругою первинного кола, типом і схемою зєднання обмоток і класом їх точності.

Трансформатори напруги вибирають за наступними умовами:

номінальною напругою ;

номінальною вторинною потужністю ;

класом точності (клас точності при розрахунковому навантаженні повинен відповідати найвищому класу точності приєднувальних приладів).

Вторинне навантаження S2 (ВА) знаходять за формулою:

,

Умовно вважаємо, що повна потужність всіх приладів, приєднаних до вторинних кіл трансформатора складає S2 = 64 ВА. Тому вибираємо трансформатор ЗНОЛ-35 з номінальною потужністю обмотки Sн2=120 ВА та класом точності 1. Для вибору і перевірки трансформатора напруги приведена таблиця 5.2.10.

Захист трансформатора від стумів к.з. здійснюється плавкими запобіжниками типу ПКТН, які мають струмообмежувальний ефект. Тому трансформатор напруги не перевіряється за умов термічної та динамічної стійкості.

Таблиця 5.2.11 - Перевірка і вибір трансформатора напруги

ПараметрУмова виборуПаспортні даніРозрахункові (робочі) даніНомінальна первинна напругаUн1 ³ UрUн1 = 35 кВUр = 35 кВНомінальна потужністьSн2³ S2Sн2 = 120 ВАS2 = 64 ВАКлас точності1

6. Розрахунок релейного захисту повітряної лінії напругою 10 кВ

Для захисту повітряної лінії 10 кВ використовують максимальний струмовий захист (МСЗ).

В якості релейного захисту використаємо 2 реле типу РТ-40-10. Підключені до сердечника класу Р по схемі неповна зірка.

У мережах напругою 10 кВ максимальний струмовий захист виконується у двофазному варіанті (трансформатори струму встановлюються в двох фазах), тому можуть бути використані схеми зєднання трансформаторів струму у неповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Розрахунок струму спрацювання МСЗ здійснюється за наступним виразом:

де Кн =1,2 - коефіцієнт надійності (враховує нестабільність характеристик або «розкидання» точок характеристик, див. електронний каталог засобів захисту); - коефіцієнт, що враховує самозапуск електричних двигунів (для сільських мереж - 1.2); =0.8 - коефіцієнт повернення (вибирається для обраного релейного захисту, див. електронний каталог); - робочий максимальний струм, А.

Робочий максимальний струм визначається на основі порівняння навантаження денного та вечірнього максимумів:

де - номінальна напруга мережі, 10 кВ.

Струм спрацювання реле визначається за формулою:

Для прискорення дії захисту ліній максимальний струмовий захист може доповнюватися струмовою відсічкою, яку використовують для негайного вимикання пошкодженої ділянки при короткому замиканні в певній зоні. Щоб забезпечити вибірність захисту (відстройку за струмом від захисту наступної ділянки), беруть відповідний коефіцієнт надійності kH.

Селективність струмової відсічки забезпечується відповідним вибором струму його спрацювання:

,

де kH-коефіцієнт надійності (вибирається із паспортних даних реле); -максимальний струм трифазного короткого замикання в місці встановлення більш віддаленого від джерела живлення комплекту захисту.

Для відстроювання струмової відсічки від кидка намагнічуючих струмів споживчих трансформаторів необхідно задовольнити умову:

,

де - сумарна встановлена потужність трансформаторів 10/0,4 кВ, приєднаних до лінії, що захищається.

Струм спрацювання реле струмової відсічки:

,

За значенням IС.РВ вибирають, згідно з паспортними даними реле струмової відсічки, струм уставки Iуст=150 А (кратність до струму спрацювання 22).

Уточнений первинний струм відсічки (струм спрацювання захисту):

Коефіцієнт чутливості відсічки з умовою доцільності її застосування:

,

де - мінімальний струм короткого замикання на початку лінії (в місці встановлення захисту).

Застосування струмової відсічки недоцільне.

Отже, струмова відсічка, як правило, не захищає всю довжину лінії і тому не може бути її основним захистом.

Висновок

Зробивши відповідні розрахунки по вибору електричного обладнання на РТП 35/10, отримали, що для даної підстанції з її існуючим навантаженням вибираємо силовий трансформатор ТМН-4000/35 РПН±6х1,5% номінальною потужністю Sн = 4000 кВА.

Найвіддаленішою є споживч КТП-10/0.4 кВ, приєднана до мережі 10 кВ в точці 5. Отже, вибираємо силовий трансформатор 10/0.4 кВ номінальною потужністю ближчою більшою за розрахункове значення. Приймаємо трансформатор ТМ-100/10 номінальною потужністю Sн=100 кВА.

В розподільному пристрої низької сторони (10кВ відповідно до ПУЕ) для даного струму при умові тривалого режиму роботи підходять шини розміром F = (30´4) = 120мм2. Вакуумний вимикач ВВ/TEL.

Для забезпечення найкращих показників захищеності вибираємо ОПН:

для захисту повітряних ліній та силового трансформатора ОПН-РС;

для захисту трансформатора напруги (з полегшеною ізоляцією) - ОПН-КС.

Щоб живити кола вимірювальних приладів, а також для контролю ізоляції в РП-10кВ встановимо вимірювальний трансформатор ТПЛ-10М:

• в комірці вводу трансформатора 10 кВ ТПЛ-10М з номінальним первинним струмом 300 А;
• для лінії L1 - ТПЛ-10М номінальним первинним струмом 40А;
• для лінії L2 - ТПЛ-10М номінальним первинним струмом 100А;
• для лінії L3 - ТПЛ-10М номінальним первинним струмом 100А.

В якості трансформатора власних потреб використаємо трансформатор ТМ-40/10.
В розподільному пристрої високої сторони (35кВ) в якості шин використаємо провід АС-70.
В якості вимикача виберемо елегазовий вимикач ВГБ-35.

Вибираємо розєднувач РНДЗ-2-35/630.

Для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У.

Для зниження напруги на приладах і реле до 100 В вибираємо трансформатор напруги ЗНОЛ-35.

Курсовий проект Проектування районної трансформаторної підстанції 35/10кВ Вступ розподільник електр

Больше работ по теме: