Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

Розрахункова схема до курсового проекту

Таблиця 1.1-Вихідні дані електричної мережі 10 кВ

Літери прізвища	Д	Я	К	О	В	О	Г
Ділянка (№)	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	2-6	6-7
Довжина L, км	0,6	0,4	0,5	0,9	0,6	0,9	0,3
ТП-10/0,4 кВ(№)	1	2	3	4	5	6	7
РМ, кВт	120	50	80	40	40	40	30
Вид споживачів	В	К	К	В	З	В	К

Таблиця 1.2-Вихідні дані електричної мережі 10 кВ

UВН, кВ	SКЗ, мВА	LВН, км	Провід	РД2, кВт	РВ2, кВт	РД3, кВт	РВ3, кВт
35	122	16	АС70	680	630	870	350

2. Розрахунок електричної мережі 10 кВ

2.1 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

Р_р = К_нР_max 2.1

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

К_н - 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

Р_д = К_дР_р; Р_в = К_вР_р 2.2

де К_д, К_в - коефіцієнти участі розрахункового навантаження у денному та

вечірньому максимумах відповідно, які дорівнюють:

для змішаних споживачів - К_д = К_в = 1;

для виробничих - К_д = 1; К_в = 0.6;

для комунально-побутових - К_д = (0.3 0.4); К_в = 1.

Розрахунки проводимо в табличній формі (табл. 2.1).

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

№ п/п	РМ, кВт	Вид споживачів	КН	КД	КВ	РР=КНРМ кВт	РД=КДРР кВт	РВ=КВРР кВт
1	120	В	2,1	1	0,6	252	252	151,2
2	50	К	1,8	0,3	1	90	27	90
3	80	К	1,8	0,3	1	144	43,2	144
4	40	В	2,1	1	0,6	84	84	50,4
5	40	З	2	1	1	80	80	80
6	40	В	2,1	1	0,6	84	84	50,4
7	30	К	1,8	0,3	1	54	16,2	54

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 = Р_б + Р(Р_м) 2.3

де Р_б - більша потужність;

Р(Р_м) - добавка від меншої потужності.

На кожній ділянці лінії знаходимовиробниче навантаження Р_вир, 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 Р_заг, яке включає навантаження всіх ТП. Розрахунки навантажень лінії 10 кВ ведемо в табличній формі

Таблиця 2.2-Розрахунок навантажень лінії 10 кВ

Ділянка	Навантаження
	Вид	Денне, кВт	Вечірнє, кВт
		Рдб	Рдм	ДР(Рдм)	Рд	Рвб	Рвм	ДР(Рвм)	Рв
6-7	Рвир	0	-	-	0	0	-	-	0
	Рзаг	16.2	-	-	16.2	54	-	-	54
2-6	Рвир	84	-	-	84	50,4	-	-	50,4
	Рзаг	84	16,2	10,5	94,5	54	50,4	36,8	90,8
4-5	Рвир	80	-	-	80	0	-	-	0
	Рзаг	80	-	-	80	80	-	-	80
3-4	Рвир	84	80	59,5	139,5	50,4	-	-	50,4
	Рзаг	84	80	59,5	139,5	80	50,4	36,8	116,8
2-3	Рвир	139,5	-	-	139,5	50,4	-	-	50,4
	Рзаг	139,5	43,2	31	170,5	144	116,8	87,4	231,4
1-2	Рвир	139,5	84	62,5	202	100,8	-	-	100,8
	Рзаг	265	27	18	283	322,24	90	67	389,24
0-1	Рвир	252	202	156,5	408,5	151,2	100,8	74,5	225,7
	Рзаг	283	252	196,8	479,8	389,24	151,2	116	505,24

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

Розрахункове денне S_Д та вечірнє S_В навантаження кожної ділянки знаходять, виходячи з загального денного Р_Д і вечірнього Р_В 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 S_Е на ділянці лінії.

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ S_Е дорівнює:

S_Е = Кз S_М, 2.4

де S_М - максимальна потужність ділянки лінії (найбільша з розрахункових навантажень денного S_Д або вечірнього S_В 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

Ділянка	Денне навантаження	Вечірнє навантаження	Sм кВа	Sе кВа	Провід	Втрати напруги, %
№	РВИР РЗАГ	cosц	SД, кВа	РВИР РЗАГ	Cosц	SВ, кВа				?U
6-7	0/16,2	0.9	18	0/54	0.93	58	58	40,6	АС 35
2-6	84/94,5	0,73	129,5	50,4/90,8	0,85	106,8	129,5	90,65	АС 35
4-5	80/80	0,7	114,3	0/80	0,93	86	114,3	80	АС 35
3-4	139,5/139,5	0.7	199,3	50,4/116,8	0.87	134,2	199,3	139,5	АС 35
2-3	139,5/170,5	0.75	227,3	50,4/231,4	0.91	254,3	254,3	178	АС 35
1-2	202/283	0.78	362,8	100,8/389,24	0.9	432,5	432,5	302,8	АС 35
0-1	408,5/479,8	0.74	648,4	225,7/505,24	0.87	580,7	648,4	454	АС 35

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

, кВ де: 2.5

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

розраховуються згідно r0 і x0 перерізу відповідних марок проводів

та довжини ділянок L;

Uн - номінальна напруга мережі, кВ;

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

 2.6

Таблиця 2.4-Параметри та результати розрахунку втрат напруги на ділянках

r0, Ом/км	x0, Ом/км	l, км	Uн, В	P, кВт	Sм, кВА	Q, кВАр	R, Ом	X, Ом	?U, %
0,91	0,438	0,6	10000	54	58	21,166	0,546	0,2628	0,35
0,91	0,438	0,4	10000	94,5	129,5	88,544	0,364	0,1752	0,499
0,91	0,438	0,5	10000	80	114,3	81,636	0,455	0,219	0,543
0,91	0,438	0,9	10000	139,5	199,3	142.338	0,819	0,3942	1,704
0,91	0,438	0,6	10000	231,4	254,3	105.463	0,546	0,2628	1,541
0,91	0,438	0,9	10000	389,24	432,5	188.543	0,819	0,3942	3,931
0,91	0,438	0,3	10000	505,24	648,4	406.393	0,273	0,1314	1,913

2.2 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 S_Р, 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 S_н=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

Тип	Номінальна потужність, кВА	Напруги обмоток, кВ	Схема і група з'єднань обмоток	Втрати, Вт	Напруга к.з. Uк, %	Струм Х.Х., Іхх, А
		ВН	НН		Х.X.	К.З.
ТМ	100	10	0,4	Y/Y-0	0,33	1,97	4,5	2,6

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

3. Обґрунтування параметрів та первинної електричної схеми РТП

3.1 Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів РТП

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

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

3.2 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:

S_б=100 - базисна потужність, мВА; U =35 - напруга повітряної лінії живлення, кВ; S_КЗ - потужність короткого замикання (для точки К0), мВА; L₃₅ - довжина лінії живлення, км; Х_О - питомий індуктивний опір проводу лінії живлення, Ом/км; R_О - питомий активний опір проводу лінії живлення, Ом/км; U_КЗ - напруга короткого замикання силового трансформатора районної трансформаторної підстанції, %; N - кількість силових трансформаторів на РТП, шт.; S_НРТП - номінальна потужність силового трансформатора РТП, кВА; Х_О10 - питомий індуктивний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км; R_О10 - питомий активний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км.

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

4.1 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 К_у - ударний коефіцієнт, який залежить від затухання аперіодичної

складової струму короткого замикання і приймається:

К_у = 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 схеми	Опір до розрахункової точки ZК, в.о.	Базисний струм к.з. Іб, кА	Трифазний струм к.з. ІК(3), к А	Ударний струм к.з. іУ, кА	Двофазний струм к.з. ІК(2), кА	Діюче значення ударного струму к.з.ІУ, кА
К1	1,48	1,65	1,115	2,365	0,9656	1,366
К2	2,792	5,774	2,068	4,387	1,791	2,533
К3	6,182	5,774	0,934	1,981	0,8088	1,144

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 = (304) = 120мм², для яких тривало-допустимий струм І_доп = 365 А. Цей тривало-допустимий струм розраховано для максимальної робочої температури _о=25С. Нехай максимальна середньорічна температура за останні 25 років складає _max=30С. Перерахуємо тривало-допустимий струм шин на максимальну температуру по формулі

=365= 344,1 А 5.2

де _доп=70С - 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; t_ПР - зведений час дії струму короткого замикання t_ПР = t_пр.п + t_пр.а; t_пр.п = f(t_ВКЗ) - зведений час знаходять за кривими (0,15 с) при в'' =1; t_пр.а - зведений час аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських електричних мереж - t_пр.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 ? F_доп = 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. _розр. менше або рівне допустимому, яке для алюмінієвих шин рівне _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; К_Ф - коефіцієнт форми, залежить від перерізу шин і розташування шин (при розташуванні шин у горизонтальній площині і прямокутному перерізі - К_Ф=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:

70 МПа ? 38,1 МПа

Отже, за умовою динамічної стійкості вибираємо шини перерізом (304) 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

Параметр	Умова вибору	Розрахункові дані (робочі)	Паспортні дані
Номінальна напруга	Uнв Uн	Uн=10 кВ	Uнв=10 кВ
Номінальний струм	Iнв Ір max	Ір max = 323,3 А	Iнв= 630 А
Допустимий струм вимик.	Iд. вим Iкз(3)	Iкз(3) =2,068 кА	Iд.вим=12,5 кА
Струм динамічної стійкості	imax iу	iу = 4,387 кА	imax= 52 кА
Струм термічної стійкості	It2 tн (Iк(3))2 tпр	(Iк(3))2tпр= = 0,855 кА2с	It2 tк= =468,75 кА2с

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 мережі	Найбільша допустима напруга ОПН
10	10,5; 11,5; 12,0; 12,7.
35	40,5; 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

U_пер=T·Uф=2,6·5,78=15кВ 5.11

Допустима кратність перевищення напруги Т буде

1. Т=15,0/10,5=1,4;

2. Т=15,028/11,5=1,3;

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 становить

U_нд = 10.5 кВ.

3. Наявність відстані між ОПН та обладнанням спричиняє підвищення напруги на обладнанні у порівнянні із залишковою напругою на ОПН. У зв'язку 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 А_гр:

5.12

де U_випр - значення випробувального грозового імпульсу при випробуванні

ізоляції обладнання, для класу напруги 10 кВ приймається 80 кВ;

U_зал - залишкова напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі,

для ОПН-КС - 35,8 кВ (U_нд = 11.5 кВ);

для ОПН-РС - 42.8 кВ (U_нд = 12.7 кВ).

(0.2…0.3) - координаційний інтервал.

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

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

4. Обмежувач повинен забезпечити захисний координаційний інтервал за внутрішніми перенапругами А_ВП:

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

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

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

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

5. Умова вибухонебезпечності ОПН:

<. 5.14

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

І_н - номінальний вибухобезпечний струм ОПН для ОПН-РС - І_ном= 5 кА, ОПН-КС - І_ном =10 кА.

Для ОПН-РС І_к⁽³⁾ = 2,068 кА < І_ном = 5кА,

ОПН-КС І_к⁽³⁾ = 2,068 кА < І_ном = 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 S_н2.

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

Навантаження трансформаторів струму знаходимо по формулі

5.15

де S_пр - сумарна потужність послідовно ввімкнених у вторинне коло

трансформатора приладів (лічильників, амперметрів), ВА;

І_н2 = 5 А - номінальний вторинний струм;

R_пров. - опір з'єднувальних проводів, Ом;

R_конт. = 0.1 Ом - опір контактів.

Допустимий опір проводів обчислюємо, умовно вважаючи S₂= S_н2

= 0,22 Ом 5.16

Отже, необхідний мінімальний переріз з'єднувальних проводів

= 0,43 мм² 5.17

де = 0.03125 (Оммм²)/м - питомий опір алюмінієвих проводів;

L = 3 м - довжина з'єднувальних 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

Параметр	Умова вибору	Паспортні дані	Розрахункові (робочі) дані
Номінальна напруга	Uн Uр	Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ
Номінальний первинний струм	Iн1 Ір max	Iн1 = 300 А	Ір max = 151,1А
Номінальний вторинний струм	Iн2 = 5 А	Iн2 = 5 А	-
Клас точності	Відповідно приладам	0.5	-
Номінальна вторинна потужність	Sн2 S2	Sн2 = 30 ВА	S2 = 5.44 ВА
Кратність струму термічної стійкості	(КtІн1)2(Iк(3))2 tк	(КtІн1)2 = = 36,7 кА2с	(Iк(3))2 tк = = 0,855 кА2с
Кратність струму динамічної стійкості		64,5 кА	4,387 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.

Р_мах - максимальна активна потужність лінії 10 кВ (найбільша з розрахункових навантажень денного Р_Д чи вечірнього Р_В максимумів).

Приймаємо трансформатор ТПОЛ-10

Таблиця 5.1.5 - Превірка трансформатора струму лінії Л1

Параметр	Умова вибору	Паспортні дані	Розрахункові (робочі) дані
Номінальна напруга	Uн Uр	Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ
Номінальний первинний струм	Iн1 Ір max	Iн1 = 40А	Ір max = 35,8 А
Номінальний вторинний струм	Iн2 = 5 А	Iн2 = 5 А
Клас точності	Відповідно приладам	0.5/Р
Номінальна вторинна потужність	Sн2 S2	Sн2 = 10 ВА	S2 = 5.44 ВА
Кратність струму термічної стійкості	(КtІн1)2(Iк(3))2 tк	(КtІн1)2 = =3,2 кА2с	(Iк(3))2 tк = = 0,855 кА2с
Кратність струму динамічної стійкості		= 6,4 кА	iу = 4,387 кА

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

	Ввід 10 кВ	Лінія1	Лінія2	Лінія 3
Рмакс, кВт	2055	505,24	680	870
Sр, кВА	2569	608,7	850	1087,5
Ір.макс, А	151,1	35,8	50	64

Паспортні дані вибраних трансформаторів струму заносимо в таблицю

Таблиця 5.1.7 Паспортні дані вибраних трансформаторів струму

Параметри	Ввід 10 кВ	Лінія 1	Лінія 2	Лінія3
Номінальна напруга, кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ
Номінальний первинний струм, А	300	40	100	100
Клас точності	0,5/Р	0,5/Р	0,5/Р	0,5/Р
Кратність струму: термічної стійкості динамічної стійкості	36,7 64,5	3,2 6,4	4 16,12	4 16,12
Марка трансформатора струму	ТПОЛ-10	ТПОЛ-10	ТПОЛ-10	ТПОЛ-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 з'єднання 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 S_н2=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

Параметр	Умова вибору	Паспортні дані	Розрахункові (робочі) дані
Номінальна первинна напруга	Uн1 Uр	Uн1 = 10 кВ	Uр = 10 кВ
Номінальна потужність	Sн2 S2	Sн2 = 75 ВА	S2 = 64 ВА
Клас точності		0.5

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 S_н - потужність силового трансформатора.

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

5.20

Вибираємо трансформатор ТМ-40/10 номінальною потужністю

S_н= 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

Параметр	Умова вибору	Розрахункові дані (робочі)	Паспортні дані
Номінальна напруга	Uн Uр	Uр=35 кВ	Uн= 35 кВ
Номінальний струм	Iн Ір max	Ір max =94,1 А	Iн= 630А
Допустимий струм вимик.	Iд. вим І(3)к3	І(3)к3 = 1,115 кА	Iд.вим= 12,5кА
Струм динамічної cтійкості	imax iу	iу = 2,068 кА	imax= 35 кА
Струм термічної стійкості	It2 tн (Iк(3))2 tк	(Iк(3))2 tк= =3,345 кА2с	It2 tн= =12,5

Вибір роз'єднувачів

Вибір роз'єднувачів виконується аналогічно вибору вимикача, тільки не враховується допустимий струм вимикання. Вибираємо роз'єднувач

РНДЗ-2-110/630.

Таблиця 5.2.10 Вибір роз'єднувача 110 кВ

Параметр	Умова вибору	Розрахункові дані (робочі)	Паспортні дані
Номінальна напруга	Uн Uр	Uр = 35 кВ	Uн= 35 В
Номінальний струм	Iн Ір max	Ір max = 94,1А	Iн = 630 А
Струм динамічної. Стійкості	imax iу	iу= 2,068кА	imax= 64 кА
Струм термічної стійкості	It2 tн (Iк(3))2 tк	(Iк(3))2 tк=6,2 кА2с	It2 tн= 20 кА2с

Розрахунок та вибір електричних шин

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

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

Як видно, умова по допустимому струму виконується

І_доп= 324,4 > І_р.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 І_к⁽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 ? F_доп = 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.

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;

2. 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 U_пер - 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 U_нд = 42 кВ. Максимальна напруга, що витримує ОПН протягом часу t повинна бути більшою рівня тимчасової перенапруги (5.11)

де U_пер - 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 U_пер: 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 U_нд.

Отже, для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У з найбільшою допустимою напругою U_нд = 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 зв'язку 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 А_гр (формула 5.13)

де U_випр - значення випробувального грозового імпульсу при випробуванні

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

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

(0.2…0.3) - координаційний інтервал.

Отже для ОПН-У А_гр = (200-133)/133 = 0.5 (0.2…0.25) - умова виконується.

В зв'язку 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 А_вн



де U_випр = U_доп - 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 U_доп = 140,6 кВ.

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

Струм короткого замикання мережі не повинен перевищувати струм вибухобезпеки ОПН:

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

І_н =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 з'єднання 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 S_н2=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

Параметр	Умова вибору	Паспортні дані	Розрахункові (робочі) дані
Номінальна первинна напруга	Uн1 Uр	Uн1 = 35 кВ	Uр = 35 кВ
Номінальна потужність	Sн2 S2	Sн2 = 120 ВА	S2 = 64 ВА
Клас точності		1

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 з'єднання трансформаторів струму у неповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Розрахунок струму спрацювання МСЗ здійснюється за наступним виразом:

де К_н =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 k_H.

Селективність струмової відсічки забезпечується відповідним вибором струму його спрацювання:

,

де k_H-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 I_С.РВ вибирають, згідно з паспортними даними реле струмової відсічки, струм уставки I_уст=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 S_н=100 кВА.

В розподільному пристрої низької сторони (10кВ відповідно до ПУЕ) для даного струму при умові тривалого режиму роботи підходять шини розміром F = (304) = 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 роз'єднувач 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.

Размещено на Allbest.ru