Курсовая работа: Проектування підстанції та вибір обладнання

К урсовий проект по дисципліні

"Електричні станції і підстанції"

Завдання

Для схеми, приведеної в завданні на КП з дисципліни "Електричні системи і мережі" і розрахованих параметрах режиму і елементів схем заміщення повітряних ліній і трансформаторів, спроектувати підстанцію №3 згідно варіанту. При проектуванні окрім вибору комутаційних апаратів слід приділити увагу: власним потребам ПС, системі вимірювання і сигналізації, обмеженню перенапруження, заземленню і блискавкозахисту.

Варіант 18

Спроектувати ПС№3.

Вибрати комутаційну апаратуру на стороні високої і низької напруги.

Рисунок 1 – Схема заданої електричної мережі

Зміст

Список умовних позначень

Вступ

1. Струм короткого замикання на шинах ПС №3

2. Вибір і обгрунтування схеми підстанції

3. Вибір устаткування на стороні 110 кВ

4. Вибір устаткування на стороні 10 кВ

Висновки

Список використаної літератури

Список умовних позначень

ПЛ – повітряна лінія;

ВН – висока напруга;

КЗ – коротке замикання;

НН – низька напруга;

ОПН – обмежувач перенапруги;

РЗА – релейний захист і автоматика;

ТН – трансформатор напруги;

ТВП – трансформатор власних потреб;

ТС – трансформатор струму;

ПС – підстанція;

РПН – регулювання під навантаженням;

АСКОЕ – автоматична система комерційного обліку електроенергії;

ТП – трансформаторна підстанція;

АБ – акумуляторна батарея;

РП – ремонтна перемичка.

Вступ

Метою курсового проекта є проектування підстанції ПС 3, напругою 110/10 кВ. Процес проектування включає в себе вибір схеми електричних з’єднань з вищої та нижчої сторін, а також прийняття рішення щодо вибору обладнання і його компонування. Приведемо коротку класифікацію підстанцій.

Підстанції підрозділяються на ті, що знижують та підвищують напругу. На електростанціях завжди будують підстанції (ПС), які підвищують напругу з генераторної напруги до напруги електричної мережі, в яку вони підключені. Підстанції в електричних мережах будують знижуючими напругу,тому що вони знижують напругу мережі від якої вони живляться до напруги, яка необхідна для живлення споживачів.

Підстанції класифікуються за призначенням їх в електричній мережі енергосистеми: по потужності установлених трансформаторів та високій напрузі, по кількості розподільчих пристроїв більш низьких напруг, по головним схемам електричних з’єднань, по схемі підключення ПС до електричної мережі та конструктивному виконанню.

По призначенню ПС розділяються на більш відповідальні міжсистемні – ПС з вищою напругою 330-750 кВ, через які здійснюються перетоки електричної потужності між енергосистемами та прийом потужності віддалених генеруючих джерел живлення в центрі споживання; на вузлові – ПС напругою 110-330 кВ, які є центрами розподілу потоку електричних потужностей в окремих енергосистемах; районні – ПС напругою 110-220 кВ, які є центрами живлення окремих промислових районів; промислові (споживчі) – ПС напругою 35-220 кВ, розташовані біля або на території споживачів електричної енергії; глибокого вводу – ПС напругою 35-220 кВ, розташованих в центрі споживання електричної енергії в великих містах та промислових районах.

По напрузі та потужності трансформаторів, які встановлюються на ПС. Вища напруга та потужність трансформаторів визначають значимість та відповідальність ПС в даній точці електромережі; в характеристиці ПС вказується вища напруга (110,220 кВ) та всі ступені нижчої напруги, які має ПС, а також потужність трансформаторів (автотрансформаторів).

За головною схемою електричних з’єднань ПС діляться на підстанції: з простими схемами електричних з’єднань – блок-лінія-трансформатор, мостики без вимикачів і з вимикачами, спрощені схеми з одиночними системами шин – секціонованими та не секціонованими; зі складними схемами – дві системи шин з обхідною системою, різні варіанти схем багатокутників, дві системи шин з двома вимикачами на приєднання, схеми з 1,5 вимикачами на приєднання (полуторні) та ін.

По схемі підключення до електричної мережі ПС діляться: на тупикові – які живляться по одній або двох лініях від одного джерела живлення; прохідні – з входом та виходом лінії, яка живить ПС; ПС які живляться відпайкою від однієї або двох ліній, при цьому на шинах ПС енергія розподіляється на тій же напрузі без трансформації та відбір потужності через трансформатори на нижчій напрузі незначний; з багатостороннім живленням на різних напругах та розподілення енергії декількох напруг.

По конструктивному виконанню ПС діляться на: відкриті – на яких все обладнання РП високої напруги і трансформатори встановлено на відкритому повітрі; закриті – на яких обладнання РП високої напруги та трансформатори встановлені в приміщенні; змішані – на яких РП високої напруги можуть бути відкритими, а трансформатори знаходяться в закритих камерах або навпаки; комплектні – які поставляються заводами повністю змонтованими, або укомплектованими будівельними матеріалами та зібраним обладнанням у вигляді вузлів, блоків; блочні – які поставляються в вигляді змонтованих блоків, а на місті монтажу ведеться зборка блоків.

В ході реалізації алгоритму проектування електричних станції або підстанції з’являється велика кількість допустимих технічних рішень, фрагментів та підсистем об’єктів. Тому в ході виконання курсової роботи слід намагатися розробити найбільш надійний та найменш економічно затратний варіант проекту електричної підстанції.

1 . Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахуємо струми короткого замикання на шинах 110 кВ ПС №3, для подальшого вибору апаратів на цій підстанції.

Схема для розрахунку струмів короткого замикання приведена на рисунку 1.1.

Рисунок 1.1 – Схема для розрахунку струму КЗ.

Зобразимо схему заміщення даної мережі:

Рисунок 1.2 – Схема заміщення для розрахунків струму КЗ

Розрахунок проведемо у відносних одиницях, для цього задаємось базисною потужністю і номінальною напругою, які відповідно приймаємо рівними:

S_б = 1000 МВА, U_ном = 115кВ.

Опір системи розраховуємо за формулою [2]:

, (1.1)

де – опір системи у відносних одиницях;

S_с – потужність системи(приймаємо рівною нескінченності), МВА;

S_б – базисна потужність, МВА.

.

Активний і реактивний опори ліній у відносних одиницях розрахуємо за формулами [2]:

,(1.2)

,(1.3)

де – активний опір лінії в іменованих одиницях;

– реактивний опір лінії в іменованих одиницях.

Опір лінії 3 у відносних одиницях рівний:

;

.

Опір лінії 4 у відносних одиницях рівний:

;

.

Опір лінії 5 у відносних одиницях рівний:

;

.

Опір трансформаторів у відносних одиницях знаходимо за формулою [2]:

; (1.4)

де – реактивний опір обмоток трансформатора у відносних одиницях;

– напруга короткого замикання.

Опір трансформаторів буде рівний:

.

Визначимо струм КЗ К1 на шинах високої напруги 110 кВ трансформатора ПС3.

Для розрахунку скористаємось схемою заміщення зображеною на рис. 1.3:

Рисунок 1.3 – Схема заміщення для розрахунку струму К1

Знайдемо результуючі активний та реактивний опори:

; (1.5)

;

; (1.6)

.

Значення опорів нанесемо на схему:

Рисунок 1.4 – Значення опорів

Повний опір розраховуємо за формулою [2]:

; (1.7)

.

Знайдемо встановлене значення струму КЗ на шинах високої сторони трансформатора.

Струм короткого замикання розраховуємо за формулою [2]:

; (1.8)

де І_к – струм короткого замикання кА;

.

Ударний струм розрахуємо за формулою [2]:

;(1.9)

де i_у – ударний струм короткого замикання, кА;

К_у – ударний коефіцієнт, який знаходимо за формулою [2]:

; (1.10)

де Т_А – часова складова, яка визначається за формулою:

;(1.11)

;

;

.

Розрахуємо струм КЗв т. К2 на шинах низької напруги 10 кВ трансформатора ПС3.

Коли потужність трансформатора більше 630 кВА активний опір трансформатора в розрахунку струму КЗ не враховуємо.

Приведемо схему заміщення для розрахунку струму КЗ К2:

Рисунок 1.5 – Схема заміщення для розрахунку струму КЗ

Знайдемо результуючі активний та реактивний опори:

; (1.16)

;

; (1.17)

.

Значення опорів наносимо на схему:

Рисунок 1.6 – Значення опорів

Повний опір знаходимо за формулою (1.7):

.

Знайдемо встановлене значення струму КЗ на шинах високої сторони.

Струм короткого замикання розраховуємо за формулою (1.8):

.

Ударний струм розрахуємо за формулами (1.9–1.11):

;

;

.

Таблиця 2 – Значення струмів КЗ.

Сторона	, кА	, кА
ВН	6,667	11,21
НН	9,277	24,022

2. Обгрунтування і вибір схеми підстанції

При виборі схеми та обладнання підстанції будемо керуватися Загальними технічними вимогами щодо пристроїв підстанцій 35-150 кВ нового покоління для енергозабезпечуючих компаній, котрі наведені нижче.

Вказаним документом необхідно керуватися підчас:

– проектування і будівництва нових підстанцій;

– комплексної реконструкції, технічного переозброєння і модернізації підстанцій, що діють;

– виконання технічних умов приєднання нових електроустановок.

Головні ознаки підстанцій 35-150 кВ нового покоління:

– застосування сучасного основного електротехнічного устаткування, що має підвищену експлуатаційну надійність;

– високий ступінь автоматизації технологічних процесів з контролем і управлінням з віддалених центрів управління (диспетчерських пунктів);

– високий коефіцієнт корисного використання території підстанцій закритого типу при розміщенні в житлових районах, екологічно безпечні, без негативного впливу на навколишнє середовище;

– мінімальна довжина кабельних трас;

– високий ступінь безпечного виконання робіт.

Основні технічні вимоги, які необхідно враховувати при проектуванні підстанцій нового покоління:

1) сучасні трансформатори повинні мати обгрунтовано занижені величини втрат холостого ходу, короткого замикання, витрат електроенергії на охолоджування, необхідну динамічну стійкість до струмів КЗ, повинні бути оснащені сучасними високонадійними вводами з твердою ізоляцією, пристроями регулювання під навантаженням, укомплектованими інтелектуальними датчиками і контролерами, системами пожежогасіння і запобігання пожежі, системою охоронної сигналізації. РПН повинен мати прилад моніторингу і самодіагностики.

Для електропостачання електроустановок споживачів з різко перемінним характером навантаження необхідно передбачати трансформатори з розщепленими обмотками для розподілу навантаження за характером на симетричну і несиметричну;

2) вимикачі 110-750 кВ повинні бути елегазовими, вимикачі 6-35 кВ – вакуумними. Елегазові вимикачі повинні бути оснащені десиметром – контролем щільності елегазу і видачею сигналу про зниження щільності;

3) комірки 6-35 кВ повинні бути розраховані на підключення кабелю з «зшитого поліетилену» перерізом 600-800 мм однофазного виконання;

4) роз’єднувачі повинні бути з покращеною кінематикою і контактною системою, з переважно електромашинним або ручним приводом, горизонтально-поворотні, а також напівпантографні, з підшипниковими вузлами, що не вимагають ремонту з розбиранням впродовж всього терміну служби з полімерно-опорною ізоляцією;

5) трансформатори струму і вбудовані трансформатори напруги повинні бути окремо розташовані, зокрема комбіновані в одному корпусі. Окремо розташовані ТС застосовуються в тих випадках, коли вбудовані ТС не забезпечують необхідних умов роботи РЗ, АСКОЕ і живлення вимірювальних приладів;

6) обмежувачі перенапруги повинні бути вибухобезпечними, з достатньою енергоємністю і необхідним захисним рівнем. Всі ОПН напругою 35-150 кВ повинні бути обладнані регістраторами спрацьовування в полімерному корпусі;

7) при техніко-економічній обгрунтованості застосовувати керовані дистанційно засоби компенсації реактивної потужності, зокрема автоматичні, на базі сучасної силової електроніки;

8) основне устаткування ПС нового типу повинне мати, як правило, систему моніторингу, інтегровану в АСО ТП, яка включає підсистеми діагностики технічного стану устаткування;

9) електричні схеми ПС всіх рівнів напруги повинні бути обгрунтовано спрощені з урахуванням застосування сучасного високонадійного устаткування;

10) для розподільних пристроїв 110-150мкВ на 4 приєднання необхідно застосовувати схему «моста» з елегазовими вимикачами, а на 6-35 кВ – з вакуумними, в розподільних пристроях напругою 6-35 кВ в основному необхідно застосовувати одиночні секціоновані системи шин. Враховуючи техніко-економічне обгрунтування, за умови перспективи розвитку, для вузлових підстанцій напругою 110-150 кВ необхідно застосовувати подвійні з обхідною системою шин;

11) власні потреби підстанції 35-150 кВ повинні мати живлення від двох незалежних джерел і бути обладнані приладами обліку електроенергії. Забороняється живлення сторонніх споживачів від мережі власних потреб підстанції. При достатньому обгрунтуванні повинні передбачатися джерела безперебійного живлення;

12) як оперативний струм на підстанціях застосовують змінний струм у всіх випадках, коли це можливо, що приводить до спрощення і здешевлення електроустановок і забезпечує необхідну надійність роботи;

Для відповідальних ПС 35-150 кВ необхідно застосовувати постійний оперативний струм. У кожному РП 110-150 кВ живлення пристроїв РЗА, телемеханіки і зв'язку, а також приводів вимикачів повинно здійснюватися оперативним струмом не менше, чим від двох джерел (акумуляторних батарей, мережі власних потреб).

При техніко-економічному обгрунтуванні для пристроїв РЗА необхідно передбачати окремі акумуляторні батареї. Ємкість джерел постійного оперативного струму повинна бути розрахована на роботу без заряджання протягом часу, необхідного для прибуття персоналу на ПС у разі аварії, і часу, необхідного для ліквідації аварії. АБ повинна бути закритого типу і мати підвищений термін служби (не менше 15 років).

13) все первинне устаткування, заземляючі пристрої ПС, пристрої АСО ТП, РЗА і ПА, системи АСКОЕ, засоби і системи зв'язку, цифрові реєстратори аварійних подій і т.п., а також вторинні ланцюги повинні відповідати вимогам;

14) системи автоматизації підстанцією АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКОЕ, засоби і системи зв'язку, технологічного відеоконтролю повинні, як правило, проектуватися на базі мікропроцесорних пристроїв, об'єднаних єдиною платформою апаратно-програмних засобів на базі IP-мереж з виходом на диспетчерські пункти управління через цифрову мережу зв'язку.

Обираємо схему моста, яка використовується при двох лініях і двох трансформаторах.

Рисунок 2.1 – Схема моста з вимикачем в колах ТР іперемичкою збоку ліній

Для збереження в роботі обох ліній при ревізії будь-якого з вимикачів (В1, В2, ВЗ) передбачається додаткова перемичка з двох роз'єднувачів ЛР1, ЛР2 (рисунок 2.1). Нормально один з роз'єднувачів (ЛР1) перемички відключений, всі вимикачі – включені. Для ревізії вимикача В3 заздалегідь включають ЛР1, потім відключають В3 і роз'єднувачі по обидві сторони вимикача. В результаті обидва трансформатори і обидві лінії залишаються в роботі. Якщо в цьому режимі відбудеться коротке замикання на одній з ліній, то відключаться В2 і В1 тобто обидві лінії залишаться без напруги.

Ймовірність збігу аварії з ревізією одного з вимикачів тим більше, чим більше тривалість ремонту вимикача.

Для ревізії вимикача В1 також заздалегідь включають перемичку, а потім відключають В1.

Схема з ремонтною перемичкою найбільше підходить до моєї ПС, адже ця схема забезпечує надійний перетік потужності через ПС, який відбувається по стороні 110 кВ.

Оберемо схему на стороні НН:

Рисунок 2.2 – Одна, секціонована вимикачем система шин

підстанція проектування електричний замикання

В РУ напругою 10 кВ на НН передбачають переважно розподільну роботу секцій з метою обмеження струмів КЗ. У разі розподільної роботи секцій можлива робота силових трансформаторів з різними навантаженнями і секцій шин з відмінною напругою, але ці ситуації не можуть бути визначальними при виборі режиму роботи схеми на НН. У разі пошкодження чи ремонту однієї секції відповідальні споживачі, яких живлять від двох секцій, залишаються без резерву, а нерезервовані споживачі вимикаються на час ліквідації пошкодження чи проведення ремонтних робіт на секції.

Схеми дозволяють виводити з роботи (оперативно чи аварійно) будь-яке приєднання без порушення основної функції ПС.

3 Вибір устаткування на стороні 110 кВ

3.1 Вибір вимикачів потужності

Вимикачі потужності вибираються за умовами [1]:

1) по номінальній напрузі:

; (3.1)

2) по робочому струмі:

; (3.2)

3) по комутаційній здатності на симетричний струм КЗ:

, (3.4)

де – діюче значення періодичної складової струму КЗ у момент часу після початку розмикання контактів вимикача;

– номінальний струм відключення вимикача;

4) по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ:

, (3.5)

де – діюче значення аперіодичної складової струму КЗ у момент початку розмикання контактів вимикача,

– номінальне значення відносного вмісту аперіодичної складової в струмі КЗ, що відключається.

, (3.6)

де – час від початку КЗ до розходження контактів:

, (3.7)

де – мінімальний час дії релейного захисту, – власний час відключення вимикача;

5) по електродинамічній стійкості:

(3.8)

де – амплітудне значення наскрізного струму КЗ;

6) по термічній стійкості:

, (3.9)

де – розрахунковий тепловий імпульс,

– струм термічної стійкості,

– час дії струму термічної стійкості.

(3.10)

Виберемо вимикач Q 1 ( СВ ) .

Вибираємо елегазовий вимикач ВГТ-110II*-40/2500У1 з такими параметрами:

Uн = 110 кВ;

Iн = 2500 А;

Iн відкл = 40 кА;

іпр нас = 102 кА;

Iт = 40 кА;

tт = 3 с;

tc.в. = 0..0,035 с (беремо 0,035);

tрз.мін. = 1 с;

= 0,4.

Зробимо перевірку вимикача:

1. по номінальній напрузі:

.

2. по робочому струмі:

,

3. по комутаційній здатності на симетричний струм КЗ:

,

,

4. по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ:

,

,

,

;

5. по електродинамічній стійкості:

,

6. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

.

Оцінивши розрахунки, робимо висновок – вимикач відповідає всім необхідним вимогам і може бути використаний для підстанції.

Вибираємо вимикачі Q2 і Q3 з такими параметрами [5]:

Марка вимикача: ВГТ-110II*-40/2500У1

Uн = 110 кВ;

Iн = 2500 А;

Iн відкл = 40 кА;

іпр нас = 102 кА;

Iт = 40 кА;

tт = 3 с;

tc.в. = 0..0,035 с (беремо 0,035);

tрз.мін. = 0,8 с;

= 0,4;

Зробимо перевірку вимикача:

1. по номінальній напрузі:

.

2. по робочому струму:

,

3. по комутаційній здатності на симетричний струм КЗ:

,

,

4. по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ:

,

,

,

,

5. по електродинамічній стійкості:

,

6. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

.

Обидва вимикачі відповідають всім необхідним вимогам і можуть бути використані для встановлення на підстанції.

3.2 Вибір заземлюючих роз'єднувачів

Роз'єднувачі вибираються за такими умовами [4]:

1. по номінальній напрузі:

,

2. по конструктивному виконанню;

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

,

Вибір роз'єднувача QS 5, і роз'єднувача QS 6 [6]:

Марка роз'єднувача РГП СЕЩ-110/1250;

Номінальні параметри роз'єднувача:

Uн = 110 кВ;

Iн = 1250 А;

Iт = 25 кА;

ідин = 63 кА;

tт = 3 c;

tвідкл = 1,035 с

(оскільки tвідкл вимикача СВ-110 = 1,035 с);

Зробимо перевірку роз'єднувача:

1. по номінальній напрузі:

,

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

.

Обидва роз'єднувача відповідають всім необхідним вимогам і можуть бути використані для підстанції. Роз'єднувачі QS5, QS6, вибираємо тієї ж марки, що і попередні, оскільки вони мають однакові параметри.

Вибір роз'єднувача QS3 [6]:

Марка роз'єднувача РГП СЕЩ-110/1250;

Номінальні параметри роз'єднувача :

Uн = 110 кВ;

Iн = 1250 А;

Iт = 25 кА;

ідин = 63 кА;

tт = 3 с;

tвідкл = 0,835с (оскільки tвідкл вимикачів Q2 і Q3 = 0,835 c);

Зробимо перевірку роз'єднувача:

1. по номінальній напрузі:

,

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

.

Роз'єднувач відповідає всім необхідним вимогам і може бути використаний для підстанції ПС 3. Решту роз'єднувачів вибираємо тієї ж марки, що і попередні, оскільки вони мають однакові параметри.

3.3 Вибір трансформаторів струму

Трансформатори струму вибираються за такими умовами [9]:

1. по номінальній напрузі:

,

2. по робочому струму:

,

3. по конструкції і класу точності;

4. по електродинамічній стійкості:

,

де іпр нас – амплітудне значення граничного наскрізного струму КЗ (по каталогу),

5. по термічній стійкості:

,

6. по опору навантаження:

,

де Z2ном – опір вторинної обмотки відповідно каталожним даним, розраховується по формулі:

, (3.11)

де Z2 – розрахунковий опір вторинної обмотки трансформатора струму.

Z2r2, оскільки індуктивний опір вимірювальних ланцюгів невеликий, в свою чергу r2 розраховується по формулі [9]:

, (3.12)

де rконт – опір контактів, приймається рівним 0,05 Ом [9];

rприл – опір приладів, який розраховується по формулі [9]:

, (3.13)

де Sприл – потужність споживана приладами (вибирається з таблиць);

rпр – допустимий опір проводів, розраховується по формулі [9]:

; (3.14)

Після розрахунку опору проводу, знаходиться його переріз по формулі [9]:

, (3.15)

де ρ – питомий опір матеріалу проводу Омм, для алюмінію ρ = 0,0283 Омм,

L – довжина проводів від трансформаторів струму до приладів, м,

По розрахованому перерізі проводу, який не повинен бути менше 2,5 мм для міді і 4 мм для алюмінію, перераховуємо опір rпр і його значення підставляємо у формулу (3.12).

Вибір трансформатора струму ТА 1 [10]:

Марка трансформатора струму ТФЗМ - 110Б - IV - У1;

Номінальні параметри трансформатора струму:

Uн = 110 кВ;

I1н = 300 А;

I2н = 5 А;

Iт = 60 кА;

ідин = 200 кА;

S2вим =30 ВА;

S2зах =20,30 ВА;

tт = 3 с;

tвідкл = 1,035 с;

Зробимо перевірку трансформатора струму:

1. по номінальній напрузі:

,

2 по робочому струму:

,

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

,

5. По опору навантаження:

.

З таблиці [4] беремо потужності приладів:

Потужність амперметра – S = 0,1 ВА;

Потужність лічильника активної і реактивної енергії – S = 2,0 ВА;

Знаходимо опір приладів:

.

Опір проводів:

.

Довжина проводів від трансформатора струму до приладів станції рівна L = 34,8 м (10 м дроту взято з запасом).

Переріз проводів:

.

Переріз проводів для алюмінію беремо 4 мм. Опір проводів буде рівним:

;

Розрахунковий опір вторинної обмотки буде рівний:

.

Виходячи з цього, слідує:

.

Всі умови для трансформатора струму ТА 1, марки ТФЗМ-110Б-IV-У1 виконуються.

Вибір трансформатора струму ТА 2 [10]:

Марка трансформатора струму ТФЗМ - 110Б - IV - У1;

Номінальні параметри трансформатора струму:

Uн = 110 кВ;

I1н = 300 А;

I2н = 5 А;

Iт = 60 кА;

ідин = 200 кА;

S2вим =30 ВА;

S2зах =20,30 ВА;

tт = 3 с;tвідкл = 0,835 с;

Зробимо перевірку трансформатора струму:

1. по номінальній напрузі:

,

2 по робочому струму:

,

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

,

5. По опору навантаження:

.

З таблиці [4] беремо потужності приладів:

Потужність амперметра – S = 0,1 ВА;

Потужність лічильника активної і реактивної енергії – S = 2,0 ВА;

Знаходимо опір приладів:

.

Опір проводів:

.

Довжина проводів від трансформатора струму до приладів станції рівна L = 45,6 м (10 м дроту взято з запасом).

Переріз проводів:

.

Переріз проводів для алюмінію беремо 4 мм. Опір проводів буде рівним:

;

Розрахунковий опір вторинної обмотки буде рівний:

.

Виходячи з цього, слідує:

.

Всі умови для трансформатора струму ТА 2, марки ТФЗМ-110Б-IV-У1 виконуються.

Вибір трансформатора струму ТА 3 [10]:

Марка трансформатора струму ТФЗМ - 110Б - IV - У1;

Номінальні параметри трансформатора струму:

Uн = 110 кВ;

I1н = 300 А;

I2н = 5 А;

Iт = 60 кА;

Iдин = 200 кА;

S2вим =30 ВА;

S2зах =20,30 ВА;

tт = 3 с;

tвідкл = 0,835 с;

Зробимо перевірку трансформатора струму:

1. по номінальній напрузі:

,

2 по робочому струму:

,

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

,

5. По опору навантаження:

.

З таблиці [4] беремо потужності приладів:

Потужність амперметра – S = 0,1 ВА;

Потужність лічильника активної і реактивної енергії – S = 2,0 ВА;

Знаходимо опір приладів:

.

Опір проводів:

.

Довжина проводів від трансформатора струму до приладів станції рівна L = 24 м (10 м дроту взято з запасом).

Переріз проводів:

.

Переріз проводів для алюмінію беремо 4 мм. Опір проводів буде рівним:

;

Розрахунковий опір вторинної обмотки буде рівний:

.

Виходячи з цього, слідує:

.

Всі умови для трансформатора струму ТА 3, марки ТФЗМ-110Б-IV-У1 виконуються.

Вибір трансформатора струму ТА - 4 [10]:

Марка трансформатора струму ТФЗМ - 110Б - IV - У1;

Номінальні параметри трансформатора струму:

Uн = 110 кВ;

I1н = 300 А;

I2н = 5 А;

Iт = 60 кА;

ідин = 200 кА;

S2вим =30 ВА;

S2зах =20,30 ВА;

tт = 3 с;

tвідкл = 1,035 с;

Зробимо перевірку трансформатора струму:

1. по номінальній напрузі:

,

2 по робочому струму:

,

3. по електродинамічній стійкості:

,

4. по термічній стійкості:

Розрахункові дані:

,

Каталожні дані:

,

,

5. По опору навантаження:

.

З таблиці [4] беремо потужності приладів:

Потужність амперметра – S = 0,1 ВА;

Потужність лічильника активної і реактивної енергії – S = 2,0 ВА;

Знаходимо опір приладів:

.

Опір проводів:

.

Довжина проводів від трансформатора струму до приладів станції рівна L = 38,3 м (10 м дроту взято з запасом).

Переріз проводів:

.

Переріз проводів для алюмінію беремо 4 мм. Опір проводів буде рівним:

;

Розрахунковий опір вторинної обмотки буде рівний:

.

Виходячи з цього, слідує:

.

Всі умови для трансформатора струму ТА 4, марки ТФЗМ-110Б-IV-У1 виконуються.

3.4 Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги вибираються за такими умовами [9]:

1. по номінальній напрузі:

,

2. по конструкції і схемі з'єднання обмоток;

3. по класу точності;

4. по вторинному навантаженню:

, (3.16)

де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки, ВА (по каталогу),

S2 – навантаження всіх вимірювальних приладів, приєднаних до трансформатору напруги, ВА. Розраховується по формулі:

, (3.17)

де P2 – активна потужність приладів, Вт,

Q2 – реактивна потужність приладів, ВА.

Вибір трансформаторів напруги ТV 1 і TV 2[10]:

Марка трансформатора струму 3НОГ - М - 110;

Номінальні параметри трансформатора струму:

Uн = 110 кВ;

Клас точності 0,2;

Uвт =100 /.

Зробимо перевірку трансформатора струму:

1. по номінальній напрузі:

,

4. по вторинному навантаженню:

З таблиці [9] беремо потужності приладів:

потужність вольтметра – S = 2,0 ВА.

потужність ватметра – S = 3,0 ВА.

потужність лічильника активної і реактивної енергії – S = 2,0 ВА;

Розрахуємо S2:

;

в результаті, отримуємо:

.

Як бачимо всі умови виконуються, тобто можна використовувати дані трансформатори напруги на підстанції.

3.5 Вибір ОПН

Вибираємо А1 і А3.

Для вибору ОПН беремо формулу для вибору мінімальної номінальної напруги ОПН Ur. Для лінії з глухозаземленной нейтралью, напругою 110 кВ за умови, що тривалість пошкодження менше 1с, формула має вигляд:

, (3.18)

.

Вибираємо клас ОПН, для мережі напругою 110 кВ по каталогу вибираємо ОПН класу R.

Також при виборі ОПН потрібно вибирати його номінальний розрядний струм, для мереж 110 кВ і вище слід брати струм 10 кА [8].

Виходячи із цих даних, вибираємо ОПН марки Pexlim R з полімерним корпусом фірми АВВ [8].

Номінальні параметри ОПН Pexlim R:

Номінальна напруга ОПН (Ur) – 90 кВ 79,2 кВ;

Тривала допустима робоча напруга (Uнр) –72 кВ;

Здатність протистояти тимчасовим перенапруженням за 1с –103 кВ;

Залишкова напруга при хвилях струму 10 кА – 225 кВ.

Розрахуємо яку напругу грозового імпульсу витримає наш ізолятор. З каталогу для ОПН марки Pexlim R відношення для U_m ≤ 362 кВ і амплітуди струму 10 кА. Знаходимо Upl:

.

Рівень захисту для комутаційного імпульсу вибирається з каталогу по співвідношенню при U_m ≤ 170 кВ и токе 0,5 кА,

.

На цьому вибір ОПН спрощеним методом закінчено.

4 Вибір обладнання на стороні 10 кВ

4.1 Вибір вимикачів потужності

Вимикачі потужності вибираються за умовами [1]:

1) по номінальній напрузі:

, (4.1)

2) по робочому струму

, (4.2)

3) по комутаційній здатності на симетричний струм КЗ:

, (4.3)

де – значення періодичної складової струму КЗ, що діє, у момент часу після початку розмикання контактів вимикача,

– номінальний струм відключення вимикача;

4) по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ:

(4.4)

де – аперіодичною складовою струму КЗ у момент початку розмикання контактів вимикача,

– номінальне значення відносного вмісту аперіодичної складової в струмі КЗ, що відключається.

(4.6)

– час від початку КЗ до розходження контактів:

, (4.7)

де tРЗ.min – мінімальний час дії релейного захисту,

– власний час виключення вимикача;

5) по електродинамічній стійкості:

, (4.8)

де – амплітудне значення наскрізного струму КЗ;

6) по термічній стійкості:

, (4.9)

де – розрахунковий тепловий імпульс,

– струм термічної стійкості,

– час дії струму термічної стійкості.

Виберемо вимикачі по низькій стороні для захисту трансформатора Q8, Q9.

Вибираємо вакуумний вимикач ВВ/TEL-10-20-630-УХЛ2 з такими параметрами:

Uн = 10 кВ;

Iн = 630 А;

Iнвідкл= 20 кА;

іпрнас = 51 кА;

Iт = 20 кА;

tт = 3 с;

tc.в. = 0..0,025 с (беремо 0,025);

tрз.мін. = 0,75 с;

= 0,4;

Перевіримо вимикач:

3) Періодична складова струму КЗ умова по комутаційній здатності дотримується.

4) Час від початку КЗ до розходження контактів:

.

Аперіодична складова струму КЗ:

,

,

.

22,28<39,6 – умова по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ виконується.

5) Ударний струм КЗ , струм електродинамічної стійкості:

24,022<51 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

6) Розрахунковий тепловий імпульс:

Розрахункові дані:

.

Каталожні дані:

,

.

Умова по електродинамічній стійкості виконується.

Лінії, що відходять, по низькій стороні виберемо однакової довжини з однаковими параметрами. Розрахунки вестимемо для однієї комірки ПС низької сторони (для решти комірок – устаткування аналогічно вибраній). Виберемо вимикачі Q5-Q7, Q9-Q12, Q14-Q18 за умовами 1 і 2 на номінальну напругу 10 кВ. Номінальна встановлена потужність на одну комірку 1 МВА.

Вибираємо вакуумний вимикач ВВ/TEL-10-20-630-УХЛ2 з такими параметрами:

Uн= 10 кВ;

Iн = 630 А;

Iнвідкл= 20 кА;

іпрнас = 51 кА;

Iт = 20 кА;

tт = 3 с;

tc.в. = 0..0,025 с (беремо 0,025);

tрз.мін. = 0,65 с;

= 0,4.

Перевіримо вимикач:

3) Періодична складова струму КЗ умова по комутаційній здатності виконується.

4) Час від початку КЗ до розбіжності контактів:

Аперіодична складова струму КЗ:

,

,

.

22,28<39,6 – умова по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ виконується.

5) Ударний струм КЗ , струм електродинамічної стійкості:

24,022<51 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

6) Розрахунковий тепловий імпульс:

Розрахункові дані:

.

Каталожні дані:

.

58,1<1200 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

Виберемо Q 4( СВ ) .

Вибираємо вакуумний вимикач ВВ/TEL-10-20-630-УХЛ2 з такими параметрами:

Uн = 10 кВ;

Iн = 630 А;

Iнвідкл= 20 кА;

іпрнас = 51 кА;

Iт = 20 кА;

tт = 3 с;

tc.в. = 0..0,025 с (беремо 0,025);

tрз.мін. = 0,7 з;

= 0,4.

Перевіримо вимикач:

3) Періодична складова струму КЗ умова по комутаційній здатності виконується.

4) Час від початку КЗ до розбіжності контактів:

Аперіодична складова струму КЗ:

,

,

.

22,28<39,6 – умова по комутаційній здатності на асиметричний струм КЗ виконується.

5) Ударний струм КЗ , струм електродинамічної стійкості: 24,022<51 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

6) Розрахунковий тепловий імпульс:

Розрахункові дані:

.

Каталожні дані:

.

62,4<1200 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

4.2 Вибір трансформаторів власних потреб TV 3 і TV 6

Для забезпечення власних потреб на підстанції виберемо трансформатори два трансформатори ТМ-63 з такими параметрами:

– потужність 63 кВА;

– напруга ВН10 кВ;

– напруга НН0,4 кВ.

4.3 Вибір трансформаторів струму

ТС вибираються за умовами:

1)по номінальній напрузі:

,

2) по робочому струму:

,

3) по термічній стійкості:

,

4) по електродинамічній стійкості:

,

5) по опору навантаження:

, (4.10)

де Zном– опір вторинній мережі,

Z2 – допустимое значення опору вторинного ланцюга.

, (3.13)

де Zпров – опір провідників,

Zконт – опір контактів,

Zприл – опір приладів.

, (3.14)

де S TС – номінальне навантаження ТС,

I ном – номінальний струм вторинних ланцюгів.

Виберемо ТС для лінії, що відходить, від трансформатора по НН. Вибираємо трансформатор струму марки ТЛК-10 з такими параметрами:

Uн = 10 кВ;

I1н = 800 А;

I2н = 5 А;

Iт = 64,5 кА;

ідин = 169 кА;

S2зах = 30 ВА;

tт = 0,75 с;

tвідкл = 0,775 с;

Клас точності 0,5

Перевіримо ТС за умовами 3-5.

3) Розрахунковий тепловий імпульс:

,

.

66,7<3120,2 – умова по термічній стійкості виконується.

4) Ударний струм КЗ , струм електродинамічної стійкості ТС .

24,022<169 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

5) Допустиме значення опору вторинному ланцюгу (3.14):

До трансформатора струму підключається прилад релейного захисту МРЗС (Z=0,06Ом), амперметр (Z=0,1Ом), ватметр (Z=0,09Ом) і лічильники енергії (Z=0,07Ом).

Опір всіх приладів .

Опір контактів .

Довжина проводів дорівнює L=60м (в один бік), провід алюмінієвий ρ=0,028Ом*мм² /м, сечение S=3,5мм² . Опір дроту [2]:

,

.

1,2<0,9 умова по опору навантаження виконується.

Паралельно даному трансформатору струму вибираємо аналогічний, але тільки вимірник з класом точності 0,2.

Трансформатори струму на лініях виберемо по максимальній потужності на кожній лінії 10кВ, що відходить, S=1МВА.

Виберемо ТС на напругу 10кВ і номінальний струм 57,7 А. ТС марки ТЛК-10 з такими параметрами:

Uн = 10 кВ;

I1н = 75 А;

I2н = 5 А;

Iт = 10 кА;

ідин = 26 кА;

S2зах = 30 ВА;

tт = 0,65 с;

tвідкл = 0,675 с;

Клас точності 0,5

Перевіримо ТС за умовами 3-5.

3) Розрахунковий тепловий імпульс:

,

.

58,1<65 – умова термічної стійкості виконується.

4) Ударний струм КЗ, струм електродинамічної стійкості ТС .

24,022<26 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

5) Допустиме значення опору вторинному ланцюгу:

.

Оскільки устаткування, що підключається до всіх трансформаторів, однакове і довжина проводів однакова, то і опір вторинної мережі дорівнює опору, розрахованому у попередньому випадку .

1,2<0,9 умова по опору навантаження виконується.

Виберемо ТС для СВ на напругу 10кВ марки ТЛК-10 з такими параметрами:

Uн = 10 кВ;

I1н = 400 А;

I2н = 5 А;

Iт = 31,5 кА;

ідин = 81 кА;

S2зах = 30 ВА;

tт = 0,7 с;

tвідкл = 0,725 с;

Клас точності 0,5

Перевіримо ТС за умовами 3-5.

3) Розрахунковий тепловий імпульс:

,

.

62,4<694,58 – умова термічної стійкості виконується.

4) Ударний струм КЗ, струм електродинамічної стійкості ТС .

22,022<81 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

5) Допустиме значення опору вторинному ланцюгу:

.

Оскільки устаткування, що підключається до всіх трансформаторів, однакове і довжина проводів однакова, то і опір вторинної мережі дорівнює опору, розрахованому у попередньому випадку .

1,2<0,9 умова по опору навантаження виконується.

4.4 Вибір трансформаторів напруги на стороні 10 кв

ТН вибираються за умовами [3]:

1) по номінальній напрузі;

2) по потужності вторинних обмоток:

, (3.15)

де S2– потужність всіх вимірювальних приладів,

S2ном– потужність ТН.

Трансформатор напруги виберемо марки НАМИ-10-95 з такими параметрами:

Uн = 10 кВ;

Uвт = 100 /;

Клас точності 0,5;

Номінальне вторинне навантаження 200ВА;

Гранична потужність первинної обмотки 1кВА;

Перевіримо ТН по умові 2.

Потужність основних приладів приведена зображена в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 – Розрахунок навантаження ТН [3]

Повна потужність всіх приладів розраховується по формулі:

, (3.16)

.

28,47<200ВА – умова по потужності вторинних обмоток виконується.

4.5 Вибір заземлювачів на стороні 10 кВ

Заземлювачі вибираються за умовами [1]:

1) по номінальній напрузі формула (3.1);

2) по електродинамічній стійкості формула (3.8);

3) по термічній стійкості формула (3.9).

Виберемо заземлювачі на номінальну напругу 10 кВ марки UW-12/Z/160 польської фірми ZWAE з такими параметрами:

UH=12 кВ;

fH=50 Гц;

I_т = 16кА;

tт = 3 c;

і_дин = 40 кА.

Перевіримо вимикач за умовами 2-3.

2) Ударний струм КЗ, струм електродинамічної стійкості .

24,022<40 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

3) Розрахунковий тепловий імпульс:

,

Каталожний тепловий імпульс:

.

66,7<798 – умова по електродинамічній стійкості виконується.

Аналогічно вибираємо решту заземлювачів.

4 .6 Вибір запобіжників на стороні 10 кВ

Запобіжники вибираються за умовами [1]:

1)по номінальній напрузі;

2)по робочому струму;

3)по струму відключення:

, (3.17)

де – граничний струм, що відключається.

Запобіжники F1-F4 вибираємо на напругу 10 кВ. Струм, який проходить через запобіжники, обумовлений потужністю ТВП (S=63 кВА), він рівний:

Виберемо запобіжник ПКТ 101 -10 з такими параметрами:

– номінальна напруга 10 кВ;

– номінальний струм 5 А;

– номінальний струм відключення 40 кА.

Початкове значення струму короткого замикання , номінальний струм відключення .

24,022<40 – умова по струму відключення виконується.

Запобіжники F2-F3 вибираємо на напругу 10 кВ. Струм, який проходить через запобіжники, обумовлений потужністю ТН (S=1 кВА):

.

Виберемо запобіжник ПКТ 101 -10 з такими параметрами:

– номінальна напруга 10 кВ;

– номінальний струм 2 А;

– номінальний струм відключення 40 кА;

Початкове значення струму короткого замикання , номінальний струм відключення .

24,022<40 – умова по струму відключення виконується.

4 .7 Вибір ОПН на стороні 10 кВ

ОПН вибираються за умовами [4]:

1) по номінальній напрузі;

2) по найбільшій робочій напрузі:

, (3.18)

де – найбільша допустима напруга ОПН;

– найбільша робоча напруга мережі.

3) по рівню тимчасових перенапружень:

, (3.19)

де – максимальне значення напруги промислової частоти, яке витримує ОПН;

– рівень тимчасових перенапружень.

4) по координаційному інтервалу для грозових перенапружень:

, (3.20)

де – координаційний інтервал,

– рівень грозової випробувальної напруги,

– напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі.

5) по координаційному інтервалу для внутрішніх перенапружень:

, (3.21)

де – координаційний інтервал,

– рівень грозової випробувальної напруги,

– напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі.

7) по струму КЗ:

(3.22)

де – номінальний струм ОПН.

Виберемо обмежувачі перенапруження А5 і А6 на номінальну напругу 10 кВ марки ОПН-КР/TEL-10/12.0-УХЛ2 з такими параметрами:

– номінальна напруга 10 кВ;

– номінальний розрядний струм 10 кА;

– постійна робоча напруга 12 кВ;

– грозова випробувальна напруга 39,6 кВ;

– залишкова напруга 31,3 кВ;

– допустима напруга 34 кВ;

– стійкість до струмів КЗ 20 кА.

Перевіримо за умовами 2-6

2) найбільша допустима напруга ОПН, найбільша робоча напруга мережі .

12 >11,5 – умова виконується.

3) T=1,5 [4], UН.О.=12кВ, тоді , .

20>15 – умова виконується.

4), , тоді

.

0,21>0,2 – умова виконується.

5),, тоді

.

0,37>0,2 – умова виконується.

6), .

4,967<20 – умова виконується.

Висновки

В процесі виконання курсового проекту була спроектована підстанція 110/10кВ.

По стороні ВН використана схема моста з ремонтною перемичкою збоку живлячих ліній. Схема з ремонтною перемичкою найбільше підходить до ПС №3, адже ця схема забезпечує надійний перетік потужності через ПС, який відбувається по стороні 110 кВ.

В ході проектування вибрані електричні апарати на сторонах ВН та СН, а саме вимикачі потужності, заземлюючі роз’єднувачі, трансформатори струму і напруги, ОПН, заземлювачі та запобіжники. Після вибору всі апарати були перевірені на відповідність паспортних даних дійсним умовам експлуатації.

До курсового проекту додається три креслення: «Схема підстанції 110/10 кВ», «Підстанція 110/10 кВ. План»і «Підстанція 110/10 кВ. Загальний вигляд. Розрізи».

Список літератури

1. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір електрообладнання на електричних станціях і підстанціях. Методичні вказівки для студентів \ Укл.: Буйний Р.О., Ананьєв В.М., Тесленко В.В. – Чернігів: ЧДТУ, 2004-70с.

2. Зорин В.В., Тисленко В. В. Системы электроснабжения общего назначения. – Чернигов: ЧГТУ 2005. – 341 с.

3. Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов/Ю. Б. Гук, В. В. Кантан, С.С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985.–312 с., ил.

4. Методичні вказівки з обмежувачів перенапруг нелінійних виробництва підприємства «Таврида електрик» для електричних мереж 6-35 кВ. Київ, 2001.

5. Курсовой проект «Электрические системы и сети», Кравченко П.В., Чернигов, ЧГТУ - 2007 г.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ерше-вич, А.Н. Зейлигер, Г.А, Илларионов, и др.; под ред. С.С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций, Учебник для техникумов. М., «Энергия», 1975. 704 с. с ил.

8. Каталог трансформаторного оборудования и высоковольтной аппаратуры ОАО «УРАЛЭЛЕКТРОТЯЖМАШ-УРАЛГИДРОМАШ».

9. Каталог электроаппаратов ЗАО «Группа компаний «Электрощит» – ТМ Самара».

10. Каталог оборудования ОАО «Запорожский завод высоковольтной аппаратуры».

11. Курсовой проект «Электрические системы и сети», Яценко Ю.С., Чернігів, ЧДТУ – 2007 р.