Розробка електричної частини підстанції

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.



КП ЕСП 8.09060303







Зміст

     Вступ…………………………………………………………………………….

    1. Побудова графіків електричних навантажень…………………………..….

     2. Визначення основних параметрів і коефіцієнтів, що характеризують                   

   графіки навантаження…………………………………………………………

     3. Вибір силових трансформаторів…………………………………………....

     4. Складання схеми електричних з'єднань підстанції……………………….

     5. Оцінка ефективності варіантів різних схем підстанції……………….…...

     6. Розрахунок струмів короткого замикання………………………………...

     7. Вибір струмопроводів………………………………………………………..

     8. Вибір апаратів високої напруги……………………………………………..

         8.1 Вибір вимикачів 110 кВ та 10 кВ…………………………………………

         8.2 Вибір роз'єднувачів……………………………………………………….

         8.3 Вибір обмежувачів перенапруг………………………………………….

         8.4 Вибір ізоляторів………………………………………………………….

     9. Вибір потужності та схеми живлення трансформаторів

            власних потреб ……………………………………………………………..

     10. Облік та вимірювання на підстанції . Вибір трансформаторів струму

           та напруги……………………………………………..…………………….

            10.1 Вибір трансформаторів струму……………………………………...

            10. 2Вибір трансформаторів напруги……………………………………..

     11. Конструктивне виконання підстанції……………………………………….

      Висновок…………………………………………………………………………

      Список літератури……………………………………………………………….



























Вступ

Метою даного курсового проекту є проектування підстанції напругою 110/10 кВ.

Процес проектування електричної підстанції в наш час складається з ряду послідовних етапів, першим з яких є побудова графіків електричних навантажень активної і реактивної потужності, які в свою чергу необхідні для вибору силових трансформаторів, електричних апаратів й струмопроводів, релейного захистуй компенсуючих пристроїв, а також для розрахунку втрат електроенергії. На графіках електричних навантажень буде вказано зміну потужності або струму за певен період часу.

Також у курсовому проекті буде визначено: річне споживання активної енергії, середню активну і реактивну потужність за добу, річне число годин використання максимуму активної енергії , річне число часу витрат електроенергії та коефіцієнт заповнення графіка.

У КП є споживачі І і ІІ категорії, тому на підстанції, що проектується буде встановлено не менше як два трансформатора. Вибір потужності силового трансформатора здійснюється з урахуванням аварійних і допустимих систиматичних перевантажень.

Вибір схеми  електичних з’єднань підстанції є визначальним фактом при її проектування бо він визначає повний склад елементів і зв’язків між ними. Обрана схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з’єднань, схеми власних потреб, вторинних з’яднань тощо. Кінцевий вибір варіанту виконується техніко-економічним порівнянням за мінімом повних привединих вітрат.

	Для вибору електричних апаратів й струмопроводів приймається трьохфазне коротке замикання. Також необхідно скласти розрахункову схему, що відповідає максимальному значенню струму короткого замикання в намічених точкох мережі. За розрахунковою схемою складається схема заміщення, в якій вказують джерела живлення і усі елементи ланцюга коротког замиканнясвоїми реактивними опорами.

	У курсовому проекті еобхідно вибрати ошиновку на стороні високої, середньої та низької сторони напруги силових трансформаторів, а також збірні шини СН і НН. Переріз струмопроводів F вибирається за економічною густиною струму.

	Також здійснюється вибір вимикачів, раз’яднувачів й короткозамикачів, розрядників, трансформаторів струму і напруги та ізоляторів.

	Власні потреби (ВП) підстанції є найбільш відповідальних споживачів , тому що їх робота визначає нормальне функціонування всієї підстанції , а як наслідок , і надійність електропостачання споживачів.

	До електричних приймачів системи ВП підстанції відносяться: електродвигуни обдуву силових трансформаторів й синхронних компенсаторів; кола оперативного струму; пристрої підігріва вимикачів, відділювачів, короткозамикачів й шаф КРПЗ з встановленими в них електричними апаратами і приладами; робоче, аварійне освітлення й опалення; система пожежотущіння; системи релейного захисту, автоматики і телемеханіки.

	У данному курсовому проекті поводиться встановлення засобів обліку електричної енергії, приладів вимірювання, їх типи і кількість, а також їх характеристики. Система вимірювань на підстанції повинна забезпечувати контроль необхідних електричних параметрів . Вимірюванні  прилади встановлюються в пунктах , звідки відбувається управління апаратурою первинних кіл.

 	Вкінці роботи проводить підсумок та основні  висновки всієї роботи, а саме коротко характерезується спроектована підстанція, опис особливостей процесу розподілу електроенергії, надається характеристика вибраному обладнанню і їх конструктивні особливості.











Побудова графіків електричних навантажень

Побудова графіків електричних навантажень активної і реактивної потужності необхідна для вибору силових трансформаторів, електричних апаратів й струмопроводів, релейного захисту й компенсуючих пристроїв, а також для розрахунку втрат електроенергії.

На графіках електричних навантажень вказано зміну потужності або струму за певний період часу. За цією ознакою вони поділяються на добові, сезонні, річні і т.і.

При проектуванні найбільш спрощеним є побудова графіків навантаження при наявності характерних типових графіків аналогічно діючих підприємств.

В завданні на курсовий проект  були вказані кількість споживачів, їх максимальна потужність і номер типового графіка навантаження, який задається у відносних одиницях.

В курсовому проекті необхідно побудувати сумарний добовий графік навантаження підстанції по активній (Р), реактивній (Q) і повній (S) потужності, а також річний графік навантаження підстанції за тривалістю активної потужності. 

		По відомим значенням кількості п і потужності Р споживачів на заданому класі напруги визначається сумарне максимальне навантаження:

       МВт

		 Значення Рmax приймається за 100% типового графіка навантаження і у відповідності з цим визначається дійсне значення потужності на кожній сходинці графіка.                                      

		Якщо згідно завдання споживачі розміщені на різних классах напруги, то аналогічно визначається потужність на кожній сходинці графіка   другої    групи    споживачів. Сумарний    добовий    графік визначається  як  сума  потужностей  на  кожній  сходинці   окремих графіків.

		Для побудови добового графіка по реактивній  потужності визначається максимальна реактивна потужністьQmax

                                    МВАр

		По  значенню  Qmax пропорційно  сходинкам  типового  графіка визначається реактивна потужність Q на всіх інших інтервалах часу. Після побудови сумарного добового графіка навантаження по Р та Q виконується побудова добового графіка повної потужності S:

                    

		Побудова річних графіків навантаження за тривалістю здійснюється на основі відомих добових графіків за літню і зимову добу. Порядок побудови річних графіків навантаження наведено у [2]. В курсовому проекті необхідно побудувати річний графік навантаження за тривалістю по активній потужності Р. З метою спрощення можливо вважати, що зимовий і літній добові графіки навантаження співпадають.











































2. Визначення основних параметрів і коефіцієнтів, що характеризують графіки навантаження

В курсовому проекті необхідно визначити наступні показники:

		Річне споживання активної енергії Wр:

             МВт∙год

        Річне споживання реактивної енергії Vр:

              Мвар∙год

		Середню активну і реактивну потужність за добу Рср, Qср:

                МВт

                Мвар

		Річне число годин використання максимальної потужності Тmax:

                          год

Річний   час   максимальних   втрат   визначається   за   формулою Кизевича:

                          год

Коефіцієнт заповнення характерізує міру нерівномірності графіка роботи устаткування:  

















3. Вибір силових трансформаторів

В завданні на курсовий проект є в наявності споживачі І і II категорій, тому на підстанції, що проектується необхідно встановлення не менш як двох силових трансформаторів. Нормами технологічного проектування рекомендується в таких випадках встановлення трансформаторів однакової потужності. 

Вибір потужності силових трансформаторів здійснюється з урахуванням аварійних й допустимих систематичних перевантажень.

Згідно Держстандарту в аварійному режимі припустиме перевантаження трансформатора на 40% на протязі не більше 5 діб, при цьому коефіцієнт початкового завантаження повинен бути не більшим 0,93 і час перевантаження не більш 6 годин на добу.

Аварійне навантаження визначається з умови відказу одного з трансформаторів підстанції, при цьому припустиме відключення споживачів III категорії. В зв'язку з цим потужність трансформатора знижувальної підстанції з двома і більше трансформаторами розраховується за виразом:

       МВА

 МВА

де S1,2max - максимальна потужність споживачів І і II категорій; n - кількість трансформаторів на підстанції.

Дійсне значення номінальної потужності трансформатора  приймаємо як найближче до  за стандартною шкалою номінальних потужностей силових трасформаторів.

Після визначення по аварійному перевантаженню необхідно визначити коефіцієнт завантаження трансформатора Кз, в максимальному режимі при роботі усіх трансформаторів:



Обираємо трансформатор типу ТДН-16000/110

Технічні дані трансформатора:

Sном=16 МВА  

Uвн=115 кВ				Uк=10.5%	

Uнн=10 кВ		

ΔРхх=18 кВт                            ΔРкз=85 кВт      











































































4. Складання схеми електричних з'єднань підстанції

Вибір схеми електричних з'єднань підстанції є визначальним фактом при її проектуванні бо він визначає повний склад елементів і зв'язків між ними. Обрана схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власих потреб, вторинних з'єднань тощо.

При виборі схеми підстанції повинні враховуватися наступні фактори:

значення і роль підстанції для енергосистеми;

категорія споживачів за степенню надійності електропостачання;

перспектива розширення підстанції й прилеглої ділянки мережі;

пристосованність схеми до проведення ремонтів та ревізій;

оперативна гнучкість та маневровість електричної схеми;

економічна доцільність схеми.









































                                                     В1                                                В2



					       Л1			    Л2

						Р1	        Р2

							



					        Р3		     Р4

						        В3

						 Р5	         Р6





					        Р7		     Р8



					         В4		      В5





						 Т1			Т2













					         В4		      В5





						         ВС





 Рис. 5. Схема прохідної двотрансформаторної підстанції напругою 110/10 кВ.































5. Оцінка ефективності варіантів різних схем підстанції

В якості оціночних варіантів розглянемо випадок з трансформатором більшої потужності Sном=16 МВА.

Капіталовкладення, грн:

 Вартість першого трансформатора Sном=16 МВА  К1=960000 грн

Вартість другого трансформатора Sном=25 МВА   К2=1000000 грн

Сумарні річні витрати, тис.грн/рік.:

 

Витрати на амортизацію та обслуговування, тис.грн/рік:

 грн.

 грн



Вартість річних втрат електроенергії:





τв= 3724 год

кВт∙год

 	Трансформатора ТДН-25000/110

кВт∙год

Вартість річних втрат електроенергії в кожному трансформаторі, тис.грн:

грн/рік  грн/рік



Сумарні річні витрати: тис.грн :

  грн/рік

 грн/рік

Приведені витрати, тис.грн:

  грн/рік

  грн/рік

За результатами розрахунків вибираємо трансформатор потужністю 16 МВА, тому що  на нього приведені затрати менші.























































Розрахунок струмів короткого замикання

За розрахунковий вид короткого замикання для вибору електричних апаратів й струмопроводів приймається трьохфазне коротке замикання. Попередньо необхідно скласти розрахункову схему, що відповідає максимальному значенню струму короткого замикання в намічених точках мережі. При цьому необхідно пам'ятати, що секційний вимикач на стороні 6… 10 кВ завжди відключений при роботі обох силових трансформаторів, а секційний вимикач на стороні 35…330 кВ може бути у ввімкненому стані (в залежності від типу підстанції).

За розрахунковою схемою складається схема заміщення, в якій; вказуються джерела живлення й усі елементи ланцюга короткого замикання своїми реактивними опорами. Для спрощення розрахунків активними опорами схеми можливо знехтувати, але для визначення ударного струму к.з. необхідно знати постійну часу Та.

Для визначення Та необхідно визначити результуючий активний опір схеми Rрез до точки к.з. або в першому наближенні скористатися табл. 1.

Таблиця 5.

Місце короткого замикання

Та, с

Шини підвищеної напруги підстанцій з трансформаторами до 100 МВА

0,115

Шини середньої напруги знижувальних підстанцій з трансформаторами до 100 МВА

0,095

Шини низької напруги знижувальних підстанцій з трансформаторами від 25 до 100 МВА

0,065

Шини низької напруги знижувальних підстанцій з трансформаторами до 25 МВА

0,045



Для вибору електричних апаратів достатньо визначити над перехідний струм І”, ударний струм іу та стале значення струму к.з. І∞ на високій низькій і середній (якщо є) сторонах силових трансформаторів при схемі електричних з’єднань, що відповідають максимальному значенню струму к.з.

Розраховуємо параметри схеми заміщення:

Індуктивний опір систем:

- система 1:

 Ом

- система 2:

 Ом

Індуктивний опір повітряних ліній:

	- лінія 1

  Ом

- лінія 2

  Ом



Опір  трансформатора:

 Ом

 

















		











	

						

Рис. 6. Розрахункова і схема заміщення СЕП для розрахунку струму КЗ.

Знаходимо еквівалентний опір систем та повітряних ліній (точка К1):

 Ом



Знаходимо значення надперехідних струмів:

	- точка К1:

 кА

- точка К2:

 кА



Приводимо значення струму КЗ К2 до сторони низької напруги:

 кА 



Визначаємо ударні коефіцієнти :







Визначаємо ударні струми короткого замикання:

	- точка К1:

  кА

	- точка К2:

 кА

	

 

 





7.  Вибір струмопроводів

В курсовому проекті необхідно вибрати ошиновку на стороні високої, середньої та низької напруги силових трансформаторів, а також збірні шини СН і НН.

Переріз струмопроводів F (за виключенням збірних шин) вибирається за економічною густиною струму:

                                                         

де Ірозр - розрахунковий струм (довготривалий струм без врахування перевантажень при аваріях і ремонтах);

jeк - економічна густина струму, залежить від Тmах, а також матеріалу й типу струмопроводу .

А

А

          jeк=1,1 А/мм2



мм2             

 мм2



Переріз отриманий в результаті розрахунку округляється до найближчого стандартного: 

Для ВН вибираємо АС – 185/29                 

Для НН вибираємо АС400/22                 



Вибраний таким чином провідник повинен задовольняти умові перевірки на допустиме струмове навантаження

                                             Іроб.форс≤Ідоп

де Іроб.форс - максимальний довготривалий струм з урахуванням перевантажень при аваріях і ремонтах. Для сторони ВН силового трансформатора Іроб.форс визначається із розрахунку перевантаження на 40%, а для СН й НН - по максимальному перспективному навантаженню з урахуванням відключення одного трансформатора; Ідоп - тривалий допустимий струм за умовою нагріву провідника, залежить від перерізу типу й матеріалу струмопроводу.





Повітряні лінії напругою вище за 35 кВ повинні перевірятися за умовами коронування.  

Кабельні лінії, збірні шини, струмопроводи перевіряємо на термічну стійкість. Мінімальний переріз провідника, що відповідає вимогам термічної стійкості знаходиться з виразу:

                                                

де С – коефіцієнт, що дорівнює 91А∙с0,5/мм2для алюмінієвих шин.

Вк – тепловий імпульс, що визначається наступним чином:

                                   

Перевірка на термічну стійкість для струмопроводів ВН:

кА2∙с 

мм2  < Fдоп=181 мм2

 Перевірка на термічну стійкість для струмопроводів ВН:

кА2∙с

мм2 < Fдоп=394 мм2







8. Вибір апаратів високої напруги



Область застосування тих чи інших типів вимикачів залежить від конкретних умов їх експлуатації. В любому випадку в курсовому проекті необхідно вибрати новітні типи вимикачів, що виробляються вітчизняною чи зарубіжною промисловістю.

В РП 110кВ використовуються елегазові вимикачі.

В РП 10 кВ доцільно використовувати елегазові вимикачі. 



Вибір вимикачів напругою 10 кВ

Таблиця 6.

Параметр вимикача

Умови вибору

Розрахунок 

Номінальна напруга

Uуст≤Uном

10 кВ =  10 кВ

Довготривалий номінальний струм

Iроб.форс≤Iном

587.85 А 630 А

Номінальний струм динамічної стійкості:

 симетричний (ефективне значення);

асиметричний (максимальне значення);





І``≤Ідин.ст

Іу<1.8∙√2∙Ідин.ст.

іу≤1,8√2 Ідин.ст





12.1А<31.5 A

30.82А< 1.8∙√2∙31.5A

Номінальний струм відключення: 

Симетричний;

Асиметричний;







І``т≤ Iном. відкл

√2Іпт+іаτ≤√2Iном.відкол





12.1А<31.5А

 



Номінальний тепловий

імпульс(термічна стійкість)                                 







   











   Приймаємо до встановлення вакуумний вимикач типу ВР2-10-31.5/630 У2 :

 Uном = 10 кВ

  Іном = 630 А

  Іоткл = 31.5 кА

    Вимикач має вбудований електромагнітний привід і має підігрівні пристрої.

Вибір вимикачів напругою 110 кВ

Таблиця 7.

Параметр вимикача

Умови вибору

Розрахунок 

Номінальна напруга

Uуст≤Uном

110 кВ = 110 кВ

Довготривалий номінальний струм

Iроб.форс≤Iном

133.5 А< 3150 А

Номінальний струм динамічної стійкості:

 симетричний (ефективне значення);

асиметричний (максимальне значення);





І``≤Ідин.ст

Іу<1.8∙√2∙Ідин.ст

іу≤1,8√2 Ідин.ст





7.8<40 кA

19.87<1.8∙√2∙40



Номінальний струм відключення: 

Симетричний;

Асиметричний;







Іпт≤ Iном. відкл

√2 Іпт+іаτ≤√2 Iном. відкол





19.87<40 кA



Номінальний тепловий

імпульс(термічна стійкість)                                 







   







Приймаємо до встановлення ввідні і секційні вимикачі типу LТ В145 D1/В :

 Uном = 110 кВ

  Uроб = 126 кВ

  Іном = 3150 А

  Іном откл =40 кА

8.2. Вибір роз'єднувачів

При   виборі   вказаних  вище  електричних   апаратів   необхідно користуватися умовами табл.З.

Таблиця 8.   Вибір роз”єднувачів на 110 кВ

№

Параметр апарата

Умови вибору

1

Номінальна напруга

                           110 кВ = 110 кВ кВ



2

Довготривалий номінальний струм

                       133.5А<1000А   

3

Струм динамічної стійкості

                               30.82А<80А 

4

Тепловий імпульс (термічна стійкість)

            

Приймаємо до встановлення роз`єднувач типу  РНД 110/1000 У1 :

 Uном = 110 кВ

 Іном = 1000 А

 Ідин.ст. = 80 кА

 Ітерм.ст. = 31.5 кА

 З приводом ПДНЗ-1У1

     

8.3 Вибір розрядників 

   Від прямих ударів блискавки обладнання підстанції захищають тросовими та стрижневими блискавковідводами.

   Принципову схему захисту  від прямих попадань блискавки вибирають в залежності від робочої напруги підстанції, потужності трансформаторів і схеми живлення.

    Від атмосферних (виникають в результаті розрядів блискавки на електроустановку або поблизу неї) та внутрішніх (виникають в результаті комутацій незавантажених ліній, трансформаторів, реакторів, а також при дугових замиканнях на землю й ферорезнансах) перенапруг застосовують розрядники. 

      Приймаємо до встановлення на напругу 110 кВ розрядник типу  РВМГ-110 МУ1:   

  Uном = 110 кВ

  Uдоп = 100 кВ

   Uпробив = 170-195 кВ

8.4. Вибір ізоляторів

Всі ізолятори вибирають із врахуванням степені забруднення атмосфери по категорії розміщення, по конструкції (призначенню), по номінальній напрузі й допустимому механічному навантаженню. Прохідні ізолятори додатково вибирають по номінальному струму.

В курсовому проекті необхідно вибрати опорні і якщо необхідно прохідні (при внутрішньому типі КРП) ізолятори 6-10 кВ.

При виборі прохідних і опорних ізоляторів по допустимому механічному навантаженню.

    На напругу 10кВ використовуємо лише опорні ізолятори , так як РП зовнішньої установки.

   Приймаємо до встановлення ізолятор типу ИО – 10 – 375 У3

 Uном = 10 кВ      ,    F руйн = 375 Н

  Іуд =27.58 кА     , l = 2 м ,а =0.8



 Н

 Умови вибору :

           10 кВ = 10 кВ

        86<225 















9.Вибір потужності та схеми живлення трансформаторів власних потреб



   Власні потреби (ВП) підстанції є найбільш відповідальних споживачів , тому що їх робота визначає нормальне функціонування всієї підстанції , а як наслідок , і надійність електропостачання споживачів.

   До електричних приймачів системи ВП підстанції відносяться : електродвигуни обдуву силових трансформаторів й синхронних компенсаторів ; кола оперативного струму ; пристрої підігріва вимикачів , відділювачів ,короткозамикачів й шаф КРПЗ з встановленими в них електричними апаратами і приладами ; робоче , аварійне освітлення й опалення; система пожежотущіння; системи релейного захисту, автоматики і телемеханіки.

   На підстанціях з повітряними вимикачами додатково споживачами ВП є компресорні установки, а при постійному оперативному струмі - зарядні і підзарядні агрегати.

Найбільш відповідальними споживачами ВП підстанцій є кола оперативного струму, системи релейного захисту, зв'язку і телемеханіки, системи охолодження трансформаторів, системи пожежної безпеки, електроприймачі компресорної.

Для електропостачання системи ВП підстанцій використовують знижувальні трансформатори із вторинною напругою 380/220 В. Нейтраль вторинної обмотки трансформатора власних потреб (ТВП) заземлена. Номінальну потужність ТВП вибирають по розрахунковій потужності споживачів ВП, яка складає як правило близько 1% розрахункової потужності підстанції [7].

В курсовому проекті при виборі потужності споживачів ВП можливо користуватися табл.4.













Таблиця 9.

Вид споживачічв

Встановлена

n

Р сум

cosφ

tgφ

Руст, кВт

Qуст, кВАр



Р, кВт













Електродвигуни обдуву трансформаторів на   16 МВА

8

2

16

0,85

0,62

16

9.92

















Пристрої підігріву вимикачів                 110 кВ



1.75

3

5.25

1

0

25

-



Обігрів комірок КРПЗ

           1

 22

   22

    1

   0

      22

        -



















Опалення і освітлення приміщення оперативного персоналу



6

1

6

1

0

80

-

Зовнішнє освітлен

5

1

5

1

0

5

-



Споживання оперативними колами

3

1

3

1

0

3

-

Всього

 

 

 

 

 

 

151

9.92





Розрахункове   навантаження   трансформаторів   власних   потреб визначається за виразом :

                 



Навантаження ТВП:

  кВА

  кВА

 Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі :

 



Приймаємо до встановлення 2 трансформатора власних потреб типу ТМ 16/10















10.Облік та вимірювання на підстанції . Вибір трансформаторів струму та напруги.



 Система вимірювань на підстанції повинна забезпечувати контроль необхідних електричних параметрів . Вимірюванні  прилади встановлюються в пунктах , звідки відбувається управління апаратурою первинних кіл.





10.1. Вибір трансформаторів струму



    На напругу 110 кВ приймаємо до встановлення трансформатори струму типу ТФЗМ – 10

   На напругу 10 кВ трансформатори струму вибираємо за умовами :

По напрузі установки : 

                            10 кВ = 10 кВ

По струму :

	                      587.85АА

	По електродинамічній стійкості :

	                   19.87АА

	По термічній стійкості : 

                          64.8 кА2∙с кА2∙с

	По конструкції і класу точності .

	По вторинному навантаженню :

	     

	

	

	

	

	

	

	Розрахунок вторинного навантаження трансформатора струму

	Обладнання ,що під”їднали

	тип

	Навантаження

	Фази А 

	Навантаження 

	Фази С

	Амперметр

	Е 377

	0.1

	0.1

	Лічильник Альфа

	А1Д- 3А2С27

	4

	4

	Всього на вводі

	

	4.1

	4.1

	Амперметр

	Е 377

	0.1

	0.1

	Лічильник активної енергії

	СА3У-5007

	1.5

	1.5

	Лічильник реактивної енергії

	СР4У - 5008

	1.5

	1.5

	Всього на відгалуженнях

	

	3.1

	3.1

	

	

	

  Ом

	    Zпров=0.40.164+0.1)=0.136 Ом

   Ом       мм2

 м

 м – фідер 10 кВ

  - для алюмінія

Обираємо провід АКРВГ з перерізом F=2.5мм2, тоді:

 Ом

 Ом

Приймаємо до встановлення трансформатор струму типу  ТЛК – 10 У3 :

Uном = 10 кВ

Іном = 2000 А

    Клас точності 0.5

     Кед = 81

      Ітерм .ст. = 26 кА





10.2. Вибір трансформаторів напруги



Трансформатори напруги вибираються за умовами :

По напрузі установки:

                           10 кВ = 10 кВ

По конструкції і схемі з’єднань обмоток

По класу точності  - 0.5 

	По вторинному навантаженню :

	     

	

 - сумарне навантаження усіх приладів ( вольтметри , лічильники активної і реактивної енергії , ватметри ,варметри ) , підключених до трансформаторів напруги.



Розрахунок навантаження трансформатора напруги

Прилади

тип

S,ВА

Число обмоток 

Число приладів

,ВА

Лічильник Альфа

А1Д- 3А2С27

4

2

1

8

Лічильник активної енергії

СА3У-5007

6

2

7

84

Лічильник реактивної енергії

СР4У-5008

5.5

2

7

77

Вольтметр

Е 377

2

1

1

2

Всього









171





      Приймаємо до встановлення трансформатор напруги типу   3 ∙ ЗНОЛ 06 – 10 У3

В класі точності 0.5

Sном = 75к ВА

 

                        

                                       171

На напругу 110 кВ встановлюємо трансформатори напруги типу 3∙ НКФ – 110.































11. Конструктивне виконання підстанції

       В даному курсовому проекті, опираючись на Державні стандарти, норми технологічного проектування , ПУЕ, МЕК, сучасним системам позначення одиниць було спроектовано  понижувальну підстанцію 110/10 кВ.

        Було обрано та встановлено наступне обладнання:

- силові трансформатори ТДН 16000/10 

- вимикачі на стороні високої напруги LТ В145 D1/В з електромагнітним приводом. Тип приводу обумовлюється  обраним видом оперативного струму-випрямлений змінний. На стороні низької напруги обрано вимикачі ВРМГ2-10-31.5/630 У2  з електромагнітним приводом 

- роз’єднувачі РНД 110/1000 У1 на стороні високої напруги обрані типу . Вони на схемі представлені з 1 (перед вимикачем високої напруги) та 2 (ввідні роз’єднувачі та роз’єднувачі в перемичці) заземлюючими ножами.

- розрядники на стороні високої напруги РВМГ-110 МУ1.

- трансформатори струму на стороні високої напруги – ТФЗМ-110 (двобмоткові),  на стороні низької напруги ТЛК-10УЗ (двообмоткові). 

- трансформатори напруги на стороні високої напруги типу 3∙ТЛК – 110                ( встановлюються для живлення приводів вимикачів високої напруги). На стороні низької напруги для контролю ізоляції встановлюємо ЗНОЛ 0,6/10УЗ.

-  в якості трансформатора  власних  потреб на стороні низької напруги встановлюємо трансформатори типу ТМ 16/10.

     В якості релейного захисту було встановлено такі його види: МСЗ з витримкою часу, захист від замикань на землю, струмова  відсічка, АВР.

      Для обліку  енергії на розподільчому пристрої встановлюємо лічильники активної та реактивної енергії, а також універсальні лічильники типу АЛЬФА.

       Головні з`єднання виконані за схемою містка з вимикачем в перемичці та додатковою перемичкою (з двома роз`єднувачами)  на стороні високої напруги.







Висновок

У даному курсовому проекті було проведено проектування   підстанції   напругою 110/10 кВ.

Процес проектування електричної підстанції складається з ряду послідовних етапів: побудова графіків електричних навантажень; визначення основних параметрів і коефіцієнтів, що характерезують графіки навантажень; вибір силових навантажень; складання схеми електричних з’єднань підстанції; оцінка ефиктивності варіантів різних схем підстанції; розрахунок струмів короткого замикання; вибір струмопроводів; вибір електричних апаратів високої напруги;  вибір потужності та схем живлення трансформаторів власних потреб; облік та вимірювання на підстанції; вибір трансформаторів струму і напруги.

У першому розділі КП було побудовано сумарний добовий графік навантаження підстанції по активній, реактивній і повній потужності, а також річний графік навантаження підстанції за тривалістю активної потужностів.

Вибір потужності силових трансформаторів здійснюволося з урахуванням аварійних й допустимих систиматичних перевантажень. З цих міркувань було обрано трансформатор типу ТДН – 16000/110.

У даному  КП було представленосхему прохідної двотрансформаторної підстанції напругою 110/10 кВ.

Преспективність схеми, зручність експлуатації, дефіцитність обладнання та інші фактори пітвердили правельність вибору кінцевого варіанту.

За економічною густиною струму та розрахованим перерізом, було обрано струмопроводи типу  АС – 185/29 та АС – 400/22. Вибраний таким чином провідник  задовільняє  умови перевірки на допустиме струмове навантаження.

У пункті вибору електричних апаратів високої напруги, було обрано: вимикачі типу ВР2 – 10 – 31,5/630 У2 та LТВ – 145 D1/В; роз’єднувачі – РНД – 110/1000;  розр’ядники – РВМГ – 110 МУ1; ізолятори – ИО – 10 – 375 У3.

В якості трансформатора власних потреб було обрано ТМ – 16/10.

Для обліку та вимірювання електроенергії на підстанції було обрано ТС, ТН, амперметр, вольтметр, лічильник активної та реактивної енергії, лічильник α.

Список використаної літератури

Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергия, 1980.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций – М.: Энергия, 1980.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

Справочник по проектированию электрических систем /Под ред. С.С. Рокотян, И.М. Шапиро. – М.: Энергия, 1980.

Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. – М.: Энергия, 1970.

Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу ˝Электрическая часть станций и подстанцый˝. – Кировоград: КГТУ, 2002.