Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

• Вступ
• 1 Аналіз вхідних даних для проектування підстанції
• 2. Вибір силових трансформаторів
• 2.1 Вибір силового трансформатора для ПС1
• 2.2 Вибір силового трансформатора для ПС2
• 2.3 Вибір силового трансформатора для ПС3
• 2.4 Вибір силового трансформатора для ПС4
• 3. Вибір схеми
• 3.1 Вибір схеми на стороні ВН.
• 3.2 Вибір схеми на стороні СН
• 3.3 Вибір схеми на стороні НН
• 4. Розрахунок струмів короткого замиканнЯ
• 4.1 Розрахунок струмів короткого замикання
• 4.2 Розрахунок ударних струмів
• 4.3 Розрахунок теплових імпульсів
• 4.4 Розрахунок аперіодичних складових струмів короткого замикання
• 4.5. Розрахунок проектних струмів
• 5. ВИбір шин і ошинування
• 5.1 Вибір шин на ВН
• 5.2 Вибір шин на СН
• 5.3 Вибір шин на НН
• 6. Вибір вимикачів і роз'єднувачів
• 6.1 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на сторону ВН.
• 6.2 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на сторону СН
• 6.3 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на сторону НН
• 7. Вибір трансформаторів струму і напруг
• 7.1 Вибір трансформаторів струму
• 7.2 Вибір трансформаторів напруги
• 8. Вибір схеми живлення власних потреб ПС
• 8.1 Вибір схеми живлення власних потреб підстанції
• 8.2 Вибір потужності трансформатора власних потреб
• Висновок
• Список використаної літератури:

Вступ

Знижуючі підстанції призначені для розподілу електричної енергії по мережі низької напруги і створення пунктів з'єднання мережі ВН (комутаційних пунктів).

Підстанції класифікуються по їх місцю в ЕЕС і способі приєднання на тупикових, відгалужувальних, прохідних і вузлових. Через шини прохідних і вузлових підстанцій можуть здійснюватися перетікання потужності між окремими частинами енергосистеми, тому такі підстанції називаються транзитними.

Підстанції включають один або два трансформатори або автотрансформатори. Кількість трансформаторів залежить від надійності електропостачання споживачів. Підстанція може включати одне або декілька розподільних пристроїв підвищеної напруги, а також розподільний пристрій низької напруги (10 кВ), як правило, виконаний закритим з камерами КРУ.

Метою даної роботи є проектування електричної частини підстанції. У ній розглядаються наступні питання:

1) Вибір принципової схеми підстанції, що включає вибір числа, типа і потужності автотрансформаторів зв'язку.

2) Вибір схем розподільних пристроїв підвищеної напруги.

3) Вибір схеми живлення власних потреб підстанції, що включає вибір числа, типа і потужності трансформаторів власних потреб.

4) Розрахунок струмів короткого замикання для вибору електричних апаратів і провідників.

5) Вибір необхідних способів обмеження струмів короткого замикання.

6) Вибір електричних апаратів і провідників: вимикачів, раз'едінітелей, вимірювальних трансформаторів струму і напруги, шин РУ.

1. Аналіз вхідних даних для проектування підстанції

Проект схем електричних з'єднань та вибір обладнання виконуємо для електричної підстанції ПС-3 електричної мережі, наведеної на рисунку 1.

Рисунок 1.-Схема електричної мережі

підстанція напруга замикання трансформатор

Дана мережа за конфігурацією є складнозамкнена, вона складається з 4-х підстанцій, які з'єднані між собою 6-ма повітряними лініями. Всі підстанції живляться від РП. Проектована підстанція ПС-3 є прохідною, вона живить споживачів на низькій та середній напругах. Схема електричної мережі наведена на рисунку 1.

Лінії мережі виконані проводом АС-120/19 Напруга на шинах РП - 118 кВ. Лінія Л6 двоколова. Підстанція, що проектується, має наступні номінальні напруги: на стороні високої напруги (ВН) - 110 кВ; на стороні середньої напруги (СН) - 35 кВ; на стороні низької напруги (НН) - 10 кВ. Довжини ліній наведено в таблиці 1.

Таблиця 1

Назва ЛЕП	Л1	Л2	Л3	Л4	Л5	Л6
Довжина, км	21	35	25	28	23	36

Потужність КЗ: . Підстанція буде споруджуватись відкритою. Кліматичні умови: середньорічна температура +10 оС, очікувана максимальна плюсова +30оС, та максимальна мінусова -30оС. Рівень забрудненості атмосфери - нормальний.

В таблиці 2. наведена характеристика підстанцій:

Таблиця 2

№ ПС	ПС1	ПС2	ПС3	ПС4
Потужність споживання, Рпс	18	28	20	12
Номінальні напруги на шинах, кВ	ВН	110	110	110	110
	СН	35	35	35	35
	НН	10	10	10	10
Коефіцієнт потужності, cosц	СН	0,86	0,88	0,86	0,87
	НН	0,91	0,88	0,88	0,9
Потужність на шинах, P%	СН	70	60	60	70
	НН	30	40	40	30

Опір системи: ХС=U2/SКЗ=1182/820=16,98 Ом;

2. Вибір силових трансформаторів

Здійснюємо вибір триобмоткових трансформаторів на напругу 110/35/10 кВ. Для даних трансформаторів найважчим режимом є ремонтне перевантаження одного з трансформатора чи аварійне. На основі цього і здійснюємо вибір.

Умова вибору:

де Sрозр.ТР - розрахункова потужність трансформатора.

,

де SПс - потужність на стороні ВН.

Здійснюємо розрахунок потужностей: активної,реактивної і повної на всіх сторонах трансформатора, а також розраховуємо розрахункову потужність трансформатора Sрозр.ТР і здійснюємо вибір трансформатора:

2.1 Вибір силового трансформатора для ПС1

На стороні СН:

Рсн=Рпс*Рсн%=18*0,7=12,6 МВт

Qсн= Рсн*tg(arcos(cosц))=12,6* tg(arcos(cos(0,86)))=7,476 МВАр

Scн= Рсн / cosц=12,6/0,86=14,651 МВА

На стороні НН:

Рнн=Рпс*Рнн%=18*0,3=5,4 МВт

Qнн= Рнн*tg(arcos(cosц))= 5,4* tg(arcos(cos(0,91)))=2,46 МВАр

Sнн= Рнн / cosц=5,4/0,91=5,934 МВА

На стороні ВН:

Рвн= Рпс=18 МВт

Qвн= Qсн + Qнн =7,476+2,46=9,936 МВАр

Sрозр.ТР=Sвн /1,4=20,56/1,4=14,69 МВА

Згідно таблиці 3.8 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТДТН-16000/110/35/10

2.2 Вибір силового трансформатора для ПС2

На стороні СН:

Рсн=Рпс*Рсн%=28*0,6=16,8 МВт

Qсн= Рсн*tg(arcos(cosц))=16,8* tg(arcos(cos(0,88)))=9,068 МВАр

Scн= Рсн / cosц=16,8/0,88=19,091 МВА

На стороні НН:

Рнн=Рпс*Рнн%=28*0,4=11,2 МВт

Qнн= Рнн*tg(arcos(cosц))= 11,2* tg(arcos(cos(0,88)))=6,045 МВАр

Sнн= Рнн / cosц=6,045/0,88=12,73 МВА

На стороні ВН:

Рвн= Рпс=28 МВт

Qвн= Qсн + Qнн =9,068+6,045=15,113 МВАр

Sрозр.ТР=Sвн /1,4=31,82/1,4=22,72 МВА

Згідно таблиці 3.8 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТДТН -25000/110/35/10

2.3 Вибір силового трансформатора для ПС3

На стороні СН:

Рсн=Рпс*Рсн%=20*0,6=12 МВт

Qсн= Рсн*tg(arcos(cosц))=20* tg(arcos(cos(0,86)))=7,12 МВАр

Scн= Рсн / cosц=12/0,86=13,95 МВА

На стороні НН:

Рнн=Рпс*Рнн%=20*0,4=8 МВт

Qнн= Рнн*tg(arcos(cosц))= 8* tg(arcos(cos(0,88)))=4,32 МВАр

Sнн= Рнн / cosц=8/0,88=9,09 МВА

На стороні ВН:

Рвн= Рпс=20 МВт

Qвн= Qсн + Qнн =7,12+4,32=11,44 МВАр

Sрозр.ТР=Sвн /1,4=23,04/1,4=16,457 МВА

Згідно таблиці 3.8 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТДТН -25000/110/35/10

2.4 Вибір силового трансформатора для ПС4

На стороні СН:

Рсн=Рпс*Рсн%=12*0,7=8,4 МВт

Qсн= Рсн*tg(arcos(cosц))=8,4* tg(arcos(cos(0,87)))=4,76 МВАр

Scн= Рсн / cosц=8,4/0,87=9,655 МВА

На стороні НН:

Рнн=Рпс*Рнн%=12*0,3=3,6 МВт

Qнн= Рнн*tg(arcos(cosц))=3,6* tg(arcos(cos(0,9)))=1,74 МВАр

Sнн= Рнн / cosц=3,6/0,9=4 МВА

На стороні ВН:

Рвн= Рпс=12 МВт

Qвн= Qсн + Qнн =4,76+1,74=6,5 МВАр

Sрозр.ТР=Sвн /1,4=13,64/1,4=9,74 МВА

Згідно таблиці 3.8 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТДТН-10000/110/35/10

3. Вибір схеми

3.1 Вибір схеми на стороні ВН

На високій стороні (110 кВ) вибираю систему шин : « Схема місток з вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів.

Схему РП високої напруги 35-220 кВ місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів застосовують на прохідних підстанціях з трансформаторами потужністю до 63 МВА, якщо необхідно секціонувати лінії та зберегти транзит потужності у випадку пошкодження трансформатора .В нормальному режимі роботи підстанції вимикач у містку - включений.

Якщо у трансформаторі Т1 виникло пошкодження, то будуть вимикатися вимикачі Q1 та Q4 (рисунок 3.1) і транзит потужності через РП високої напруги підстанції буде зберігатися. У випадку виникнення пошкодження на лінії W1, вимикаються вимикач Q1 і вимикач QА на ПС А. Трансформатори Т1 і Т2 залишаються в роботі. використовувати: схему блок лінія-трансформатор з одним вимикачем за однієї лінії та одного трансформатора; схему місток з встановленням одного або двох вимикачів (залежно від схеми мережі) за двох ліній та одного трансформатора.

Рисунок 3.1.1 ? Схема мережі



Рисунок 3.1.2 ? Схема місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів

1. Трансформатори струму, відмічені *, встановлюються при відповідному обгрунтуванні.

2. Трансформатори напруги мають бути підключені через роз'єднувачі

3.2 Вибір схеми на стороні СН

На середній стороні використовуєм схему одна секціонована вимикачем система шин.

Схема одної секціонованої вимикачем системи шин (рисунок 3.2) може використовуватися на вузлових підстанціях 35 кВ для РП високої напруги, а також на підстанціях 110-220 кВ для РП середньої напруги (35 кВ) або низької напруги (35 кВ). Схему одна секціонована вимикачем система шин використовують, якщо кількість ліній, які відходять від шин підстанції більше трьох.

Недоліком схеми є те, що на час ремонту вимикача вимикають приєднання - лінію чи джерело живлення. Це допустимо тому, що час ремонту вимикачів напругою 35 кВ є незначний, і на цей час для забезпечення споживачів електроенергією використовують резервування по мережах низької напруги.

Рисунок 3.2 ? Схема одна робоча секціонована вимикачем система шин

1. Розєднувачі, відмічені *, у ланцюгах трансформаторів встановлюються лише в РУ НН і СН при триобмоткових трансформаторах або автотрансформаторах.

2. При необхідності пристрою АВР на одній з ліній, що живлять підстанцію, 35 кВ (резервною) можуть бути встановлені комплекти трансформаторів напруги і розрядників до вимикача.

Кількість приєднань на стороні СН для ПС3 буде становити:

3.3 Вибір схеми на стороні НН

На низькій стороні використовую «схему одна одинока, секціонована вимикачем», рисунок 3.3, оскільки дана схема забезпечує достатню степінь надійності і порівняно дешева.

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.

Рисунок. 3.3 ? Одна одинока, секціонована вимикачем, система шин

1. Необхідність установки елементів а, б и, в, а також тип захисного апарату в ланцюзі трансформатора СН визначається при конкретному проектуванні.

2. При оперативному змінному і випрямленому струмі трансформатор СН приєднується безпосередньо до виводів трансформаторів (до вимикача - з'єднання пунктиром).

3. Трансформатори струму, помічені *, установлюються при відповіднім обгрунтуванні.

4. Розєднувачі, помічені **, установлюються тільки при наявності регулювальних трансформаторів

Кількість приєднань на стороні НН для ПС3 буде становити:

Приймаємо 10, по 5 приєднань до шини.

4. Розрахунок струмів короткого замиканнЯ

4.1 Розрахунок струмів короткого замикання

Струми короткого замикання розраховуємо в програмному комплексі ДАКАР.

Схема що використовувалася для розрахунку наведена на рисунку 3.1.

Рисунок 3.1 ? Схема для розрахунку з програмного комплексу ДАКАР

Нижче наведено результати розрахунку програмного комплексу

Відключені регулятори швидкості

1:

Параметри джерел

Генерування вузла Eq''кВ град. Xg Ом

1: 112.3 5.9 17 16.98

Вихідний симетричний режим

Фазні напруги і струми джерел живлення

-----------------------------------

вузол джерела U кВ град. I кА град.

1: 112.26 5.9 0.446 28.8

Види КЗ і несиметрії

КЗ у вузлі

Вузол 4:

Вузол 17:

Вузол 18:

Розрахунок несиметрії.Базовий режим.

Вузол КЗ- 4:

---------------------------

Опір прямої послідовності - 5.726, 21.883

ТРИФАЗНЕ КОРОТКЕ ЗАМИКАННЯ

-----------------------------

Струм в місці КЗ 2.649 кА -75.4град

--------------------------------------------------------

Від вузла I кА фаза град

1: 1.691 -75.2

3: 0.958 -75.8

Tr3:5 0.000 0.0

Tr3:6 0.000 0.0

Фазні напруги і струми джерел живлення

-----------------------------------

вузол джерела U кВ град. I кА град.

1: 112.26 5.9 2.708 -74.6

Вузол КЗ- 17:

---------------------------

Опір прямої послідовності - 0.113, 0.590

ТРИФАЗНЕ КОРОТКЕ ЗАМИКАННЯ

-----------------------------

Струм в місці КЗ 9.203 кА -82.4град

--------------------------------------------------------

Від вузла I кА фаза град

Tr3:5 4.601 -82.4

Tr3:6 4.601 -82.4

Фазні напруги і струми джерел живлення

-----------------------------------

вузол джерела U кВ град. I кА град.

1: 112.26 5.9 1.030 -71.1

Вузол КЗ- 18:

---------------------------

Опір прямої послідовності - 1.242, 5.259

ТРИФАЗНЕ КОРОТКЕ ЗАМИКАННЯ

-----------------------------

Струм в місці КЗ 3.603 кА -79.2град

--------------------------------------------------------

Від вузла I кА фаза град

Tr3:5 1.801 -79.2

Tr3:6 1.801 -79.2

Фазні напруги і струми джерел живлення

-----------------------------------

вузол джерела U кВ град. I кА град.

1: 112.26 5.9 1.332 -72.5

Отже струм трифазного короткого замикання на стороні:

ВН становить 2,697 кА;

СН становить 3,603 кА;

НН становить 9,023 кА;

Ударні коефіцієнти і сталі часу для струмів короткого замикання вибираєм з таблиці 3.8[3]

Для ВН: Та=0,02 с; kу=1,608;

Для СН: Та=0,02 с; kу=1,6;

Для НН: Та=0,016 с; kу=1,2;

4.2 Розрахунок ударних струмів

Розрахунок значення ударного струму КЗ

Сторона ВН:

Сторона СН:

Сторона НН:

4.3 Розрахунок теплових імпульсів

Повний час вимкнення вимикача для вакуумних вимикачів, що будуть перевірятися, складає

Для вимикачів ВН - 0,065 с;[4]

Для вимикачів СН - 0,06 с;[5]

Для вимикачів НН - 0,062 с;[6]

Оскільки трансформатори оснащені релейним захистом диференційного типу, то його час спрацювання становить 0,1-0,08 с;

Сторона ВН:

- час вимкнення:

- тепловий імпульс:

Сторона СН:

;

Сторона НН:

4.4 Розрахунок аперіодичних складових струмів короткого замикання

Розрахуємо аперіодичні складові для струмів короткого замикання, прийнявши що мінімальний час спрацювання релейного захисту становить 0,01 с, с24[1];

Розрахунок аперіодичної складової струму короткого замикання

- визначаю аперіодичну складову струму короткого замикання:

Сторона ВН:

Сторона СН:

Сторона СН:

4.5 Розрахунок проектних струмів

Найбільший розрахунковий струм в колах ВН:

Найбільший розрахунковий струм в колах СН:

Найбільший розрахунковий струм в колах НН:

5. ВИбір шин і ошинування

5.1 Вибір шин на ВН

В РУ 110 кВ використовують гнучкі шини виконані проводом марки АС.

Вибір здійснюється по допустимому струму, що може протікати в проводі за відповідних кліматичних та інших при наявності умов. Вибираєм провід марки АС -70/11 з допустимим тривалим струмом 265 А.

Ідоп ? Іроб.макс, 265?175, А.

1. Перевірка шини по допустимому струму:

2. Перевірка шини на схлестування не проводиться, так як ударний струм не перевищує 20 кА.

3. Провірка шина на термічну стійкість від струмів короткого замикання не проводиться, оскільки шини виконані не ізольованим проводом на відкритому повітрі.

4. Перевірка на корону не проводиться, тому що згідно ПУЕ мінімальний переріз проводу становить для класу напруги 110 кВ 70 мм2

Струмовідні частини від виводів трансформатора виконуються такими же шинами.

5.2 Вибір шин на СН

В РУ 35 кВ використовують гнучкі шини виконані проводом марки АС.

Вибір здійснюється по допустимому струму, що може протікати в проводі за відповідних кліматичних та інших при наявності умов. Вибираєм провід марки АС 95/16 з допустимим тривалим струмом 330 А.

Ідоп ? Іроб.макс, 330?230, А;

5. Перевірка шини по допустимому струму:

6. Перевірка шини на схлестування не проводиться, так як ударний струм не перевищує 20 кА.

7. Провірка шина на термічну стійкість від струмів короткого замикання не проводиться, оскільки шини виконані не ізольованим проводом на відкритому повітрі.

8. Перевірка на корону не проводиться, тому що згідно ПУЕ мінімальний переріз проводу становить для класу напруги 35 кВ 95 мм2

Струмовідні частини від виводів трансформатора виконуються такими же шинами.

5.3 Вибір шин на НН

Відповідно до ПУЕ для даного найбільшого робочого струму НН, що становить 525 А, при умові тривалого режиму роботи вибираємо алюмінієву смугу марки А1 прямокутного перерізу 40Ч6 мм для якої допустимий струм, який відповідає номінальній температурі оточуючого середовища плюс 25 С, становить 540 А.

Нехай максимальна середньорічна температура за останні 25 років складає 10С, тоді:

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

Відповідно до ПУЕ необхідно щоб для шин виконувалось умова:

,

умова виконується,тому приймаємо шини марки А1 розміром

F = (405) = 200мм2

Перевіримо вибрані шини на термічну стійкість.

При короткому замиканні температура шин не повинна перевищувати +2000С - це є умова термічної стійкості шин.

Тепловий імпульс становить:

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

45,35 °С

За значенням температури шини на момент виникнення короткого замикання иП = 45,35°С по рисунку 2 [8] визначимо значення величини

fП = 45,35°С

°С

За значенням величини fК = 49,168°С по графіку визначимо значення температури шини на момент вимикання короткого замикання иК = 49,168°С.

Значення температури шини на момент вимикання короткого замикання иК = 49,168°С не перевищує кінцевої допустимої температури нагрівання матеріалу шини иК доп, яка для алюмінієвих шин рівна 200°С Отже, вибрані шини проходять за термічною стійкістю, тобто умова иК< иК доп виконується.

Шини розміщую пластом.

- момент інерції для шин розміщених "пластом":

- довжина прогону:

Приймаємо 0,7 м.

Перевіримо на електродинамічну стійкість вибрані шини за значенням максимального (ударного) струму к. з., який проходить по шинах при трифазному к. з. на шинах. Шини вибрані правильно, якщо фактичне розрахункове напруження при к. з. розр. менше або рівне допустимому, яке для мідних шин рівне доп = 82,3 МПа, тобто коли виконується умова

- найбільше зусилля, яке буде діяти на провідник при трифазному КЗ

де - мінімальна відстань між шинами .

- згинаючий момент:



- напруження в матеріалі шини, яке виникає внаслідок дії згинаючого моменту.

- перевірка виконується.

6. Вибір вимикачів і роз'єднувачів

6.1 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на сторону ВН.

Проводимо вибір вимикача і роз'єднувача зі сторони ВН враховуючи обмеження струмів КЗ.

кА

- постійна часу і ударний коефіцієнт: Ку=1.608; - діюче значення ударного струму КЗ:

кА;

- амплітудне значення:

кА;

- максимальний струм в робочому режимі: Іроб.max=175,7 А.

Вибираємо вимикач типу ВРС-110[4] з трансформатором струму Перевіряємо вимикач:

1) по напрузі: , 110 кВ.

2) по максимальному робочому струму:, 175,7 кА<1000 кА.

3) по електро-динамічній стійкості: ;маємо

6,133 кА<81 кА; 4,337 кА<31,5 кА.

4) за відключаючою здатністю:

а) по симетричному струму: , де Іном.відк=31,5 кА.

Визначаємо симетричний струм:

кА, бо струм системи не затухаючий

б) по асиметричному струму:

де вн - нормоване допустиме значення аперіодичного доданку в струмі КЗ, при с приймається вн=0,4.

іаф - аперіодичний струм КЗ:

кА;

кА

тобто 3,904 кА<62,36 кА умова виконується;

5) за термічною стійкістю: , де - тепловий імпульс;

кА2с;

ІТ, tT - струм термічної стійкості вимикача і час його дії:

кА2с;

1,339 кА2Мс<2976,8 кА2с, отже по всіх умовах вимикач підходить. Результати заносимо в таблицю 6.1.

Здійснюємо вибір роз'єднувача по таблиці 5.5 [2]:

Вибираємо РНДЗ-2-110/1000

Перевірка:

1) по напрузі, 110 кВ;

2) по струму: 175,7 А< 1000 А;

3) за динамічною стійкістю: кА2с;

1,339 кА2Мс<2976,8 кА2с

Усі дані заносимо в таблицю 6.1.

Здійснюємо вибір роз'єднувача по таблиці 5.5 [2]:

Вибираємо РНДЗ-1-110/1000

Перевірка:

1) по напрузі, 110 кВ;

2) по струму: 175,7 А< 1000 А;

3) за динамічною стійкістю: кА2с;

1,339 кА2Мс<2976,8 кА2с

Усі дані заносимо в таблицю 6.1.

Таблиця 6.1 - Вибір вимикача і роз'єднувача з боку ВН

Розрахункові дані	Номінальні дані
	ВРС-110/1000 УХЛ1	РНДЗ-2-110/1000	РНДЗ-1-110/1000
Іроб = 4340 А	Іроб = 1000 А	Іроб = 1000 А	Іроб = 1000 А
Uроб=110 кВ	Uроб=110 кВ	Uроб=110 кВ	Uроб=110 кВ
І?= 2,697 кА	Ігр.кріз=31,5 кА	-	-
іу = 6,133 кА	ігр.кріз=81 кА	ігр.кріз=80 кА	ігр.кріз=80 кА
Іnф = 2,697 кА	Іном.відк=31,5 кА	-	-

6.2 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на сторону СН

Проводимо вибір вимикача і роз'єднувача зі сторони ВН враховуючи обмеження струмів КЗ. кА

- постійна часу і ударний коефіцієнт: Ку=1.6; - діюче значення ударного струму КЗ:

кА;

- амплітудне значення:

кА;

- максимальний струм в робочому режимі: Іроб.max=230 А.

Вибираємо вимикач типу ВВН-СЭЩ-35[5] Перевіряємо вимикач:

1) по напрузі: , 35 кВ.

2) по максимальному робочому струму: , 230 А<1000 А.

3) по електро-динамічній стійкості: ;маємо

8,153 кА<63 кА; 5,765 кА<45 кА.

4) за відключаючою здатністю:

а) по симетричному струму: , де Іном.відк=25 кА.

Визначаємо симетричний струм:

кА, бо струм системи не затухаючий

б) по асиметричному струму:

де вн - нормоване допустиме значення аперіодичного доданку в струмі КЗ, при с приймається вн=0,4.

іаф - аперіодичний струм КЗ:

кА;

кА;

тобто 5,25 кА<49,5 кА умова виконується;

5) за термічною стійкістю: , де - тепловий імпульс;

кА2Мс;

ІТ, tT - струм термічної стійкості вимикача і час його дії:

кА2с;

2,336 кА2Мс<1875 кА2с, отже по всіх умовах вимикач підходить. Результати заносимо в таблицю 6.2.

Здійснюємо перевірку роз'єднувача РНДЗ.2.-35/1000 НУХЛ1

Перевірка:

1) по напрузі, 10 кВ;

2) по струму: 230А< 1000 А;

3) за динамічною стійкістю:

4) за термічною стійкістю кА2Мс;

2,336 кА2Мс<1875 кА2с

Усі дані заносимо в таблицю 6.2.

Здійснюємо перевірку роз'єднувача РНДЗ.1.-35/1000 НУХЛ1

Перевірка:

1) по напрузі, 10 кВ;

2) по струму: 230А< 1000 А;

3) за динамічною стійкістю:

4) за термічною стійкістю кА2Мс;

2,336 кА2Мс<1875 кА2с

Усі дані заносимо в таблицю 6.2.

Таблиця 6.2 - Вибір вимикача і роз'єднувача з боку СН

Розрахункові дані	Номінальні дані
	ВВН-СЭЩ-35	РНДЗ.2.-35/1000 НУХЛ1	РНДЗ.1.-35/1000 НУХЛ1
Іроб = 230 А	Іроб = 1000 А	Іроб = 1000 А	Іроб = 1000 А
Uроб=35 кВ	Uроб=35 кВ	Uроб=35 кВ	Uроб=35 кВ
І?= 3,603 кА	Ігр.кріз=45,5кА
іу = 8,153 кА	ігр.кріз=63 кА	ігр.кріз=63 кА	ігр.кріз=63 кА
Іnф = 3,603 кА	Іном.відк=25 кА

6.3 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на сторону НН.

Проводимо вибір вимикача і роз'єднувача зі сторони ВН враховуючи обмеження струмів КЗ. кА

- постійна часу і ударний коефіцієнт: Ку=1.2; - діюче значення ударного струму КЗ:

кА;

- амплітудне значення:

кА;

- максимальний струм в робочому режимі: Іроб.max=525 А.

Вибираємо вимикач типу ВВ (н) 89 -12 (Р) П 630[6] з розєднувачем Перевіряємо вимикач:

1) по напрузі: , 10 кВ.

2) по максимальному робочому струму: , 525 А<630 А.

3) по електро-динамічній стійкості: ;маємо

15,31 кА<45 кА; 8,84 кА<31,5 кА.

4) за відключаючою здатністю:

а) по симетричному струму: , де Іном.відк=12,5 кА.

Визначаємо симетричний струм:

кА, бо струм системи не затухаючий

б) по асиметричному струму:

де вн - нормоване допустиме значення аперіодичного доданку в струмі КЗ, при с приймається вн=0,4.

іаф - аперіодичний струм КЗ:

кА;

кА;

тобто 12,9 кА<24,4 кА умова виконується;

5) за термічною стійкістю: , де - тепловий імпульс;

кА2Мс;

ІТ, tT - струм термічної стійкості вимикача і час його дії:

кА2с;

14,94 кА2Мс<625 кА2с, отже по всіх умовах вимикач підходить. Результати заносимо в таблицю 6.3.

Здійснюємо перевірку роз'єднувача

Перевірка:

1) по напрузі, 10 кВ;

2) по струму: 525А< 630 А;

3) за динамічною стійкістю: кА2Мс;

14,94 кА2Мс<6400 кА2Мс

Усі дані заносимо в таблицю 6.3.

Таблиця 6.3 - Вибір вимикача і роз'єднувача з боку НН

Розрахункові дані	Номінальні дані
	ВВ (н) 89 -12 (Р) П 630	Розєднувач
Іроб = 525 А	Іроб = 630 А	Іроб = 630 А
Uроб=10 кВ	Uроб=10 кВ	Uроб=10 кВ
І?= 9,023 кА	Ігр.кріз=23кА
іу = 15,31 кА	ігр.кріз=45 кА	ігр.кріз=45 кА
Іnф = 9,023 кА	Іном.відк=12,5 кА

7. Вибір трансформаторів струму і напруг

7.1 Вибір трансформаторів струму

Здійснюємо вибір трансформаторів струму для РП всіх напруг. ТС призначені для зменшення первинного струму до значень, що підходять для приладів і реле, і для відокремлення кіл вимірювання і захисту від первинних кіл ВН. Струмові кола приладів і реле мають малий опір, тому ТС працюють в режимі, близькому до КЗ. Тому при наявності струму в первинній обмотці розмикати вторинну неможна.

Вибір ТС здійснюємо по наступних параметрах:

1) по напрузі:

по струму:

причому номінальний струм повинен бути максимально близьким до робочого струму установки, оскільки навантаження первинної обмотки призводить до збільшення похибок;

3) по конструкції і класу точності;

4) по динамічній стійкості:

,

де іу - ударний струм КЗ;

Кg - кратність динамічної стійкості;

Іном - номінальний струм ТС;

5) по термічній стійкості:

Здійснюємо вибір ТС в колі низької сторони, користуючись таблицею 5.9 [2]. Порівняння даних розрахункових та з каталогу проводимо у таблицю 7.1.1: встановлюємо ТС типу: ТШЛП-10/600/5 УХЛ3[7] .

Таблиця 7.1.1 - Вибір ТС в колі НН

Розрахункові дані	Номінальні дані ТШЛП-10/600/5 УХЛ3
Uроб=10 кВ	Uном=10 кВ
Іроб = 1780 А	Іроб = 600 А

Здійснюємо перевірку ТС за вторинним навантаженням:

1) визначаємо перелік приладів по фазах і складаємо таблицю 7.1.2.

2) визначаємо максимальне завантаження фаз

Таблиця 7.1.2 - Вторинне навантаження трансформаторів струму НН

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Вимірювальні прилади на РУ 10 кВ
Виводи НН три обмоткового трансформатора
Амперметр	Э-335	0	0,5	0
Ваттметр	Д-335	0,5	0	0,5
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	1,5	0	1,5
Всього	2,0	0,5	2,0
Комірки підходящих ліній РУ 10 кВ/ввідні комірки РУ 10 кВ
Амперметр	Э-335	0	0,5	0
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	1,5	0	1,5
Всього	1,5	0,5	1,5
Комірка секційного вимикача 10 кВ
Амперметр	Э-335	0	0,5	0

Для дотримання заданого класу точності 0.5 визначаємо переріз з'єднувальних алюмінієвих проводів, прийнявши їх довжину lРОЗР=10 м.

тоді

Sk=I2*rk=0.05*25=1.25 ВА;

= Sk/25=1,05 Ом;

Вибираємо контрольний алюмінієвий кабель АКВРГ з жилами перерізом 4 мм2.

Здійснюємо вибір ТС в колі середньої напруги, користуючись таблицею 5.9 [2]. Порівняння даних розрахункових та з каталогу проводимо у таблицю 7.1.3: встановлюємо ТС типу: GIF-35/300 УХЛ1[7] .

Таблиця 7.1.3 - Вибір ТС в колі СН

Розрахункові дані	Номінальні дані GIF-35/300 УХЛ1
Uроб=35 кВ	Uном=35 кВ
Іроб = 230 А	Іроб = 300 А
іу = 8,153 кА	=8,48 кА
Вк=2,336 кА2Мс	кА2Мс

Здійснюємо перевірку ТС за вторинним навантаженням:

1) визначаємо перелік приладів по фазах і складаємо таблицю 7.1.4.

2) визначаємо максимальне завантаження фаз

Таблиця 7.1.4 - Вторинне навантаження трансформаторів струму CН

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Вимірювальні прилади на РУ 35 кВ
Виводи СН трьохобвиткового трансформатора
Амперметр	Э-335	0	0,5	0
Ваттметр	Д-335	0,5	0	0,5
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	1,5	0	1,5
Всього	2,0	0,5	2,0
Линии РУ 35 кВ
Амперметр	Э-335	0	0,5	0
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	1,5	0	1,5
Всього	1,5	0,5	1,5
Коло шинозєднувального вимикача 35 кВ
Амперметр	Э-335	0	0,5	0

Перевіряємо по вторинному навантаженню, користуючись схемою включення.

тоді

Sk=I2*rk=0.05*25=1.25 ВА;

= Sk/25=0,47 Ом;

Вибираємо контрольний алюмінієвий кабель АКВРГ з жилами перерізом 4 мм2.

Здійснюємо вибір ТС в колі високої сторони, користуючись таблицею 5.9 [2]. Порівняння даних розрахункових та з каталогу проводимо у таблицю 7.1.5: встановлюємо ТС типу: ТФЗМ 123 УХЛ1[5] .

Таблиця 7.1.5 - Вибір ТС в колі ВН

Розрахункові дані	Номінальні дані ТФЗМ 123 УХЛ1
Uроб=110 кВ	Uном=110 кВ
Іроб = 178 А	Іроб = 200 А
іу = 6,133 кА	=7,15 кА
Вк=1,339 кА2Мс	кА2Мс

Здійснюємо перевірку ТС за вторинним навантаженням:

1) визначаємо перелік приладів по фазах і складаємо табл. 7.1.6.

2) визначаємо максимальне завантаження фаз:

Таблиця 7.1.6 - Вторинне навантаження трансформаторів струму BН

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Вимірювальні прибори на РУ 110 кВ
Лінії зв'язку РУ 110 кВ
Амперметр	Э-335	0	0,5	0
Ваттметр	Д-335	0,5	0	0,5
Варметр	Д-335	0,5	0	0,5
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	1,5	0	1,5
Всього	2,5	0,5	2,5

тоді

Sk=I2*rk=0.05*25=1.25 ВА;

= Sk/25=0,45 Ом;

Вибираємо контрольний алюмінієвий кабель АКВРГ з жилами перерізом 4 мм2.

7.2 Вибір трансформаторів напруги

ТН призначені для пониження високих напруг до стандартного значення 100 В і для відокремлення кіл вимірювання і релейного захисту від первинних кіл ВН. Дані трансформатори працюють в режимі, близькому до режиму холостого ходу, бо опір паралельних котушок приладів і реле великий, а струм малий. При виборі ТН слід враховувати сумарне споживання на вторинній обмотці,

Вибір ТН здійснюється:

- по напрузі;

- по конструкції і схемі сполучення вторинних бмоток;

- по класу точності;

- по вторинному навантаженню:

,

де - навантаження приладів і реле.

Таблиця 7.2.1- Вторинне навантаження для ТV 10 кВ

Прилад	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вимірювальні прилади на РУ 10 кВ
Збірні шини 10 кВ
Вольтметр для виміру з-я 3-х м/ф напруг	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Вівід 10 кВ триобмоткового трансформатора
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	2	2	0,38	0,925	1	4	9,74
Комірки відхідних ліній РУ 10 кВ/ввідні комірки РУ 10 кВ
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	2	2	0,38	0,925	10	40	97,4
Всього	49	107,14

Визначаємо вторинне навантаження: ВА.

Вибираємо по таблиці 5.13 [2]: НАМИ-10-95УХЛ1 і заносимо параметри в таблицю 7.2.2.

Таблиця 7.2.2

Тип	UНОМ, кВ	UНОМ.ОБМОТОК, кВ	Sном, ВА, в классе точности 0,5	Sрозр, ВА
		первичной	Основной вторичной	Дополнительной вторичной
НАМИ-10-95УХЛ1	10	10	0,1	0,1	200	117,8

Таблиця 7.2.3- Вторинне навантаження для ТV 10 кВ

Вимірювальні прилади на РУ 35 кВ
Збірні шини 35 кВ
Вольтметр для виміру з-я 3-х м/ф напруг	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Реєструючий вольтметр	Н-394	10	1	1	0	1	10	0
Фіксуючий прилад	ФИП	3	1	1	0	1	3	0
Вивід 35 кВ триобмоткового трансформатора
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	2	2	0,38	0,925	1	4	9,74
Відхідні лінії 35 кВ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	3	0
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	2	2	0,38	0,925	2	8	19,48
Фіксуючий прилад	ФИП	3	1	1	0	2	6	0
Всього	39	29,22

Визначаємо вторинне навантаження: ВА.

Вибираємо по таблиці 5.13 [2]: НАМИ-35УХЛ1 і заносимо параметри в таблицю 72.4.

Таблиця 7.2.4

Тип	UНОМ, кВ	UНОМ.ОБМОТОК, кВ	Sном, ВА, в классе точности 0,5	SРАСЧ, ВА
		первичной	Основной вторичной	Дополнительной вторичной
НАМИ-35УХЛ1	35	35/	0,1/	0,1	360	48,7

Таблиця 7.2.5- Вторинне навантаження для ТV 110 кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вимірювальні прилади на РУ 110 кВ
Лінії зв'язку з системою РУ 110 кВ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Лічильник електроенергії	СТЭК-1	2	2	0,38	0,925	1	4	9,74
Фіксуючий прилад	ФИП	3	1	1	0	1	3	0
Всього	13	19,48

Визначаємо вторинне навантаження: ВА.

Вибираємо по табл. 5.13 [2]: НАМИ-110УХЛІ і заносимо параметри в таблицю 7.2.6.

Таблиця 7.2.6

Тип	UНОМ, кВ	UНОМ.ОБМОТОК, кВ	Sном, ВА, в классе точности 0,5	SРАСЧ, ВА
		первичной	Основной вторичной	Дополнительной вторичной
НАМИ-110УХЛІ	110	110/	0,1/	0,1	250	23,41

8. Вибір схеми живлення власних потреб ПС

8.1 Вибір схеми живлення власних потреб підстанції

Потужність споживачів власних потреб підстанції порівняно не велика (напруга 220/380 В), живлення цих споживачі отримують від знижувальних трансформаторів.

Склад споживачів с.н. підстанцій залежить від типа підстанції, потужності трансформаторів, наявності синхронних компенсаторів, типа електроустаткування.

Вибір схеми живлення власних потреб залежить від прийнятого на ПС оперативного струму. Потужність трансформаторів власних потреб вибирається по навантаженнях с.н. з врахуванням коефіцієнтів завантаження і одночасності, при цьому окремо враховуються літня і зимові навантаження, а так само навантаження в період ремонтних робіт. Кожен трансформатор вибирають по повному навантаженню с.н., т.к при пошкодженні одного з них (виводі в ремонт), що залишився в роботі повинен забезпечити живлення всіх споживачів.

Проектована підстанція відноситься до підстанцій з постійним чергуванням персоналу, оскільки це підстанція 110 кВ із складною схемою електричних з'єднань і великим об'ємом оперативних перемикань і поточних робіт.

На проектованій підстанції використовується постійний оперативний струм (оскільки це підстанція 110 кВ з числом вимикачів на ВН 3). На даній підстанції трансформатори власних потреб приєднуються до шин 10 кВ. Система шин 0,4 кВ - одна секціонована система шин. Між секціями передбачений пристрій АВР. Трансформатори власних потреб (ТСН) приєднуються до збірних шин 10 кВ через вимикачі.

Схема живлення власних потреб підстанції приведена на Рисуноку. 7.2.1.

8.2 Вибір потужності трансформатора власних потреб

Потужність кожного трансформатора с.н. не повинна перевищувати 630 кВА (при техніко-економічному обгрунтуванні допускається 1000 кВА). Для забезпечення надійності роботи підстанції, необхідно встановити два трансформатори с.н. У нормальному режимі:

Найбільш відповідальними споживачами с.н. підстанцій є оперативні ланцюги, система зв'язку, телемеханіки, система охолоджування трансформаторів і GC, аварійне освітлення, система пожежогасінні.

Приведені основні споживачі власних потреб даної підстанції з вказівкою споживаній потужності для кожного з них.

Рисунок. 8.2.1 ? Схема власних потреб підстанції

Таблиця 8.2.1- Основні споживачі власних потреб підстанції

Вид споживача	Установлена потужність	cosц	Tgц	Нагрузка
	Одиниця кВт, на їх кількість	Всього кВт			Руст кВт	Qуст кВт
ТДТН - 25000/110	4,5х2	9	0,85	0,62	9	5,58
Підігрів шаф КРУ	1х17	17	1	0	17
Опалення і освітлення ОПУ		90	1	0	90
Освітлення, вентиляція ЗРУ		10	1	0	10
Освітлення ОРУ 110 кВ		5	1	0	5
Освітлення ОРУ 35 кВ		5	1	0	5
Освітлення РУ 10 кВ		10	1	0	10
Привід вимикача ВН	1,888 х3	5,664	0,85	0,62	5,664	3,512
Привід вимикача СН	11,33 х7	79,31	0,6	1,333	79,31	105,48
Привід вимикача НН	0,04 х3	0,12	0,85	0,62	0,12	0,07
Інші витрати		10	0,8	0,75	10	7,5
Всього	243,1	122,142

Кількість шаф КРУ на РУ НН 10кВ визначуваний таким чином: 2 шафи на вводі, 2 шафи для СН, 2 шафи для TV (по числу секцій), 1 шафа з секційними вимикачем, і по числу приєднань (всього 10 ). Всього - 17 комірок КРУ.

Коефіцієнт попиту, враховує коефіцієнти одночасності завантаження, приймається рівним 0,8. Розрахункова потужність споживачів власних потреб становіть 272 кВА;

На підстанціях з постійним черговим персоналом враховуються допустимі аварійні перевантаження трансформаторів. Так як можливий вихід з буд (ремонт) одних трансформаторів власних потреб, то кожен ТСН вибирається по максимальній потужності власних потреб.

Найпотужнішими споживачами є приводу насосів пожежогасінні і водопостачання, а також пересувних (у тому числі підйомних) пристроїв, вони складають близько 20% основної потужності. З врахуванням цього, трансформатор власних потреб має бути розрахований на потужність:

Sтвп.роз=(272*(1+0,2))/1,2=272,08 кВА;

Таким чином, вибираємо два трансформатори: ТСЗ-400/10.

Технічні дані трансформатора приведені в таблиці 8.2.2.

Таблица 8.2.2

Тип Трансформатора	Sном,МВА	Uвн,кВ	Uнн,кВ	ДРх, Вт	ДРк, Вт	Uк, %	Iх,%
ТСЗ-400/10	0,25	10	0,4	160	670	5,2	2,7

Висновок: В розділі була вибрана схема живлення споживачів власних потреб підстанції (на змінному струмі), а так само були вибрані трансформатори власних потреб.

Висновок

В ході даної роботи був вироблений вибір типа і потужності головних трансформаторів, електричних схем розподільних пристроїв всієї напруги ПС 110/35/10, схеми живлення власних потреб, вибір електричних апаратів і провідників. На підстанції встановлюються триобмоткові трансформатори 110/35/10 кВ. Для вибору основного електроустаткування був вироблений розрахунок струмів короткого замикання, який показавщо максимальний струм короткого замикання досягає 9 кА, при короткому замиканні на шинах НН . Були вибрані кабельні лінії, живлячі споживачів НН, причому живлення здійснюється від двох секції РУ НН, що збільшує надійність постачання споживачів, аналогічно було зроблено і на СН, тільки та мвикористовувалися ПЛ. Відповідно до вимог технічного проектування були вибрані вимикачі (вакумні на всій напрузі), які економічніші і безпечніші в порівнянні з масляними і мають кращі технічні показники. Так само були вибрані розєднувачі; вимірні трансформатора струму і напруги, для ви...