Проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в производственном и в бытовом секторах возникает необходимость строительства новых подстанций и реконструкции старых.

Энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности в направлениях: совершенствование схем электроснабжения, сокращение протяженности линий распределительных сетей 10 кВ и 35 кВ, строительство воздушных линий (далее ВЛ) для резервирования подстанций.

Основой системы электроснабжения являются электрические сети напряжением 0.38 - 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией потребители, включая коммунально-бытовые, промышленные предприятия, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Трансформаторные подстанции 35-110 кВ, применяемые для электроснабжения сельских районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА; 110/10 кВ - 2500-10000 кВА; 110/35/10 кВ - 6300-80000 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

Темой дипломного проекта является проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района. Потребителями электроэнергии являются населенные пункты, мастерские. Они относятся в основном к III категории надежности электроснабжения.

1. Краткая характеристика потребителей электроэнергии

Электроснабжение района осуществляется от проходной подстанции 110/10 кВ. Потребительские трансформаторные подстанции (ТП) питаются по семи воздушным линиям.

Величина тока короткого замыкания на шинах 110 кВ в режиме максимума энергосистемы составляет 3,7 кА, в режиме минимума 1,9 кА.

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/сек).

Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм;

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, даН/м2:

максимальный 40;

при гололеде 10.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 165 см.

Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха, С:

максимальная +35;

минимальная -50;

среднегодовая +1,4;

средняя наиболее холодной пятидневки -33.

Число грозовых часов в году 20-40.

Потребителями электроэнергии являются: жилые дома, детсады, школы, насосные станции, мастерские, животноводческие и другие сельскохозяйственные объекты.

2. Расчет электрических нагрузок

Расчет нагрузки рассмотрим на примере д. Лукино. Потребителями являются жилые деревянные дома, одноэтажные - 52 дома, двухэтажные 16 квартир - 8 домов, мастерские PР = 115 кВт, детсад 50 мест, школа 100 мест, насосная станция PР = 60 кВт, котельная PР = 42 кВт, гаражи PР = 160 кВт, зерноток PР = 215 кВт.

Расчетная нагрузка находится по формуле:

Рр. = n · PУД (2.1)

где n - основная характеристика потребителя,

PУД - удельная мощность.

Полная расчетная нагрузка:

Рр = У Ко · Рр (2.2)

где Ко - коэффициент одновременности.

Полная мощность равна:

, (2.3)

Расчет нагрузок деревни Лукино представим в виде таблицы 2.1

Таблица 2.1. Расчет нагрузок д. Лукино

Потребитель	Кол.	Характеристика	n	Руд, кВт	Ко	Рр, кВт	cosц	Qр, квар	Sр, кВА
Дом жилой	52	Кол. кв.	1	4,5	0,9	210,6	0,98	42,76	214,90
Дом жилой	8	Кол. кв.	16	1,7	0,9	195,84	0,98	39,77	199,84
Детсад	1	кол. мест.	50	0,46	0,5	11,5	0,98	2,34	11,73
Школа	1	кол. мест.	100	0,25	0,5	12,5	0,95	4,11	13,16
Котельная	1				0,7	42	0,7	42,85	60,00
Насосная станция					0,8	60	0,7	61,21	85,71
Мастерские					0,5	115	0,65	134,45	176,92
Гаражи					0,5	160	0,7	163,23	228,57
Зерноток					0,6	215	0,65	251,36	330,77
Магазин	1	Площадь торгового зала	100	0,23	0,5	11,5	0,85	7,13	13,53
Итого:						1033,94		749,21	1276,85

Потребители I и II категории подключаются к двум взаиморезервирующим источникам питания. В нашем случае это КТП подключенные к ВЛ 10 кВ идущие от разных секций шин ПС 110/10 кВ. На вводе таких потребителей устанавливается устройство автоматического включения резерва (АВР).

3. Выбор трансформаторов ТП

Согласно ПУЭ для питания электроприемников III категории достаточного одного источника электропитания, для потребителей II категории необходимо два взаиморезервируемых источника питания.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:



где К3- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К3 =0,8 -- для потребителей III категории; К3 =0,7 -- для потребителей II категории

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки.

Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:

,

где Sp - наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА;

F - площадь населенного пункта, км2;

U - допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %;

В - коэффициент, %/кВА*км2.

Для ВЛ 0,38 кВ принимается U = 5%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА*км2; F имеет значение 23 км2.

Питание потребителей деревни Лукино осуществляется от десяти ТП.

К ТП «Лукино» подключены жилые дома, школа и детсад Sр = 440 кВА.

Мощность одного трансформатора:

кВА

Принимаем два трансформатор типа ТМГ-400/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.

Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.1.

Таблица 3.1. Выбор трансформаторов ТП

Потребитель	SР, кВА	Sтр	Кз
ВЛ Некрасово
РЭП	172	250	0,69
Ферма порошино	478	2х400	0,60
Харчевня	17	25	0,68
Кормоцех	165	250	0,66
Некрасово	36	63	0,57
ВЛ Борисово
База СУ	168	250	0,67
Мятино	41	63	0,65
ферма Корсово	171	250	0,68
Лесбумхимпром	412	630	0,65
Б. Макарьевская	32	63	0,51
Антоновская	12	25	0,48
Ферма	112	160	0,70
Ширяевская	31	63	0,49
М. Борисово	56	100	0,56
Детсад	113	2х100	0,57
Мастерские	189	2х160	0,59
Нестерово	40	63	0,63
Афанасово	12	25	0,48
Овсяниково	6	10	0,60

4. Расчет линий электропередач 0,4 кВ

Питание потребителей осуществим посредством воздушных линий по магистральной схеме для одноквартирных жилых домов и по радиальной схеме для остальных потребителей.

Выбор проводов осуществляется:

1. По экономической плотности тока:

, (4.1)

где JЭК - экономическая плотность тока, для Тmax = 2500 ч. JЭК = 1,6

2. По длительному допустимому току:

IР < Iдоп, (4.2)

Где Iдоп - длительно допустимый ток, А;

IР - расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника.

3. По потери напряжения:

(4.3)

где, - активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;

- длина линии, км;

- угол сдвига между напряжением и током в линии.

Рассмотрим выбор проводов на примере насосной станции

Расчетный ток равен:

(4.4)

А

мм2

В соответствии с ПУЭ п. 2.4.14 при стенке гололеда 15 мм сечение несущей жилы из термообработанного алюминия должно быть не менее 50 мм2 по магистрали и не менее 16 мм2 на ответвлениях к вводам.

Выбираем провод СИП-2А 4х95+1х70

Проверка по нагреву расчетным током:

130,38 А<300 А

Проверка на потерю напряжения:

,

На ЛЭП применяем деревянные опоры и линейную арматуру ENSTO.

5. Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кв

Приведем пример расчета для насосной станции.

Рисунок 5.1. Расчетная схема 0,4 кВ



Рисунок 5.2. Схема замещения 0,4 кВ

Система С:UНН = 0,4 кВ;

Трансформатор Т: Sн.тр=100 кВА; Uк=4,5%; ДРк=1,98 кВт.

Линия W1: r0 = 0,443 мОм/м; х0 = 0,1 мОм/м; L=50 м.

Выключатель QF1: Iн=250 А.

Выключатель QF2: Iн=160 А.

Сопротивление питающей системы равно:

(5.1)

мОм.

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

(5.2)

мОм.

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

(5.3)

мОм.

Сопротивления ВЛ:

RW1 = 0,443 · 50 = 22,15 мОм.

XW1 = 0,1 · 50 = 5 мОм.

Сопротивления контактов:

RК1 = 0,009 мОм.

RК2 = 0,027 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей:

RQF1 =0,65 мОм.

XQF1 =0,17 мОм.

RQF2 = 1,3 мОм.

XQF2 =0,7 мОм.

Суммарное сопротивление до точек К3:

RУК1 = Rтр+RQF1+RК1 =31,68+0,65+0,009 =32,34 мОм.

XУК1 =XC+Xтр+XQF1 = 0,7+64,66+0,17 = 65,53 мОм.

RУК2 = RУК1+RQF2+RW1+RК2 = 32,34+1,3+22,15+0,027 = 55,82 мОм

XУК2 =XУК1+XQF2 +XW1= 65,53 + 0,7+5 = 71,23 мОм

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

 (5.4)

Напряжение в стволе дуги:

Uд = ЕД·l (5.5)

Сопротивление дуги равно:

(5.6)

Ток КЗ с учетом сопротивления дуги:

(5.7)

Ударный ток определяется по выражению:

, (5.8)

Где Куд- ударный коэффициент.

; (5.9)

, (5.10)

где - частота сети.

кА

кА

Для трансформатора мощностью Sн=100 кВА расстояние между фазами проводников 60 мм.

UдК1 = 1,6 ·60 = 96 В

UдК2 = 1,6 ·4·6 = 38,4 В

мОм

мОм

кА

кА

Найдем ударный ток КЗ:

с

с

;

;

iудК1 = 1,41 • 3,16 • 1,2 =5,35 кА

iудК2 = 1,41 • 2,55 • 1,01 =3,63 кА

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:

, (5.11)

Где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

Zп - полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.

, (5.12)

Где XT1, XT2, RT1, RT2- соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

XT0, RT0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

Zп = Zп-ф-0уд·L, (5.13)

гдеZп-ф-0уд - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

L - длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К2:

мОм.

ZП = 0,92 · 50 = 46 мОм;

кА.

6. Выбор защитных и коммутационных аппаратов сети 0,4 кВ

В качестве защитных и коммутационных аппаратов применяем автоматические выключатели

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1. По напряжению:

трансформаторный коммутационный электрический

(6.1)

2. По номинальному току:

(6.2)

3. По отстройке от пиковых токов:

, (6.3)

где Ico - ток срабатывания отсечки; Кн - коэффициент надежности; Iпик - пиковый ток.

4. По условию защиты от перегрузки:

(6.4)

5. По времени срабатывания:

, (6.5)

где - собственное время отключения выключателя;

Дt- ступень селективности.

6. По условию стойкости к токам КЗ:

, (6.6)

Где ПКС - предельная коммутационная способность.

7. По условию чувствительности:

,

Где Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки, Кр=1,4-1,5

На отходящей линии Iр = 130,38 А в КТП выбираем выключатель марки ВА08-0405:Iн.в. = 160 А; Iр = 130 А; Iмгн = 10·Iр = 1300 А; Iмтз = 4·Iр = 520 А;

Iперегр =1,25·Iр = 162,5 А; ПКС=25 кА.

1) 660 В > 380 В;

2) Iн.в. =160А>Iр = 130,38 А;

3) Кн·Iпик = 2·130,38 = 260,76 А, Iмтз = 520 А>260,76 А;

4) 1,1·130,38= 143,4 А

Iперегр = 160 А>143,4 А

5) tмтз = 0,2 с

6) ПКС=25 кА>iуд = 5,35 кА

7).

Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.

А.

Выбираем автоматический выключатель ВА08-0405:

Iн.в. = 250 А; Iр = 175 А; Iмгн = 10·Iр 1750 А; Iмтз = 5·Iр = 875А;

Iперегр =1,25·Iр = 220 А; ПКС=35 кА.

1) 660 В > 380 В;

2) Iн.в. =250 А>Iн = 202 А;

3) Кн·Iпик = 4·202= 808 А, Iмтз =875 А>808 А ;

4) Iперегр =220 А>208 А

5) tмтз = 0,4 с

6) ПКС=35 кА>iуд = 5?35 кА

7) .

7. Расчет линий электропередач 10 кВ

Выбор проводов ВЛ 10 кВ проводим аналогично п. 1.3, согласно ПУЭ п. 2.5.77 минимальное сечение провода из термообработанного алюминия 50 мм2. Выбор и расчет проводов ВЛ сведен в таблицу 7.1.

Таблица 7.1. Выбор и расчет проводов ВЛ 10 кВ

ВЛ	Sрасч, кВА	Iрасч, А	Iдоп, А	L, км	Марка провода	r0, Ом/км	х0, Ом/км	U,%
ВЛ Некрасово	868	50,17	310	7	СИП-3 1х70	0,493	0,4	0,64
ВЛ Борисово	1505	86,99	310	32,7	СИП-3 1х70	0,493	0,4	3,90
ВЛ Лукино	1925	111,27	245	11,21	СИП-3 1х50	0,72	0,4	2,20
ВЛ Пожара	2286	132,14	310	11,5	СИП-3 1х70	0,493	0,4	2,08
ВЛ Старина	1737	100,40	310	17,7	СИП-3 1х70	0,493	0,4	2,44
ВЛ Прошино	1974	114,10	310	23,1	СИП-3 1х70	0,493	0,4	3,62
Лукино-2	874	50,52	245	8,3	СИП-3 1х50	0,72	0,4	2,96

ВЛ 10 кВ выполняем на железобетонных опорах. Линейная арматура производства МЗВА, штыревые изоляторы фарфоровые ШФ20У, подвесные- стеклянные ПС70Д.

8. Выбор силовых трансформаторов районной понизительной подстанции

Питание потребителей осуществляется от ПС110/10 кВ проходного типа. ПС включается в рассечку ВЛ 110 кВ. Распределительное устройство (РУ) 110 кВ выполнено по схеме моста с выключателями в цепях трансформаторов.

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5 - 10 лет (к10 = 1,25). Тогда полная расчетная мощность подстанции будет равна:

Sрасч п/ст = (Sрасч + SСН)·К10, (8.1)

где Sрасч= Sнн

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции Sсн=40 кВА.

Полная расчётная мощность подстанции будет равна

Sрасч.п/с=(11,17+0,04)*1,25=14 МВ•А.

Для двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора:

, (8.2)

МВА.

Принимаем два трансформатора ТДН-10000/110/10;

Коэффициент загрузки:

;

Проверяем возможность работы в аварийном режиме.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

.

Технические данные трансформаторов приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1. Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	UВН, кВ	UНН, кВ	uк, %	Рк, кВт	Рх, кВт	I х, %	Цена т.р
ТДН-10000/110/10	110	10	10,5	60	14	0,7	6000

9. Расчет токов короткого замыкания в сети 10 КВ

Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы;

2. Приближенный учёт нагрузок;

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5 %.

Расчет токов короткого замыкания упрощается при использовании схемы замещения. Расчет токов КЗ проводим в именованных единицах.

Расчетные точки короткого замыкания: К1 - на шинах НН; К2…К5 - в конце ВЛ.

Рисунок. 9.1. Схема замещения 10 кВ

Мощность трехфазного короткого замыкания:

, (9.1)

где IкзВН - ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения.

МВ·А.

МВ·А.

Параметры системы:

. (9.2)

Где Ucp- среднее напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах ВН подстанции, МВ·А

Ом.

Ом.

ЭДС системы:

Ес = Uср. (9.3)

Ес = 10,5 кВ.

Параметры силовых трансформаторов:

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

. (9.4)

Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

(9.5)

Ом.

Параметры воздушной линии:

RВЛ = r0 • l (9.6)

XВЛ = x0 • l (9.7)

RВЛ = 0,72 • 11,21 = 8,07 Ом

XВЛ = 0,4 • 11,21 = 4,48 Ом

Параметры отходящих линий приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1. Параметры отходящих линий

ВЛ	L, км	Марка провода	r0, Ом/км	х0, Ом/км	R, Ом	Х, Ом
ВЛ Некрасово	7	СИП-3 1х70	0,493	0,4	3,45	2,80
ВЛ Борисово	32,7	СИП-3 1х70	0,493	0,4	16,12	13,08
ВЛ Лукино	11,21	СИП-3 1х50	0,72	0,4	8,07	4,48
ВЛ Пожара	11,5	СИП-3 1х70	0,493	0,4	5,67	4,60
ВЛ Старина	17,7	СИП-3 1х70	0,493	0,4	8,73	7,08
ВЛ Прошино	23,1	СИП-3 1х70	0,493	0,4	11,39	9,24
Лукино-2	8,3	СИП-3 1х50	0,72	0,4	5,98	3,32

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

, (9.8)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

(9.9)

Ударный ток:

 (9.10)

где куд - ударный коэффициент.

(9.11)

(9.12)

Приведем пример расчета для ВЛ Лукино

кА

кА

кА

с

кА

Расчет токов КЗ сведен в таблицу 9.2.

Таблица 9.2. Расчет токов КЗ

ВЛ	I(3)кзmax, кА	I(3)кзmin, кА	I(2)кз, кА	Tа	куд	iуд, кА
ВЛ Некрасово	1,12	1,10	0,95	0,0037	1,07	1,69
ВЛ Борисово	0,28	0,28	0,24	0,0028	1,03	0,41
ВЛ Лукино	0,61	0,60	0,52	0,0023	1,01	0,87
ВЛ Пожара	0,74	0,73	0,63	0,0033	1,05	1,09
ВЛ Старина	0,50	0,50	0,43	0,0030	1,04	0,73
ВЛ Прошино	0,39	0,39	0,34	0,0029	1,03	0,57
Лукино-2	0,80	0,79	0,68	0,0024	1,02	1,14
Шины 10 кВ	4,66	4,18	3,62	0,0627	1,85	12,18

Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:

Iз(1) = 3 • Uф • щ ? Суд• L (9.13)

где Uф - напряжение фазы сети;

щ - угловая частота напряжения сети;

Суд - емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

L - общая протяженность сети, км.

Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле:

(9.14)

Где Uном - номинальное напряжение сети, кВ;

Lв - общая протяженность воздушных линий сети, км;

Lк - общая протяженность кабельных линий , км.

Определим ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В ПУЭ оговорено: величина емкостного тока замыкания на землю для нормального режима сети. А в данном случае, нормальным режимом работы является раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены).

Для отходящих линий 10 кВ:

А.

Согласно ПУЭ п. 1.2.16 Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах: в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А. В нашем случае компенсация не требуется.

10. выбор электрических аппаратов и токопроводов

Расчет токов нормальных режимов.

Токи нормальных режимов рассчитываются исходя из нормальной схемы соединений электрооборудования подстанции.

Рабочий ток равен:

(10.1)

(10.2)

А

А.

Выбор выключателей и разъединителей.

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

по напряжению

Uном ? Uсети, ном, (10.3)

Где Uном - номинальное напряжение выключателя, (кВ);

Uсети, ном - номинальное напряжение сети, (кВ).

2) по длительному току

Iном ? Iраб, max, (10.4)

где Iном - номинальный ток выключателя, (А)

Iраб, max - максимальный рабочий ток, (А)

3) по отключающей способности:

(10.5)

где ia,r - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

ia,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя;

Допускается выполнение условия:

(10.6)

где норм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

ф - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;

ф = фз, мин + tсоб, (10.7)

где фз, мин = 1,5 с - минимальное время действия защит;

tсоб - собственное время отключения выключателя.

4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по сквозному предельному току короткого замыкания:

(10.8)

где Iпр, скв - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

5) на термическую стойкость:

выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(10.9)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания тока термической стойкости.

Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Параметры аппаратуры, установленной на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		Выключатели	Разъединители
		LTB 145 D1/B	SGF123n
Uном Uсети	Uсети =110 кВ	Uном =110 кВ	Uном =110 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =195 А	Iном =3150 А	Iном =1600 А
Iоткл Iкз	Iкз =3,7 кА	Iоткл =40 кА	--
i пр.скв i уд	i уд =7,8 кА	i пр.скв =102 кА	i пр.скв =100 кА
I2t Вк	Вк =41 кА2с	I2t =4800 кА2с	I2t =4800 кА2с

Выбор выключателей установленных на стороне НН приведен в таблице 10.2 в скобках указаны значения для вводных выключателей.

Таблица 10.2. Параметры выключателей, установленных на стороне 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		ВВ/tel-10-12,5/630(1000)У3
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =111 (809) А	Iном =630(1000) А
Iоткл Iкз	Iкз =4,66 кА	Iоткл =12,5 кА
i дин i уд	i уд =12,18 кА	i дин =32 кА
I2t Вк	Вк =65,15 кА2с	I2t =1200 кА2с

Выбор предохранителей

Условия выбора предохранителей:

Uном ?Uсети, ном, (10.10)

Iном ?Iраб.max, (10.11)

Iоткл. ном ?IКЗ (10.12)

На стороне 10 кВ для ТСН выбираем предохранитель типа:

ПКТ101-10-10-12,5 У3:

Uном = 10 кВ;

Iном. пр = 10 А;

Iпл.в = 5 А;

Iоткл. норм = 12,5 кА.

Выбор трансформаторов тока.

Условия выбора трансформаторов тока:

Uном ?Uсети, (10.13)

Iном ?Iраб.max, (10.14)

iдин ?iуд, (10.15)

I2·t ?Вк (10.16)

Параметры трансформаторов тока на стороне ВН кВ приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		TG145N
Uном Uсети	Uсети =110 кВ	Uном =110 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =195 А	Iном =200 А
i дин i уд	i уд =7,8 кА	i дин =80 кА
I2t Вк	Вк =41 кА2с	I2t =1200 кА2с

Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4. Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		на вводе	на отходящих линиях
		ТШЛК-10-У2	ТЛК-10-У2
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =132(809) А	Iном =1000 А	Iном =150
i дин i уд	i уд =12,18 кА	iдин =100 кА	Iдин =31,5 кА
I2t Вк	Вк =65,15 кА2с	I2·t = 800 кА2·с	I2·t = 400 кА2·с

Выбор трансформаторов напряжения

Условия выбора трансформаторов напряжения (ТН):

Uном?Uсети. (10.17)

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 10.5.

Таблица 10.5. Параметры трансформаторов напряжения

Тип ТН	Uном, кВ	Uном.1, кВ	Uном.2, В	Uном. доп, В	Sном, ВА (0,5)	Sпред, ВА
CPB127	110			100	150	1000
НАМИ-10-УХЛ1	10	10	100	100/3	120	1000

Выбор ограничителей перенапряжения.

Выбор ограничителей перенапряжения в таблице 10.6.

Таблица 10.6. Параметры ограничителей перенапряжения

EXLIM-Q-108	POLIM-H11N
Uном=110 кВ	Uном=10 кВ
Uдоп. max=127 кВ	Uдоп. max=12,7 кВ
Uпроб. не менее=245 кВ	Uпроб. не менее=26 кВ
Uостатач. не более=308 кВ	Uпроб. не более=30,5 кВ

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:

1. Ограничители перенапряжения: EXLIM R 72-CN123;

2. Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110М-II У1;

3. Трансформаторы тока ТВТ-110-I-300/5.

Выбор шинопроводов.

В РУ 110 кВ применяем гибкие шины и жесткие шины из алюминиевых труб. Сечение гибких шин и токопроводов выбираются по:

1) По нагреву расчетным током:

IР<Iдоп (А). (10.18)

2) допустимому термическому действию тока КЗ:

Вк = I2·t. (10.19)

3) динамическому действию тока КЗ.

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Выбираем ошиновку из алюминиевых труб: d = 25 мм, Iдоп = 400 А, Dср = 1,5 м.

Проверим по условию коронирования:

(10.20)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (m=0,82); r0 - радиус провода, см.

кВ/см

Проверка условия:

Е ? 0,9•Е0, (10.21)

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

, (10.22)

где U - линейное напряжение, кВ; Dср.- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

.

2,89< 0,9·87,8

Условие выполняется.

Шинопроводы 10 кВ IН = 1000 А поставляются совместно с шкафами КРУ.

11. Расчет релейной защиты

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус».

Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);

- ввод и хранение уставок защит и автоматики;

- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;

- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;

- высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.

Расчет релейной защиты отходящих линий.

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л»

На линиях 10 кВ двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

Iс.о. = kн *I(3)кз, (11.1)

где kн - коэффициент надежности, kн =1,1;

I(3)кз - максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Максимальная токовая защита:

, (11.2)

Где kзап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kзап =1,1;

kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,95;

kсз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

, (11.3)

, (11.4)

где I(2)к,min - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии;

где I(3)к,з -ток трехфазного короткого замыкания в начале защищаемой линии.

Вторичный ток срабатывания равен:

, (11.5)

где Кт - коэффициент трансформации трансформатора тока;

kсх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

tс.з.=tс.з.пред+t, (11.6)

где tс.з.пред - время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок tпл.вст.=0,5 с.

t - ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Приведем пример расчета защит ВЛ Лукино

Iс.о. = 1,1 * 610=668,74 А.

А

.

А

А

Время срабатывания МТЗ:

tс.з.=0,6+0,2=0,8 c.

Расчетные данные уставок вводятся в блок «Сириус» с встроенной клавиатуры.

Расчет защит сведен в таблицу 11.1.

Таблица 11.1. Расчет защит отходящих линий

ВЛ	Iсо, А	Iмтз, А	Кчо	Кчмтз	Iсо2, А	Iмтз2, А
ВЛ Некрасово	1235,94	87,14	3,77	10,93	61,80	4,36
ВЛ Борисово	308,35	151,10	15,12	1,60	15,42	7,55
ВЛ Лукино	668,74	193,26	6,97	2,70	22,29	6,44
ВЛ Пожара	811,38	229,50	5,75	2,75	27,05	7,65
ВЛ Старина	549,67	174,39	8,48	2,46	18,32	5,81
ВЛ Прошино	428,91	198,18	10,87	1,69	14,30	6,61
Лукино-2	877,78	87,75	5,31	7,78	87,78	8,77

Заключение

В данном дипломном проекте спроектирована система электроснабжения сельскохозяйственного района, районная понизительная подстанция 110/10 кВ для электроснабжения потребителей II и III категории по надежности. Исходя из соображений по надежности электроснабжения потребителей, к установке приняты два понижающих трансформатора ТДН-10000/110/10.

На напряжение 110 кВ принята схема распределительного устройства мост с выключателями в цепях трансформатора. На напряжение 10 кВ, применяем схему с системой шин, секционированной выключателем. РУ - 10 кВ принято из шкафов КРУН. Все коммутационное оборудование выбрано на основе расчета токов КЗ. ОРУ 110 кВ выполнено на основе комплектных блоков, КРУ 10 кВ выполнены на основе комплектных ячеек производства завода «Самарский Электрощит».

Разработана релейная защита и автоматика, выполненной на микропроцессорных блоках «Сириус». Расчитана защита отходящих линий, защита силовых трансформаторов, устройства автоматического включения резерва и автоматического повторного включения. Применение блоков «Сириус» позволяет снизить уставки, повысить чувствительность, увеличить быстродействие защит. Что в свою очередь снижает воздействие от протекания токов короткого замыкания на оборудование. Так же применение данных блоков обеспечит внедрение систем АСКУЭи АСУТП в будущем.

Литература

1. Электротехнический справочник: в 3т. Т3. В 2 кн. кн.1. Производство и распределение электрической энергии // (Под. ред. И.Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2014. - 880с.

2. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. / Неклепаев, Б.Н., Крючков И.П. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608с.

3. Рогов Г.А. Методические указания для курсового проектирования. Электрическая часть станций и подстанций. - Вологда: ВоПИ, 1989. - 40с.

4. Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648с.

5. Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций. Учеб. пособие для вузов./ Гук Ю.Б., Кантап В.В., Петрова С.С. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312с.

6. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций. Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др.- М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576с.

7. Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп./ Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648с.

8. Шабад М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - Л.: Энергия, 1972. - 176с.

Размещено на Allbest.ru

...