Расчёт и выбор оборудования, аппаратуры трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

«Расчет и выбор оборудования, аппаратуры трансформаторной подстанции»

Содержание

Введение

Исходные данные

Раздел 1. Расчет максимальной мощности каждого предприятия и выбор трансформатора

Раздел 2. Расчет 3-х фазных коротких замыканий аналитическим методом

Раздел 3. Выбор электрооборудования и токоведущих частей

3.1 Выбор токоведущих частей

3.2 Выбор выключателей

3.3 Выбор разъединителей

3.4 Выбор разрядников

3.5 Выбор трансформаторов тока

3.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Раздел 4. Расчет и выбор релейной защиты

Раздел 5. Проектные мероприятия по технике безопасности и противопожарной безопасности

Используемая литература

Введение

Подстанция предназначена для питания электроэнергией потребителей 1 и 2 категории. Подстанция питается по двум вводам 110 кВ. Подстанция проходная. Сборные шины с высокой стороны 110 кВ, со средней стороны 35 кВ и с низкой стороны секционированы выключателем. Исходя из надежности питания потребителей 1 и 2 категории, устанавливается 2 питающих трансформатора, обмотки высокого, среднего и низкого напряжения защищены разрядниками.

В разделе выбор электрооборудования отдельным пунктом следует произвести выбор разрядников РВС-100, РВС-35, РВС-10, для защиты нуля силового трансформатора с заземленной нейтралью следует выбрать разрядник РВС-20+РВС-15. Распределительные устройства 110 и 35 кВ - открытые. Оборудование распределительные устройства 10 кВ установлено в ячейках. Линии, питающие потребителей присоединяются к сборным шинам через выключатели, на каждой секции шин напряжения 10 кВ устанавливается трансформатор собственных нужд, для питания обмоток счетчиков, реле, приборов на каждой секции высокого среднего и низкого напряжения устанавливаются трансформаторы напряжения. Шины распред. устройства 35 и 10 кВ защищаются разрядниками, которые установлены на присоединениях трансформатора напряжения.

Территория подстанции ограждается забором во избежание попадания посторонних лиц и животных в опасную зону. Предусмотрены площади для возможного расширения подстанции, при появление дополнительных потребителей. Все электрооборудование подстанции должно быть заземлено на выполненный на подстанции контур заземления (в проекте не рассчитывается). Сопротивление контура заземления должно соответствовать нормам, контур должен располагаться так, чтобы исключался вынос потенциала за ограждение подстанции. На всех силовых трансформаторах должны быть установлены разрядники защищающие трансформатор.

Исходные данные

1. Номер трансформаторной подстанции 6.

Районная подстанция 1 Районная подстанция 2

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Мощность короткого замыкания РП-1 S_К1 =400 МВА.

3. На шинах 110 кВ РП-2 районной подстанции S_К2 =620 мВА.

4. Длины воздушных линий 110 и 35 кВ.

L₃=33 км; L₄=17 км; L₅=18 км; L₆=19 км; L₇=28 км.

5. Мощность трансформаторов собственных нужд S_ТСН =400 кВА.

6. Потребители, питающиеся от проектируемой подстанции.

Таблица.

№	Наименование потребителей	РУСТ кВт	Категория	Коэффициенты
				КС	Соs ц3
Потребители 35 кВ
1	Завод строительных материалов	4000	2	0,4	0,93
2	Химический завод	9000	1	0,65	0,93
3	Машиностроительный завод	6000	1	0,55	0,93
Потребители 10 кВ
4	Цементная промышленность	7000	2	0,58	0,93
5	Городская нагрузка	5500	2	0,66	0,94

Раздел 1. Расчет мощности трансформаторной подстанции

1. Определяем max активную мощность потребителей.

РУСТ - это установленная мощность потребителей эл. энергии, взятая из техн. паспорта приемника

КС - коэффициент спроса, учитывающий одновременность включения и загрузки оборудования, КПД сети, КПД оборудования, коэффициент показывает, какую часть мощности от установленной должна составлять мощность подстанции

Р_тах = Р_УСТ*К_С

P_MAX1=4000*0,4= 1600 кВА

P_MAX2=9000*0,65= 5850 кВА

P_MAX3=6000*0,55= 3300 кВА

P_MAX4=7000*0,58= 4060 кВА

P_MAX5=5500*0,66= 3630 кВА

Определяем суммарную активную мощность потребителей по категориям и полную мощность

УР_тах = Р_тах1 + Р_тах2 + Р_тах4 + Р_тах5

УР_тах(1)=5850+3300=9150 кВА 1 категория

УР_тах(2)=160+4060+3630=9290 кВА 2 категория

2.Находим суммарную мощность всех потребителей.

УР_тах = 9150+9290=18440 кВА

3. На основании вычисленных максимальных мощностей и типовых графиков рассчитываем нагрузку потребителей за каждый час, а значения сводим в таблицу.

Часы	РРтах 1	РРтах 2	РРтах 3	РРтах 4	РРтах 5	УРРтах
1	1120	4387	1650	2842	1815	11814
2	1296	2866	1749	3248	907	10066
3	1216	3744	1584	2923	907	10374
4	1312	2866	1518	3369	907	9973
5	1248	5850	1650	3166	907	12822
6	1280	1755	1749	3207	907	8899
7	1312	2515	1782	3288	1452	10349
8	1152	1989	2277	2923	1996	10397
9	1520	4563	3036	3775	1996	14891
10	1536	5499	3300	3816	1633	15784
11	1568	4387	3135	3938	1633	14061
12	1520	5850	2706	3775	1379	13944
13	1504	3217	2805	3654	1379	12559
14	1520	5733	3003	3816	1979	15451
15	1456	5148	2970	3654	1633	14861
16	1408	3685	2805	3572	2178	13648
17	1472	2515	2871	3775	3375	14009
18	1584	292	2838	4060	3630	12404
19	1568	3685	2673	3938	3630	15494
20	1600	5850	2409	4060	3630	17549
21	1520	4563	2475	3816	3630	16064
22	1504	4738	2376	3654	3375	16007
23	1408	3217	2176	3572	2904	13277
24	1120	2220	1749	2842	1815	9749

4. Находим наибольшие реактивные мощности потребителей.

Qтах = Ртах*tg ц

Qтах - наибольшая реактивная мощность.

Соs ц- коэффициент мощности.

Соs ц₁ =0,93 tg ц₁ =0,398

Соs ц₅ =0,94 tg ц₅ =0,36

Q_тах1 =1600*0,398=636,8 кВАр

Q_тах2 =5850*0,398=2328,3 кВАр

Q_тах3 =3300*0,398=1313,4 кВАр

Q_тах4 =4060*0,398=1615,9 кВАр

Q_тах5 =3630*0,36=1306,8 кВАр

5. Определяем суммарную реактивную мощность для потребителей 1 и 2 категории и их сумму

УQ_тах = Q_тах1 + Q_тах2 + Q_тах4 + Q_тах5

Уq_тах(1)=2328,3+1313,4= 3641,7 кВАр

Уq_тах(2)=636,8+1615,9+1306,8= 3559,48 кВАр

УQ_тах = 3641,7+3559,5= 7201 кВАр

6. Определяем коэффициент разновременности максимумов нагрузок К_Ртах.

К_Ртах=Р_Ртах/УР_тах

К_ртах=16064/18440=0.87

Р_Ртах- наибольшая активная мощность за 1 час. Р_Ртах = 20088 кВт.

7. Определяем наибольшую полную мощность всех потребителей

Р_пер - переменные потери в меди трансформатора 6-8%

Р_пос - постоянные потери в стали трансформатора 2%.

S_ТСН - мощность трансформатора собственных нужд.

Для потребителей 1 категории.

кВА

Для потребителей 2 категории

кВА

8. Выбираем силовой трансформатор, исходя из условия.

Мощность выбираемых силовых ТТ, которых должно быть установлено 2 штуки, определяется по формуле:

S_НТР ? 1S_Ртах 1 категория

S_НТР ? 2S_Ртах/2 2 категория

S_НТР = 1S_Ртах+ (2S_Ртах/2)

S_НТР = 10709+(10396/2)= 15907 кВА

По каталогу выбираем трансформатор с мощностью больше указанной величины.

ТДТНЭ-20000/110

Номинальная мощность мВт

Напряжение обмоток кВ

Схема и группа соединений

Потери кВт

Напряжение КЗ %

Токи ХХ %

Пределы РПН в нейтрале обмотки ВН %

Мощность электра вентилятора

ВН

СН

НН

ХХ

КЗ

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

20,0

115

38,5

11

Y*/Y*/?-0-11

45

127

17

10,5

6

2,5

±8х2

16х0

Раздел 2. Расчет трех фазных токов короткого замыкания аналитическим методом

1. Составим схему для расчетов токов короткого замыкания.

Районная подстанция 1 Районная подстанция 2

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Составим схему замещения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определим относительные сопротивления отдельных элементов схемы замещения.

Найдем относительное сопротивление энергосистемы.

Х_*С=S_Б /S_К

S_К - мощность короткого замыкания.

S_К1 =400 МВА

S_К2 =620 МВА

S_Б =100 МВА

Х_*C1 =100/400=0,25

Х_*C2 =100/620=0,16

1. Определяем относительное сопротивление линии

Х_* = Х₀*l (S_Б /U_СР²)

Х₀ -сопротивление прямой последовательности для воздушных линий

Х₀ = 0,4 кОм

L - длина воздушной линии.

L = L₃ + L₄ + L₅ + L₆ + L₇

l = 33+17+18+19+28 = 115 км

U_СР - среднее напряжение (115; 38,5; 10,5 кВ).

Х_*L1 = 0,4*(33+17+18+19+28)*(100/115 ²)=0,348

Х_*L2 = 0,4*(33+17+18)*(100/115 ²)=0,205

Х_*L3 = 0,4*(19+28)*(100/115 ²)=0,142

2. Определяем относительное сопротивление трансформатора

Х_*ТР = (U_К /100)*( S_Б /S_Н)

S_Н- номинальная мощность трансформатора.

S_Н = 20 МВА

U_К%- это величина напряжения которую надо подвести ко вторичной обмотки трансформатора чтобы по закороченной первичной обмотки протекал номинальный ток.

U_{К ВН-СН} = 17%

U_{К ВН-НН} = 10,5%

U_{К СН-НН} = 6%

U_{К ВН}=0,5*( U_{К ВН-СН}+U_{К ВН-НН}-U_{К СН-НН})

U_{К ВН}=0,5*(17+10,5-6)=10,75%

U_{К СН}=0,5*( U_{К ВН-СН}+U_{К СН-НН}-U_{К ВН-НН})

U_{К СН}=0,5*(17+6-10,5)=6,25%

U_{К НН}=0,5*( U_{К ВН-НН}+U_{К СН-НН}-U_{К ВН-СН})

U_{К НН} = 0,5*(10,5+6-17)=-0,25%

Х_*Б6 = (10,75/100)*(100/20) = 0,537

Х_*Б7 = (6,25/100)*(100/20) = 0,313

Х_*Б8 = (-0,25/100)*(100/20) = -0,0125

3. Определяем относительное сопротивление до точек К₁, К₂, К₃,

У Х_1;2=У Х₁*Х₂/У Х₁+Х₂

У Х_1;2=0,348*0,205/(0,348+0,205)

У Х₆ = Х_б*1+У Х_1,2

У Х₆ = 0,25+0,129=0,379

У Х₇= Х_б*2+У Х₃

У Х₇= 0,16+0,142= 0,379

У Х_6,7=У Х₆*Х₇/У Х₆+Х₇

У Х_6,7= 0,379*0,302/(0,379+0,302)= 0,168

У Х₈= Х_8`+ Х_8``

У Х₈= -0,0125+(-0,0125)= -0,025

У Х₉=У Х_{6`</sub>*Х<sub>6``</sub>/У Х<sub>6`}+Х₆

У Х₉=0,269

У Х₁₀=У Х_{7`</sub>*Х<sub>7``</sub>/У Х<sub>7`}+Х_7``

У Х₁₁=У Х₈*Х₁₀/У Х₈+Х₁₀

У Х₁₁=-0,025*0,156/(-0,025+0,156)= -0,0417

У Х_экв=0,168+0,269-0,047=0,39

У Х_экв2 =0,25+0,205+0,538+0,3125=1,305

4. Определяем базисные токи до точек К₁, К₂, К₃,

I_Б=S_Б/v3* U_СР

I_{Б 1}=100/v3*115 = 0,503 кА Для 110 кВ

I_{Б 2}=100/v3*37 = 1,56 кА Для 35 кВ

I_{Б 3}=100/v3*10,5 = 5,499 кА Для 10 кВ

5. Определяем действующие значение тока короткого замыкания в точках К₁, К₂, К₃,

I_К = I_Б /УХ_*К

I_{К 1} = 0,503/0,168= 2,976 кА Для 110 кВ

I_{К 2} = 1,56/0,39 = 4 кА Для 35 кВ

I_{К 3} = 5,499/0,431 = 12,759 кА Для 10 кВ

6. Определяем ударные токи в точках К₁, К₂, К₃. i_К =2,55* I_К

i_{У 1} = 2,55*2,976 = 7,589 кА Для 110 кВ

i_{У 2} = 2,55*4 = 10,2 кА Для 35 кВ

i_{У 3} = 2,55*12,759= 32,536 кА Для 10 кВ

7. Определяем установившийся ток в точках К₁, К₂, К₃.

I_У =1,52* I_К

I_{У 1}=1,52*2,976 = 4,524 кА Для 110 кВ

I_{У 2}=1,52*4 = 6,08 кА Для 35 кВ

I_{У 3}=1,52*12,759 = 19,394 кА Для 10 кВ

8. Определяем токи короткого замыкания для минимального режима, начертив предварительно схему минимального режима. Минимальный режим возникает, когда точка короткого замыкания питается от одного трансформатора по линии с наибольшим трансформатором.

У Х_{* min K1} = 0,25+0,205 = 0,455

У Х_{*min К2} = 0,25+0,205+0,538-0,0125=0,98

У Х_{* min K3} = 0,25+0,205+0,5375+0,3125=1,305

I_Кmin = I_Б /УХ_*К

I_{Ктin 1} = 0,503/0,455 = 1,336 кА Для 110 кВ

I_{Кmin 2} = 1,501/0,98 = 1,592 кА Для 35 кВ

I_{Кmin 3} = 5,505/1,305 = 4,214 кА Для 10 кВ

Определяем ударные токи в точках К₁, К₂, К₃. i_К =2,55* I_К

i_{У 1} = 2,55*1,099 = 2,803 кА Для 110 кВ

i_{У 2} = 2,55*1,592 = 4,06 кА Для 35 кВ

i_{У 3} = 2,55*4,214 = 10,746 кА Для 10 кВ

Определяем установившийся ток в точках К₁, К₂, К₃.

I_У =1,52* I_К

I_{У 1}=1,52*1,099 = 1,67 кА Для 110 кВ

I_{У 2}=1,52*1,592= 2,42 кА Для 35 кВ

I_{У 3}=1,52*4,214 = 6,41 кА Для 10 кВ

Раздел 3. Выбор электрооборудования и токоведущих частей

3.1 Выбор токоведущих частей

трансформатор электрооборудование замыкание релейный

1. Рассчитываем тепловые импульсы для характерных точек схемы.

В_К=I_К ²*(t_ОТКЛ+Т_А)

В_К - тепловой импульс.

I_К - максимальный ток короткого замыкания.

t_ОТКЛ- время отключения выключателя.

Т_А- время апериодической составляющей 0,05 с.

Для 110 кВ. В_{К 1} = 2,976 ²*(2+0,05) = 18,156 кА ²с

Для 35 кВ. В_{К 2} = 4²*(0,5+0,05) = 8,8 кА ²с

Для 10 кВ В_{К 3} = 12,759 ²*(0,5+0,05) = 89,536 кА ²с

Для 35 кВ. В_{К 4} = 4²*(1,5+0,05) = 24,8 кА ²с

Для 10 кВ. В_{К 6} = 12,759²*(1,5+0,05) = 232,927 кА ²с

2. Выбор шин и токоведущих частей производят, исходя из максимального рабочего тока, текущего по элементам схемы, и экономической плотности тока по таблицам.

3. Определяем величину тока, текущего по обмоткам силового трансформатора.

S_НТР - номинальная мощность трансформатора. 20000 кВА

К_ПЕР - коэффициент перегрузки равен 1,4.

U_Н - номинальное напряжение по паспорту.

Ввод 110 кВ.

I₁ =1,4*20000/(1,732*115)=140,572 А

4. Рассчитываем ток на сборных шинах.

I_РmaxШ - максимальный рабочий кок на сборных шинах.

К_РН- коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах равен 0,67.

Шины 35 кВ.

I_{РmaxШ 35} =2*(1600+5850+3300)*1,4*0,67/(1,732*37)=314,687 А

Шины 10 кВ.

I_{РmaxШ 10} = 2*(4060+3630)*1,4*0,67/(1,732*10,5)=757,191 А

5. Рассчитываем токи для отходящих потребителей.

Соs ц- коэффициент мощности потребителей.

Завод строительных материалов.

I_Рmax =1600*1,4/(1,732*35*0,93)=39,732А

Химический завод.

I_Рmax =5850*1,4/(1,32*35*0,93)=145,267 А

Машиностроительный завод.

I_Рmax =3300*1,4/(1,732*35*0,93)=81,946 А

Цементная промышленность.

I_Рmax = 4060*1,4/(1,732*10*0,93)=352,867 А

Городская нагрузка.

I_Рmax =3630*1,4/(1,732*10*0,94)=312,138 А

6. Выбор токоведущих частей производится в соответствие с ПУЭ. Результаты сводим в таблицу.

Проверка токоведущих частей на термическую стойкость.

q_тин - минимально- допустимое сечение токоведущих частей в условиях термической стойкости.

С- коэффициент учитывающий материал токоведущих частей.С=90 для Al

q_{min 1} = 4,26*10 ³/90 = 47,344 мм ²

q_{min 2} = 2,966*10 ³/90 = 32,96 мм ²

q_{min 3} = 9,462*10 ³/90 = 105,137 мм ²

q_{min 4} = 4,98*10 ³/90 = 55,333 мм ²

q_{min 5} = 15,885*10 ³/90 = 176,498 мм ²

Таблица №1. Выбор токоведущих частей для различных участков подстанции

Наименование присоединения	IРmax А	Материал и сечение токоведущих частей	Допустимо- длительный ток, А	qтин мм 2
Ввод в РУ 110 кВ	140,57	А 50	215	47,34
Ввод в РУ 35 кВ	314,69	А 95	320	55,33
Ввод в РУ 10 кВ	757,19	А 400	815	105,14
шины 110 кВ	140,57	А 20*3	215	47,34
шины 35 кВ	314,69	А 30*4	365	32,93
шины 10 кВ	757,19	А 60*6	870	176,5

3.2 Выбор выключателей

При выборе выключателя их паспортные данные сравнивают с расчётными условиями работы на подстанции:

1. По номинальному напряжению U_н ? U_р

2. По номинальному длительному току I_н ? I_p.max

3. По отключающей способности выключателя I_н,откл ? I_к

4. По термической стойкости I_T^{2 *}t_T ? В_К

t_T - время термической стойкости.

I_T - ток термической стойкости.

5. По электродинамической стойкости или по предельному периодическому

току I_пр.с ? i_у

I_прс - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока К.З. по каталогу, кА

Таблица №2. Выбор выключателей производится согласно приведённым выше условиям.

Наименование присоединения	Тип выкл-ля	Тип привода	Соотношение паспортных и расчетных данных
						кА2 с		Iпрс Iк, кА
Секционный выключатель	МКП-110Б-630-20У1	ШПЭ-39	110 110	630 140,57	20 2,976	1200 18,16	52 7,58	52 2,976
Ввод в РУ 110 кВ	МКП-110Б-630-20У1	ШПЭ-39	110 110	630 140,57	20 2,976	1200 18,16	52 7,58	52 2,976
Ввод в РУ 35 кВ	ВТД-35-800-12,5У1	ПЭ-11	35 35	800 314,69	12,5 4	625 24,8	12,5 10,2	31 4
Секционный выключатель	ВТД-35-800-12,5У1	ПЭ-11	35 35	800 314,69	12,5 4	625 24,8	12,5 10,2	31 4
Ввод в РУ 10 кВ	ВМПЭ-10-1000-20У3	Встроенный эл. магнит	10 10	1000 757,19	20 12,759	3200 252,3	52 32	20 12,759
Секционный выключатель	ВМПЭ-10-1000-20У3	Встроенный эл. магнит	10 10	1000 757,19	20 12,759	3200 252,3	52 32	20 12,759
№1	С-35М-630-10-У1	ШПЭ-12	35 35	630 39	10 4	300 28,8	10 10	10 4
№2	С-35М-630-10-У1	ШПЭ-12	35 35	630 145	10 4	300 28,8	10 10	10 4
№3	С-35М-630-10-У1	ШПЭ-12	35 35	630 81	10 4	300 28,8	10 10	10 4
№4	ВПМ-10-20/650-10У2	ПЭ-10	10 10	630 352	20 12	1600 89,536	52 32	20 12,759
№5	ВПМ-10-20/650-10У2	ПЭ-10	10 10	630 352	20 12	1600 89,536	52 32	20 12,759

3.3 Выбор разъединителей

Выбираем по тем же условиям и формулам, что и выключатели. Отличие состоит только в том, что их нет необходимости проверять по предельно отключаемому току, поскольку разъединитель не производит операцию отключений токов короткого замыкания и токов нагрузки.

Таблица №3. Выбор разъединителей согласно приведённым выше условиям.

Наименование присоединения	Тип разъединителя	Тип привода	Соотношение паспортных и расчетных данных
Ввод в РУ 110 кВ	РНД(З)-110/630	РПН-110М	110 110	630, 140,57	1452 18,156	80 7,58
Секционный разъединитель	РНД(З)-110/630	РПН-110М	110 110	630, 140,57	1452 18,156	80 7,58
Ввод в РУ 35 кВ	РНД(З)-35/1000	ПРН-110М	35 35	1000 314,687	2500 24,8	64 10
Секционный разъединитель	РНД(З)-35/1000	ПРН-110М	35 35	1000 314,687	2500 24,8	64 10
Ввод в РУ 10 кВ	РВ0-10/1000	ПР-3	10 10	1000 757,191	6400 252,327	120 32
Секционный разъединитель	РВ0-10/1000	ПР-3	10 10	1000 757,191	6400 252,327	120 32
Потребители 35 кВ
№1	РНД(З)-35/1000	ПРН-110М	35 35	1000 39	2500 24,8	64 10
№2	РНД(З)-35/1000	ПРН-110М	35 35	1000 145	2500 24,8	64 10
№3	РНД(З)-35/1000	ПРН-110М	35 35	1000 81	2500 24,8	64 10
Потребители 10 кВ
№4	РВ0-10/630	ПР-3	10 10	400 352	1000 89,536	50 32
№5	РВ0-10/630	ПР-3	10 10	400 312	1000 89,536	50 32

3.4 Выбор разрядников

Выбираем разрядники РВС-110 для 110 кВ, РВС-35 для 35 кВ и РВП-10 для 10 кВ. Для защиты нуля силового трансформатора с заземленной нейтралью выбираем разрядник РВС-20+РВС-15.

3.5 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:

1. По номинальному напряжению U_н ? U_р

2. По номинальному току I_1Н ? I_p.max

3. По электродинамической стойкости (мгновенное значение)

I_1Н - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, его значение должно быть как можно ближе к значению I_p.max, т.к. нагрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности измерения

К_Д - кратность электродинамической стойкости по каталогу.

4. По термической стойкости

К_Т - кратность термической стойкости по каталогу

По нагрузки вторичных цепей Z_2H ? Z_P .

Z_2Н - номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки ТТ

Z₂ - расчетная вторичная нагрузка

Таблица 4: Выбор трансформаторов тока согласно приведенным выше условиям.

Наименование присоединения	Тип трансформатора	Соотношение паспортных и расчётных данных	Номинальная нагрузка Т при классе точности 0,5	Коэффициент стойкости	Проверка на стойкость
						термич.	динамич.
					КТ tТ	КД
Ввод в РУ 110 кВ	ТФЗМ -110А	110 110	150 140,5	1,2	75 3	150	379,688 ? 25,72	31,82 ? 7,589
Секционный	ТФЗМ -110А	110 110	150 140,5	1,2	75 3	150	379,688 ? 25,72	31,82 ? 7,589
Ввод в РУ 35 кВ	ТФЗМ -35А	35 35	400 314,687	2	65 1	150	676 ? 89,536	84,852 ? 10,2
Секционный	ТФЗМ -35А	35 35	400 314,687	2	65 1	150	676 ? 89,536	84,852 ? 10,2
Ввод в РУ 10 кВ	ТПОЛА-10	10 10	800 757	0,6	65 3	160	8112 ? 252,327	181,02 ? 32,536
Секционный	ТПОЛА-10	10 10	800 757	0,6	65 3	160	8112 ? 252,327	181,02 ? 32,536
№1	ТФЗМ -35А	35 35	70 39	1,2	65 1	150	20,7 ? 18,156	14,849 ? 10,2
№2	ТФЗМ -35А	35 35	150 115	1,2	65 1	150	95,065 ? 28,29	31,819 ? 10,2
№3	ТФЗМ -35А	35 35	150 81	1,2	65 1	150	95,065 ? 89,536	31,819 ? 10,2
№4	ТПЛ-10	10 10	600 352	0,6	65 3	160	4563 ? 24,8	90,509?32,536
№5	ТПЛ-10	10 10	600 312	0,6	65 3	160	4563 ? 252,327	135,764 ? 32,536

Если фидер 10 кВ расстояние от трансформаторов тока до цепей учета, то есть длина соединительных проводов равна 5 м, если фидер 35 кВ находится вне помещений, то длина соединительных проводов - 40 м.



l_РАС =v3*5 = 8,65 м

l_РАС - расчетная длина соединительного провода, зависит от схемы соединения трансформаторов тока с приборами и кол-ва ТТ

Сопротивление соединительных проводов.

р - удельное сопротивление материала провода 0,028 ^*10 ^-6

q_пр - 4^*10 ^-6 мм.

R_ПР = 0,028^*10 ^-6 * 8,65 / 4^*10 ^-6= 0,06 Ом

Нагрузка присоединенная ко вторичной обмотки класса 0,5.

R₂ = R_ПР + R_А + R_CR + R_CQ + R_КОНТ

R₂ =0,061+0,02+0,1+0,1+0,05 = 0,33 Ом

Z_2Н >Z_Р

0,4 > 0,33

Проверка трансформаторов тока на соответствие классу точности выполняется для обмотки с классом 0,5 одного из присоединений районных потребителей согласно схеме. Фидер 10 кВ



3.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

1. По номинальному напряжению U_Н ? U_РАСЧ.

2. По вторичной нагрузке трансформатора напряжения S_2Н ? S_2РАСЧ .

S_2Н - номинальная мощность трансформатора напряжения в выбранном классе

S_2РАСЧ - мощность всех приборов и реле, подключенных к обмотке трансформатора напряжения.

НКФ-220-58 Для 110 кВ

НОМ-35-66 Для 35 кВ

НТМ-10 Для 10 кВ

Расчет мощности установленных счетчиков и реле с учетом потерь в контактах и приборов.

S_РАСЧ = S_A+S_КОНТ +S_ПР +S_СЧ

S_A - мощность амперметров.

S_КОНТ - мощность контактов.

S_ПР - мощность приборов.

S_СЧ - мощность счётчиков.

Находим мощность приборов.

S_СЧ =S_АК +S_РЕАК

S_АК -мощность активного счетчика.

S_РЕАК - мощность реактивного счетчика.

I_2H - номинальный ток, равный 5 А.

с - удельное сопротивление материала провода, равное 2,83^*10^-8

S_ПР =1,53 В*А

S_РАСЧ =1,5+2,5+1,53+5=9,53 В*А

Прибор	Тип	Число катушек напряжения в приборе, шт.	Число приборов, шт.	Потребляемая мощность первой катушки	Cosцприб	Sinцприб	Общая потребляемая мощность
Счётчик активной энергии	САЗУ	2	5	4	0,38	0,93	15,2 Вт	37,2 Вт
Счётчик реактивной энергии	СР4У	3	5	4	0,38	0,93	22,8	55,8
Вольтметр	Э378	1	1	2,0	1	0	2,0	-
Реле напряжения	РН -54	1	3	1,0	1	0	3,0	-
	ИТОГО:	43	93

УР_ПРИБ = УР_{ПРИБ 1} + УР_{ПРИБ 2} + УР_{ПРИБ 3} + УР_{ПРИБ 4} =43 Вт

УQ_ПРИБ = УQ_{ПРИБ 1} + УQ_{ПРИБ 2} + УQ_{ПРИБ 3} + УQ_{ПРИБ 4} =93 вар

S_2Р =102,5 В*А

S_2Н ? S_2Р

120 > 102,5

Трансформатор напряжения НТМИ- 10.

Раздел 4. Расчет и выбор релейной защиты

Защита понижающих трансформаторов:

Продольная дифференциальная защита без выдержки времени, защищает трансформатор от коротких замыканий в обмотках и на выводах трансформатора в зоне между трансформатором тока с низкой, высокой и средней обмотках.

Газовая защита от внутренних повреждений в баке трансформатора и устройстве РПН (регулирование под нагрузкой).

Максимальная токовая защита с выдержкой времени, защищает от внешних коротких замыканий, в трехфазном трехлинейном исполнение.

Максимальная защита, от перегруза трансформатора с выдержкой времени и действием на сигнал в однофазном исполнение.

Расчет максимальной токовой защиты силового трансформатора.

Определяем ток срабатывания защиты МТЗ.

Iн = Sн/v3*Uн

I_Н - номинальный ток высоковольтной обмотки трансформатора.

Uн - номинальное напряжение обмотки, где определяется ток

I_{Н 110} =20000/v3*115 = 100,5 А

I_{Н 35} =20000/v3*38,5 = 298,5 А

I_{Н 10} =20000/v3*11 = 1053 А

I_МТЗ ? 4* I_НТР

I_МТЗ ? 4*100,5 = 402 А Для 110 кВ

I_МТЗ ? 4*298,5 = 1194 А Для 35 кВ.

I_МТЗ ? 4*1053 = 4212 А Для 10 кВ.

Определяем токи уставки срабатывания реле.

К_В - коэффициент возврата, равный 0,85.

К_СХ - коэффициент, учитывающий во сколько раз ток в реле отличается от тока в обмотке трансформатора тока, равный v3

К_I - коэффициент трансформации трансформатора тока.

К_{I 1} =200/5=40

К_{I 2} =600/5=120

К_{I 3} =1500/5=300

I

_{УСР 1} =20,4 А Для 110 кВ

Определяем коэффициент чувствительности.

I_Кmin ⁽²⁾- минимальный ток короткого замыкания за трансформатором 2-х фазный.

п_ТР =U₁ /U₂

п_{ТР 35} =115/38,5=3

п_{ТР 10} =115/11=10,45

I_Кmin ⁽²⁾=0,87 * I_Кmin

I_Кmin ⁽²⁾=0,87*857=745,59 А I_Кmin = 857 А Для 35 кВ

I_Кmin ⁽²⁾=0,87*4533=3943,7 А I_Кmin = 4533 А Для 10 кВ

К_Ч =745,59/3*402=0,6 Для 35 кВ

К_Ч =3943,7/10,45*402=0,94 Для 10 кВ

К_Ч <1,5 вводим блокировку по напряжению.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определяем ток срабатывания защиты, исходя из необходимого коэффициента чувствительности.

I_СЗ = I_Кmin ⁽²⁾/ К_Ч * п_ТР

I_СЗ =745,59/1,5*3 = 165,69 А Для 35 кВ

I_СЗ =3943,7/1,5*10,45 = 251,59 А Для 10 кВ

Iср = Iсз*Ксх/Кi*Кв

Iср = 165,59 * v3/0,85*40 = 8,43 А

Выбираем реле: РТ-40/20

Расчет защит отходящих фидеров.

Определяем ток срабатывания защиты.

I_СЗ = К_Н * К_СЗ * I_Ртах

К_Н - коэффициент надежности, равен 1,2

К_СЗ - коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение нагрузки при самозапуске двигателей, равен 2,5

Завод строительных материалов

I_СЗ =1,2*2,5*67,8 = 203,4 А

Химический завод

I_СЗ =1,2*2,5*143,93 = 431,79 А

Машиностроительный завод

I_СЗ =1,2*2,5*299,03 = 897,09 А

Цементная прмышленность

I_СЗ =1,2*2,5*211,11 = 633,33 А

Городская нагрузка

I_СЗ =1,2*2,5*61,705 = 185,115 А

Определяем ток уставки срабатывания реле для отходящих фидеров.

Завод строительных материалов

К_I =100/5=20

I_УСР = 203,4*1/0,85*20 = 11,96 А

Химический завод

К_I =200/5=40

I_УСР = 431,79 *1/0,85*40 = 12,69 А

Машиностроительный завод

К_I =300/5=60

I_УСР = 897,09 *1/0,85*60 = 17,59 А

Цементная промышленность

К_I =300/5=60

I_УСР = 633,33 *1/0,85*60 = 12,42 А

Городская нагрузка

К_I =300/5=60

I_УСР = 185,115 *1/0,85*60 = 3,62 А

По полученному значению I_УСР выбираем реле типа

Место установки	IУСР А	Тип реле
Завод строительных материалов	11,96	РТ-40/20
Химический завод	12,69	РТ-40/20
Машиностроительный завод	17,59	РТ-40/20
Цементная прмышленность	12,42	РТ-40/20
Городская нагрузка	3,62	РТ-40/6

Раздел 5. Проектные мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности

1. Необходимо выполнять ряд мероприятий согласно «ПУЭ», оградить территорию проектируемой подстанции, чтобы исключить проникновение посторонних лиц.

2. Выполнить на территории подстанции контур заземления, согласно «ПУЭ». Контур должен не выходить за пределы ограждения. Rзаз =

Заземляют все подлежащие заземлению части электроустановок. Заземление производят индивидуальными радиальными линиями. Контуры заземления выполнены в ЗРУ, к кот. присоединены все элементы оборудования вне помещения 2мя радиальными заземлителями. Наружный контур заземления в проекте не рассчитывается, но выполнить его стоит, исходя из максимального тока короткого замыкания на землю. Все проводники, применяющиеся для заземления электрооборудования, должны по своему сечению соответствовать ПУЭ. Длина заземлителя 2,5 м, заземляющие проводники выполняются из стали сечением 50х5, заземлители выполняются из уголка 50х5

3. В ЗРУ проходы, коридоры обслуживания на подстанции должны обеспечивать возможность осматривать и производить ремонтные работы на электрооборудовании, должны располагаться так, чтобы имелась возможность безопасного осмотра электрооборудования и прохода. Размеры коридоров определяются ПУЭ. Токоведущие части должны располагаться на высоте не менее 2,5 м.

На эл. оборудовании, разъединителях, заземляющих разъединителях, в дверях ячеек предусматриваются блокировки безопасности, позволяющие исключить ошибочные операции со всеми разъединителями, в том числе и заземляющими. Блокировки выполняем полными, т.е. блокировка позволяет исключить вход в ячейку с оборудованием, только если предприняты все меры безопасности.

4. Расцветка фаз, надписи и маркировка. Выполняется одинаковая расцветка одноименных частей электроустановок. Надписи о назначении частей электроустановки должны быть четкими, понятными и соответствовать одноименной оперативной схеме. На всех разъединителях, заземляющих разъединителях, выключателях должны быть надписи, определяющие их принадлежность. На ограждениях, в дверях РУ предусмотрены плакаты.

5. В определенных местах должны предусматриваться стенды, где располагаются средства пожаротушения, в объеме, предусмотренном правилами для данной установки.

Конструкция здания, стен, перегородок, дверей должна быть огнестойкой. Деревянные двери должны быть защищены от воздействия возможной дуги. В помещениях подстанций предусматривается установка пожарной сигнализации, информирующая персонал о возникновении пожара и передачей информации о пожаре вышестоящему оперативному персоналу. Автоматические средства пожаротушения не предусматриваются.

Используемая литература

Давыдова И.К. Попов Б.И. Эрлих В.М. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования М.: Транспорт,

1978 г. - 416 стр.

Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции М.: Транспорт, 1983 г. - 496 стр.

Марквардт К.Г. Справочник по электроснабжению железнодорожного транспорта М.: Транспорт, 1980г. - 256 стр. и 392 стр.

Петров Е.Б. Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию

Почаевец В.С. Электрические подстанции

Размещено на Allbest.ru