Размещено на http://www.allbest.ru/

Кабінет міністрів україни

Національний університет біоресурсів

і природокористування україни

Навчально-науковий інститут енергетики і автоматики

Факультет енергетики і автоматики

Магістерська робота

на тему: «Модернізація РП-10кВ РТП-35/10кВ на основі мікропроцесорного захисту»

Спеціальність 8.091901 «Енергетика сільськогосподарського виробництва»

Програма Електричні системи і мережі

Спрямування виробниче

Київ - 2010

Перелік скорочень

навантаження напруга мікропроцесорний

РЕМ Район електричних мереж

ТП Трансформаторна підстанція

РТП ? Районна трансформаторна підстанція

РПН Регулятор напруги під навантаженням

ПЛ Повітряна лінія електропередачі

РП 10 кВ Розподільчий пристрій підстанції напругою 10 кВ

РП 35 кВ Розподільчий пристрій підстанції напругою 35 кВ

ЛЕП Лінія електропередавання

ОПН Обмежувач перенапруги

АВР Автоматичне вмикання резервного живлення

ПАВР Пункт автоматичного вмикання резервного живлення

АПВ Автоматичне повторне вмикання

ММП Модуль мікропроцесора

МУ Модуль управління

МБЖ Модуль безперебійного живлення

АБ Акумуляторна батарея

МДВ/В Модулів дискретних входів/виходів

Зміст

Анотація

Вступ

Розділ 1. Матеріали обстеження району електропостачання в зоні РТП 10 кВ «Красилівка»

1.1 Характеристика зони електропостачання

1.2 Розрахунок електричних навантажень

1.3 Вибір проводів та розрахунок втрати напруги на лінії 10 кВ

1.4 Розрахунок повного електричного навантаження на шинах 10 кВ РТП

Розділ 2. Вибір потужності силового трансформатора та розрахунок струмів короткого замикання на РТП 35/10 кВ «Красилівка»

2.1 Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів ТП 35/10 кВ

2.2 Обґрунтування первинної електричної схеми РТП

2.3 Розрахунок струмів короткого замикання

Розділ 3. Вибір електричної апаратури

3.1 Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ

3.1.1 Розрахунок та вибір електричних шин

3.1.2 Перевірка шин на термічну стійкість

3.1.3 Перевірка шин на динамічну стійкість

3.2 Вибір вимикачів РП -10 кВ

3.3Вибір обмежувачів перенапруги для РП-10кВ

3.4 Вибір трансформаторів струму

3.5 Вибір трансформаторів напруги

3.6 Вибір трансформаторів власних потреб

Розділ 4. Обґрунтування та вибір релейного захисту лінії 10 кВ на базі мікропроцесорного захисту УЗА-АТ

4.1 Розвиток мікропроцесорного захисту

4.2 Техніко-економічне обґрунтування мікропроцесорного захисту

4.3 Вибір релейного захисту лінії 10 кВ на базі мікропроцесорного захисту УЗА -АТ

Розділ 5.Охорона праці

5.1 Організація охорони праці на підстанції

5.2 Організація і порядок оперативних перемикань

5.3 Екологія на підстанції

Висновки

Список використаної літератури

Анотація

В даній магістерській роботі розглядаються питання підвищення ефективності та надійності системи електропостачання споживачів в зоні РТП «Красилівка» Киівської області Іванківського району за рахунок модернізації розподільчого пристрою 10 кВ.

В роботі висвітлені такі питання:

1. матеріали дослідження району електропостачання;

2. розрахунок навантаження на лініях 10 кВ, вибір проводів;

3. обґрунтування та вибір релейного захисту лінії 10 кВ на базі мікропроцесорного захисту;

4. вибір електронного захисту УЗА-АТ.

Аннотация

В данной магистерской работе рассматриваются вопросы повышения эффективности и надежности системы электроснабжения потребителей в зоне РТП «Красиловка» Киевской области Иванковского района за счет модернизации распределительного устройства 10 кВ, а именно замена его на трансформаторную подстанцию 35/10 кВ.

В работе освещены такие вопросы:

1. материалы исследования района электроснабжения;

2. расчет нагрузки на линиях 10 кВ, выбор проводов;

3. обоснование и выбор релейной защиты линии 10 кВ на базе микропроцессорной защиты;

4. выбор электронной защиты УЗА-АТ.

Summery

In this project increase questions of the power supply system of consumers in the Rrasylovka is a district of Kyiv region, nhion must be modernizate.

The questions which are discussed are the following:

1. research materials of the power supply district;

2. calculation of the voltage loading line of 10 kV;

3. the choice of wires;

4. the choice of relay defence line 10 kV on the base of the microprocessor defence.

Вступ

Електрифікація всіх галузей народного господарства, широке використання електричної енергії в промисловості, на транспорті і в сільськогосподарському виробництві є основою науково-технічного прогресу, важливим фактором не лише технічних, а й соціально-економічних перетворень.

Електропостачання сільськогосподарських споживачів здебільшого здійснюється від районні підстанції, які живляться від потужних енергетичних систем. Найбільш поширеними в сільській місцевості є районні трансформаторні підстанції 110/35/10, 35/10 кВ.

В магістерській роботі розглянута РТП-35/10кВ і запропоновано виконати захист шин РП-10кВ на основі мікропроцесорного захисту.

Для підвищення ефективності та надійності системи електропостачання споживачів в зоні РТП- 35/10кВ «Красилівка» проведений аналіз електричного навантаження, вибір проводів, силового трансформатора 35/10 кВ, розрахована втрата напруги на лінії 10 кВ.

Для захисту РП-10кВ використовуємо мікропроцесорну систему захисту на базі пристрою УЗА-АТ. Для вибору установок реле захисту і їх узгодження проведено розрахунки струмів короткого замикання в різних точках електричної мережі.

Розділ 1. Матеріали обстеження району електропостачання в зоні РТП 35/10 кВ «Красилівка»

1.1 Характеристика зони електропостачання

Даний район електропостачання і розподільчий пункт знаходяться в с.Красилівка Київської області,Іванківського району.Лінія 10 кВ відходить від підстанції районної трансформаторної підстанції РТП 35/10 кВ «Красилівка».

Даний район характеризується тим, що кількість комунально-побутових споживачів переважає над виробничими споживачами електричної енергії. В зоні електропостачання розміщено 27 підстанцій 10/0,4кВ, від яких отримують живлення споживачі першої та другої категорії електропостачання.

Розподільчий пункт отримує живлення по лінії 10 кВ, і від нього відходить 4 ліній 10 кВ. Електрична мережа ліній 10 кВ характеризується розгалуженістю і значною довжиною. Потужність споживачів лежить в межах від 25 до 250 кВт.

Розподільча система ліній 10 кВ має зв'язок з іншими системами. Зона електропостачання знаходиться у другому кліматичному районі по ожеледі та вітру. Сумарна протяжність повітряних ліній становить 57,340 км, вони виконані проводами АС перерізом 50 ммІ (17,395км),АС перерізом 35ммІ (7,650 км) і АС перерізом 25ммІ (32,295 км).ПЛ 10 кВ виконані на залізобетонних опорах.

Розрахункові кліматичні умови району електропостачання приведені в табл.1.1.

Таблиця 1.1 Розрахункові кліматичні умови району постачання

№ п.п.	Назва параметру	Величина
1	Район по ожеледі	2
2	Район по вітру	2
3	Товщина стінки ожеледі, мм	15
4	Швидкість вітру при ожеледі, м/с	13
5	Середньорічна температура, єС	+3,6
6	Максимальна температура, єС	+32
7	Мінімальна температура, єС	-30,4

1.2 Розрахунок електричних навантажень

Розрахункові навантаження для діючих ТП визначені з урахуванням коефіцієнту зростання навантажень в залежності від виду споживачів.

Знаходимо навантаження існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ; підраховуємо електричне навантаження на ділянках лінії 10 кВ.

Розрахункові навантаження Р існуючих підстанцій 10/0,4 кВ на перспективу 10 років знаходяться за формулою (1.1):

Р=К·Р, (1.1)

Де Р - максимальне існуюче навантаження ТП, кВ;

К - коефіцієнт зростання навантаження, залежить від виду споживачів.

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначають добутком розрахункового навантаження і коефіцієнта участі його в денному К та вечірньому К максимумах, які дорівнюють:

1. для виробничих споживачів К=1,0; К=0,6;

2. для комунально-побутових К=0,3…0,4.; К=1,0;

3. для змішаних К=К=1,0.

Розрахунки ТП 10/0,4 кВ на 2010 рік приведено в табл. 1.2.

Для розрахунку навантаження підстанцій на 2020 рік К приймається рівним 1. Тобто Р=Р

Розрахунки приведено в табл. 1.3.

Таблиця 1.2 Розрахункове навантаження ТП 10/0,4 кВ на 2010 рік

№ п.п.	№ТП	Характер наванта-ження	Максимальне існуюче навантаження Рм,кВт	Розрахункове навантаження Р,кВт	Денний максимум Рд,кВт	Вечірній максимум Рв,кВт
1.	199	К	160	160	56	160
2.	356	В	40	40	40	30
3.	200	К	100	100	35	100
4.	203	К	63	63	22.05	63
5.	248	К	160	160	56	160
6.	206	К	250	250	87.5	250
7.	207	К	63	63	22.05	63
1	346	К	40	40	14	40
2	195	К	160	160	56	160
3	413	В	40	40	40	30
4	196	К	160	160	56	160
1ґ	208	К	100	100	35	100
2ґ	210	К	100	100	35	100
3ґ	211	К	25	25	8.75	25
1)	212	К	100	100	35	100
2)	213	К	100	100	35	100
3)	265	К	40	40	14	40
4)	214	К	250	250	87.5	250
5)	215	К	100	100	35	100
6)	216	К	250	250	87.5	250
7)	217	К	160	160	56	160
8)	88	К	63	63	22.05	63
9)	499	К	40	40	14	40
10)	338	К	160	160	56	160
11)	222	К	100	100	35	100
12)	220	К	100	100	35	100
13)	219	В	250	250	250	200

Таблиця 1.3 Розрахункове навантаження ТП 10/0,4 кВ на 2020 рік

№ п.п.	№ТП	Характер навантаження	Максимальне існуюче навантаження Рм,кВт	Розрахункове навантаження Рр,кВт	Денний максимум Рд,кВт	Вечірній максимум Рв,кВт
1.	199	К	288	288	100.8	288
2.	356	В	72	72	72	43,2
3.	200	К	180	180	63	180
4.	203	К	113,4	113,4	30,73	113,4
5.	248	К	288	288	100,8	288
6.	206	К	450	450	157,5	450
7.	207	К	113,4	113,4	39,73	113,4
1	346	К	72	72	25,2	72
2	195	К	288	288	100.8	288
3	413	В	72	72	72	43,2
4	196	К	288	288	100.8	288
1ґ	208	К	180	180	63	180
2ґ	210	К	180	180	63	180
3ґ	211	К	45	45	15,75	45
1)	212	К	180	180	63	180
2)	213	К	180	180	63	180
3)	265	К	72	72	25,2	72
4)	214	К	450	450	157,5	450
5)	215	К	180	180	63	180
6)	216	К	450	450	157,5	450
7)	217	К	288	288	100,8	288
8)	88	К	113,4	113,4	35,43	113,4
9)	499	К	72	72	25,2	72
10)	338	К	288	288	100,8	288
11)	222	К	180	180	63	180
12)	220	К	180	180	63	180
13)	219	В	450	450	450	270

На ділянках знаходять виробниче навантаження Р_вир, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видами споживачів, у вечірній час - тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження Р_заг, яке включає навантаження всіх ТП. Розрахунки навантаження лінії 10 кВ на 2010 та 2020 роки приведені в табл. 1.4 та 1.5.

Таблиця 1.4 Розрахунок навантаження ліній 10 кВ на 2010 рік

Ділянка	Вид наван-таження Рвир/Рзаг	Денне, кВт	Вечірнє, кВт
		Рдб	Рдм	?Р (Рдм)	Рд	Рвб	Рвм	?Р (Рдм)	Рв
6-7ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	22.5	-	-	22.5	63			63
5-6ґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	87.5	87.5	65.1	125.6	250	63	46.2	296.2
4-5ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	156.2	56	41.1	197.3	296.2	160	123	419.2
3-4ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	197.3	22.5	15.2	212.5	419.2	63	46.2	465.4
2-3ґ.	Рвир	40	40	28.4	68.4	30	-	-	30
	Рзаг	240.9	35	24.4	265.3	485.8	100	74.5	560.3
1-2ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	240.9	35	24.4	265.3	485.8	100	74.5	560.3
0-1ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	265.3	56	41.1	306.4	560.3	160	123	683.3
3-4ґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	56	40	28.4	56	160	30	20.4	160
2-3ґґ	Рвир	56	-	-	84.4	30	-	-	50.4
	Рзаг	56	40	28.4	84.4	160	30	20.4	180.4
1-2ґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	84.4	56	41.1	125.5	180.4	160	123	303.4
0-1ґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	125.5	14	9.1	134.6	303.4	40	28.4	331.8
2-3ґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	8.75	-	-	8.75	25	-	-	25
1-2ґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	35	35	24.4	59.4	100	100	74.5	174.5
0-1ґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	59.4	35	24.4	83.8	174.5	100	74.5	249
12-13ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	56	-	-	56	100	-	-	100
11-12ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	157.5	157.5	122.5	280	200	200	155	355
10-11ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	280	14	9.05	289.0	355	40	28.4	383.4
9-10ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	289.0	22.05	14.99	304.0	383.4	63	46.2	429.6
8-9ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	304.04	35	24.4	328.4	429.5	100	74.5	509.1
7-8ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	328.44	87.5	65.1	395.5	509.1	250	191	675.1
6-7ґґґґ	Рвир	250			250	150			150
	Рзаг	393.54	250	195	588.5	695.1	200	155	850.1
5-6ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	588.54	35	24.4	42.94	850.1	100	74.5	924.6
4-5ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	612.94	35	24.4	637.3	924.6	100	74.5	999.1
3-4ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	637.3	56	41.1	678.4	999.1	160	123	1122.1
2-3ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	678.4	14	9.1	687.5	1122.1	40	28.4	1156.5
1-2ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	687.54	35	24.4	711.9	1156.5	100	74.5	1225
0-1ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	711.94	35	24.4	736.3	1225	100	74.5	1299.4

Таблиця 1.5 Розрахунок навантаження ліній 10 кВ на 2020 рік

Ділянка	Вид наван-таження Рвир/Рзаг	Денне, кВт	Вечірнє, кВт
		Рдб	Рдм	?Р (Рдм)	Рд	Рвб	Рвм	?Р (Рдм)	Рв
6-7ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	39.73		-	39.73	113.4	-	-	113.4
5-6ґ	Рвир
	Рзаг	157	157	120.6	177.6	450	255.4	194.6	450
4-5ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	177.6	100.8	74.5	252.1	450	288	225	675
3-4ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	252	30.73	20.9	273	675	113.4	84.5	759.5
2-3ґ.	Рвир	72	-	-	72	43.2	-	-	43.2
	Рзаг	273	72	53.4	326.4	759.5	43.2	31.1	790.6
1-2ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	326.4	63	46.2	372.6	790.6	100	74.5	865.1
0-1ґ.	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	372.6	100.8	76	448	865.1	288	220	1085.1
3-4ґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	100.8	-	-	100.8	288	-	-	288
2-3ґґ	Рвир	72	-	-	72	43.2	-	-	42.2
	Рзаг	100.8	72	53.5	154.3	288	43.2	31.1	319.1
1-2ґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	154.3	100.9	75	229.3	319.1	288	226.2	545.3
0-1ґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	229.3	25.2	16.9	246.2	545.3	72	53.5	598.8
2-3ґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	15.75	-	-	15.75	45	-	-	45
1-2ґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	63	63	46.2	109.2	180	180	139	139
0-1ґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	109.2	63	46.2	155.4	319	180	139	458
12-13ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	100.8	-	-	100.8	288	-	-	288
11-12ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	157.5	157.5	122.3	279.8	288	160	123	285
10-11ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	279.8	25.2	16.7	296.5	283	72	53.5	336.5
9-10ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	296.5	35.43	24.6	321.1	336.5	113.4	84.5	421
8-9ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	321.1	63	46.2	367.3	421	180	139	560
7-8ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	367.3	157.5	121.1	488.4	560	450	356.5	916.5
6-7ґґґґ	Рвир	450	-	-	450	270	-	-	270
	Рзаг	488.4	450	370	858.4	916.5	270	212	1128.5
5-6ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	858.4	63	46.2	904.6	1128.5	180	139	1267.5
4-5ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	904.6	63	46.2	950.8	1267.5	180	139	1406.5
3-4ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	950.8	100.8	74.9	1025.7	1406.5	228	166.2	1572.7
2-3ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	1025.7	25.2	16.8	1042.5	1572.7	72	53.5	1626.2
1-2ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	1042.5	63	46.2	1088.7	1626.2	180	139	1765.2
0-1ґґґґ	Рвир	-	-	-	-	-	-	-	-
	Рзаг	1088.7	63	46.2	1134.9	1765.2	180	139	1904.2

Розрахувавши навантаження лінії 10 кВ на 2010 та 2020 роки, можна зробити висновок, що сумарне денне навантаження протягом 10 років зміниться з 1261.14 кВт до 1984.5 кВт, а сумарне вечірнє - з 2563.5 кВт до 4046.1 кВт.

Таке зростання пояснюється збільшення потужності існуючих споживачів та будівництвом нових. Номінальні потужності силових трансформаторів РТП «Красилівка» на 2010 рік становлять 4000 кВт. У зв'язку із зміною навантаження з часом, в майбутньому може бути проведена реконструкція трансформаторної підстанції. Отже, для подальших розрахунків магістерської роботи вибираємо 1 силовий трансформатор потужністю 4000 кВт.

1.3 Вибір проводів та розрахунок втрати напруги на лінії 10 кВ

Переріз проводів лінії 10 кВ вибирають по мінімуму приведених затрат залежно від еквівалентної потужності S_Е на ділянці лінії.

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ S_Е дорівнює:

S_Е = Кд · Sм, (1.2)

де Sм - максимальна потужність ділянки лінії (найбільша з розрахункових навантажень денного Sд чи вечірнього Sв максимумів), кВА;

Кд - коефіцієнт, який враховує динаміку зростання навантаження (для сільських мереж рекомендується Кд = 0,7).

Розрахункове денне та вечірнє навантаження знаходять, виходячи з загального денного та вечірнього навантажень і коефіцієнта потужності формула 1.3 ? 1.4:

(1.3)

(1.4)

Розрахунки по вибору перерізів проводів починають з головної ділянки лінії і заносять до табл. 1.6 та 1.7.

Таблиця 1.6 Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 10 кВ на 2010 рік

№ ділянки	Денне навантаження	Вечірнє навантаження	, кВА	, кВА	Марка проводу
		соsц	, кВА		соsц	, кВА
6-7`	0	0,9	20,25	0	0,92	68,5	68,5	47,95	АС-35
5-6`	0	0,9	139,5	0	0,92	321,9	321,9	225,33	АС-35
4-5`	0	0,9	219,2	0	0,92	455,6	455,6	318,9	АС-35
3-4`	0,16	0,7	148,8	0,3	0,75	620,5	620,5	434,35	АС-35
2-3`	0	0,9	294,8	0	0,92	547,1	547,1	382,9	АС-35
1-2`	0	0,9	323,5	0	0,92	609,0	609,0	609,0	АС-35
0-1`	0	0,9	340,4	0	0,92	742,7	742,7	742,7	АС-35
3-4``	0	0,9	62,2	0	0,92	173,9	173,9	173,9	АС-35
2-3``	0,16	0,7	120,6	0,19	0,75	240,5	240,5	168,4	АС-35
1-2``0	0	0,9	139,4	0	0,92	329,8	230,9	230,9	АС-35
0-1``	0	0,9	149,6	0	0,92	360,7	360,7	252,5	АС-35
2-3```	0	0,9	9,7	0	0,92	27,2	27,2	19,1	АС-35
1-2```	0	0,9	53,5	0	0,92	189,7	189,7	132,8	АС-35
0-1```	0	0,9	93,1	0	0,92	270,7	270,7	189,5	АС-35
12-13`````	0	0,9	62,2	0	0,92	111,1	111,1	77,8	АС-35
11-12`````	0	0,9	252,0	0	0,92	382,9	385,9	270,1	АС-35
10-11`````	0	0,9	260,1	0	0,92	416,7	416,7	291,7	АС-35
9-10`````	0	0,9	337,8	0	0,92	466,9	466,9	326,8	АС-35
8-9`````	0	0,9	364,9	0	0,92	553,4	553,4	373,4	АС-35
7-8`````	0	0,9	439,5	0	0,92	733,8	733,8	513,7	АС-35
6-7`````	0,64	0,7	840,8	0,22	0,75	924,0	924,0	646,8	АС-35
5-6`````	0	0,4	681,0	0	0,92	1005	1005	703,5	АС-35
4-5`````	0	0,9	708,2	0	0,92	1085,9	1085,9	760,13	АС-35
3-4`````	0	0,9	735,8	0	0,92	1219,7	1219,7	853,8	АС-35
2-3`````	0	0,9	763,9	0	0,92	1285	1285	899,5	АС-35
1-2`````	0	0,9	791,0	0	0,92	1361,1	1361,1	952,8	АС-35
0-1`````	0	0,9	818,2	0	0,92	1443,7	1443,7	1010,6	АС-70

Таблиця 1.7 Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 10 кВ на 2020 рік

№ Ділянки	Денне навантаження	Вечірнє навантаження	Sм, кВА	SЕ, Ква
	Рвир/Рзаг	соs ц	Sд, кВА	Рвир/Рзаг	соsц	Sв, кВА
6-7`	0	0,9	44,1	0	0,92	113,4	113,4	79,38	АС-35
5-6`	0	0,9	197,3	0	0,92	489,1	489,1	342,3	АС-35
4-5`	0	0,9	280,1	0	0,92	733,7	733,7	513,6	АС-35
3-4`	0	0,9	303,3	0	0,92	825,5	825,5	599,9	АС-50
2-3`	0,26	0,7	466,3	0,1	0,75	1054	1054	737,8	АС-50
1-2`	0	0,9	414	0	0,92	940,3	940,3	658,2	АС-50
0-1`	0	0,9	497,7	0	0,92	1179,5	1179,5	825,7	АС-70
3-4``	0	0,9	112	0	0,92	320	320	224	АС-35
2-3``	0,71	0,7	220	0,15	0,75	425,3	425,3	297,7	АС-35
1-2``	0	0,9	254,8	0	0,9	605,9	605,9	424,1	АС-35
0-1``	0	0,9	273,6	0	0,9	650,9	650,9	455,6	АС-35
2-3```	0	0,9	17,5	0	0,9	48,9	48,9	34,2	АС-35
1-2```	0	0,9	121,3	0	0,9	151,1	151,1	105,8	АС-35
0-1```	0	0,9	172,7	0	0,9	508,9	508,9	356,2	АС-35
12-13`````	0	0,9	112	0	0,9	320	320	224	АС-35
11-12`````	0	0,9	310,9	0	0,9	309,8	309,8	216,9	АС-35
10-11`````	0	0,9	329,4	0	0,9	365,8	365,8	256,7	АС-35
9-10`````	0	0,9	356,8	0	0,9	457,6	457,6	320,3	АС-35
8-9`````	0	0,9	408,1	0	0,9	608,7	608,7	426,1	АС-35
7-8`````	0	0,9	542,7	0	0,9	996,2	996,2	697,3	АС-50
6-7`````	0,92	0,7	1226,2	0,29	0,75	1504,7	1504,7	1053	АС-70
5-6`````	0	0,9	1005,1	0	0,9	1408,3	1408,3	985,8	АС-70
4-5`````	0	0,9	1056,4	0	0,9	1562,8	1562,8	1093	АС-70
3-4`````	0	0,9	1139,7	0	0,9	1747,4	1747,4	1223	АС-95
2-3`````	0	0,9	1158,3	0	0,9	1806,7	1806,7	1264	АС-95
1-2`````	0	0,9	1209,7	0	0,9	1961,3	1961,3	1372	АС-95
0-1`````	0	0,9	1261	0	0,9	2115,8	2115,8	1481	АС-95

1.4 Розрахунок повного електричного навантаження на шинах 10 кВ РТП

Сумування окремо денних максимумів навантажень трьох ліній 10 кВ знаходимо денне та вечірнє навантаження на шинах 10 кВ РТП.

Повне навантаження на шинах РТП знаходимо за формулою:

(1.5)

де? більший із максимумів навантаження (вечірній або денний) на шинах 10 кВ РТП, кВ;

1,12 -коефіцієнт, що враховує втрати електричної енергії;

? повна розрахункова потужність;

-коефіцієнт потужності.

Розділ 2.Вибір потужності силового трансформатора та розрахунок струмів короткого замикання на ТП 35/10 кВ «Красилівка»

2.1 Вибір потужності силового трансформатора

Відповідно до розрахункових даних активного навантаження найвіддаленішої ТП, вибирають більший максимум та розрахуємо повне розрахункове навантаження

Зробивши розрахунки видно, що вечірнє навантаження трьох ліній більше за денне.

За розрахунковим повним навантаженням вибираємо трансформатор.

Паспортні дані силового трансформатора ТП 35/10 кВ занесемо до таблиці 2.1.

Таблиця 2.1. Паспортні дані силового трансформатора ТП35/10 кВ

Тип	Номін. Потужність, кВА	Напруги обмоток, кВ	Схема і група з'єднань обмоток	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання, Uк, %	Струм холостого ходу, Іхх, %
		ВН	НН		Холостого ходу	Коротко замикання
ТМН (ТМ)-4000/35	4000	35	11		6,7	46,5	7,5	1

2.2 Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів ТП 35/10 кВ

При навантаженні РТП, що сягає 10000 кВА і вище забороняється встановлювати один силовий трансформатор.Це пов'язане зі значними збитками споживачів у зоні електропостачання РТП. Вихід із ладу трансформатора призводить до відключення великої кількості споживачів, серед яких можуть бути споживачі першої та другої категорій за надійністю електропостачання.

При потужності менше 10000 кВА дозволяється встановлювати один силовий трансформатор при умові, що споживачі першої категорії в зоні електропостачання даної РТП можуть отримати резервне живлення від незалежного джерела живлення, наприклад, сусідніх РТП.

Номінальну потужність силових трансформаторів вибирають за розрахунковою повною потужністю навантаження на шинах 10 кВ РТП. Рекомендується потужність навантаження розподіляти рівномірно між силовими трансформаторами (наприклад, при установці двох трансформаторів).

S_Р.Т.= S_Р/2 (2.2)

Номінальна потужність вибирається із стандартної шкали - 1000, 1600, 2500, 4000, 6300, 10000 кВА. При цьому, за необхідності, може враховуватись перевантажувальна здатність силових трансформаторів. На підстанції можуть бути встановлені трансформатори з різною номінальною потужністю. Це вимагає додаткових обґрунтувань умов паралельної чи роздільної роботи силових трансформаторів.

Відповідно до наших розрахунків повної потужності на шинах 10 кВ вибираємо один силовий трансформатор марки ТМН(ТМ) 4000/35.

2.3 Обґрунтування первинної електричної схеми РТП

При обґрунтуванні первинної електричної схеми РТП необхідно враховувати її схему живлення (одностороннє, двостороннє), кількість силових трансформаторів, виконання розподільних пристроїв, вимоги до рівня надійності.

Розподільні пристрої 110(35) кВ, як правило, виконують відкритими, а 10 кВ закритими або за допомогою комплектного пристрою (КРП). РП-10 кВ виконують за схемою 2-х секцій шин, які з'єднані між собою вимикачем. Крім того РП-10 кВ повинен містити по два трансформатори власних потреб і напруги, обмежувачі перенапруги, вимикачі вводів 10 кВ та ліній 10 кВ. Рівень автоматики РТП повинен передбачати експлуатацію РТП без обслуговуючого персоналу.

2.4 Розрахунок струмів короткого замикання

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.1 Електрична схема мережі

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.2 Електрична схема заміщення мережі

Вихідні дані:

S_б=100 - базисна потужність, мВА;

U₃₅=35 - напруга повітряної лінії живлення, кВ;

S_КЗ - потужність короткого замикання (для точки К0), мВА;

L₃₅ =12? довжина лінії живлення, км;

Х_{О 35}= 0.345?питомий індуктивний опір проводу лінії живлення, Ом/км;

R_{О 35} =0.45 - питомий активний опір проводу лінії живлення, Ом/км;

U_{КЗ 35} =7.5 - напруга короткого замикання силового трансформатора районної трансформаторної підстанції, %;

N=1 - кількість силових трансформаторів на РТП, шт;

S_НРТП =4000 - номінальна потужність силового трансформатора РТП, кВА;

Для проводу АС-25

Х_О10 =0.366 - питомий індуктивний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км;

R_О10 =1.146 - питомий активний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км.

Для проводу АС - 35

Х_О10 =0.366 - питомий індуктивний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км;

R_О10 =0.0773- питомий активний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км.

Для проводу АС - 50

Х_О10 =0.355 - питомий індуктивний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км;

R_О10 =0.42- питомий активний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км.

L₁₀ =7.6? довжина лінії живлення, виконана проводом марки АС-50 км;

L₁₀ =5.6? довжина лінії живлення,виконана проводом марки АС-35 км;

L₁₀ =3.3? довжина лінії живлення,виконана проводом марки АС-25 км;

Алгоритм розрахунку.

2.5 Розрахунок опорів елементів схеми заміщення

опір системи -

; (2.3)

індуктивний опір лінії живлення -

; (2.4)

активний опір лінії живлення -

; (2.5)

індуктивний опір силових трансформаторів на РТП -

; (2.6)

індуктивний опір лінії живлення -

; (2.7)

активний опір лінії живлення -

(2.8)



2.6 Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахункові вирази відповідно до точок К1, К2 та К3 представлено в табл.2.2

Розділ 3. Вибір електричної апаратури

3.1 Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ

3.1.1 Розрахунок та вибір електричних шин

Вихідні дані: шини в розподільному пристрої розміщують, наприклад, на ребро в одній горизонтальній площині з відстанню між центрами - а = 0,25м, а між опорними ізоляторами однієї фази - l =1,5м.

В електроустановках змінного струму напругою 10 кВ вибирають алюмінієві шини прямокутного перерізу.

Вибір шин. При виборі електричних шин визначають робочий максимальний струм із врахуванням 40% перевантаження силового трансформатора за наступним виразом:

, (3.1)

де - номінальна потужність трансформатора більшої потужності.

Відповідно до ПУЕ необхідно вибрати переріз електричних шин, для яких буде виконуватись умова:

, (3.2) де

, (3.3)



- допустимий струм (за умов нагрівання) для електричних шин при температурі и_О =25⁰С, и_МАКС - максимальне значення середньорічної температури (для північної зони України и_МАКС = +30⁰С); и_ДОП - допустима температура нагрівання шин (для шин із алюмінієвого сплаву - 70 ^ОС).

3.1.2 Перевірка шин на термічну стійкість

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

Для визначення мінімально допустимого перерізу шин за умов термічної стійкості розраховують тепловий імпульс:

, (3.4)

де - струм трифазного короткого замикання в точці встановлення шин, кА;

t_ПР - зведений час дії струму короткого замикання t_ПР = t_пр.п + t_пр.а =0.25c.;

t_пр.п = f(t_ВКЗ) - зведений час знаходять за кривими при в'' =1;

t_пр.а - зведений час аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських електричних мереж - t_пр.а =0,05 с).

Примітка: t_ВКЗ = t_В + t_РЗ - час вимикання короткого замикання

t_В - час спрацювання вимикача, с; t_РЗ - час спрацювання релейного захисту, с;

Мінімальний допустимий переріз шин визначають, мм²:

, (3.5)

де С - коефіцієнт визначається матеріалом шин, для шин із алюмінієвого сплаву С=88.

3.1.3 Перевірка шин на динамічну стійкість

Умовою перевірки шин є порівняння розрахункового і максимального допустимого механічного напруження:

у_роз?у_доп, (3.6)

0.129?70

де у_роз - розрахункове механічне напруження на шинах, МПа;

у_доп - максимальне допустиме (для матеріалу шин) механічне напруження, МПа (для шин із алюмінію АТ - у_доп =70 МПа).

Для перевірки шин на динамічну стійкість розраховують електродинамічне зусилля (Н):

, (3.7)

де - ударний струм короткого замикання, кА, ; l - відстань між опорними ізоляторами кріплення шини в одній фазі, м; а - відстань між центрами шин сусідніх фаз, м; К_Ф - коефіцієнт форми, залежить від перерізу шин і розташування шин (при розташуванні шин у горизонтальній площині і прямокутному перерізі - К_Ф=1).

Момент опору (при розташуванні шин на ребро):

, (3.8)

де b = 4 - ширина шини, м; h = 30 ? товщина шини, мм.

3.2 Вибір вимикачів РП 10 кВ

Для РП 10 кВ рекомендується застосовувати вакуумні, а для РП 110(35) кВ елегазові вимикачі виробництва компаній РЗВА, АВВ, Siemens, Таврида Електрик та ін.

Таблиця 3.1 Умови вибору вимикачів

Параметри вимикача	Умови вибору
	Паспортні дані	Розрахункові дані електричної мережі
Номінальна напруга, кВ	> 10?10
Номінальний струм, А	> 630>323.3
Допустимий струм вимикання, кА	> 20>3.8
Динамічна стійкість	> 52>80.6
Термічна стійкість	> 1600>2.42

де - номінальна напруга вимикача, кВ;

- номінальний струм вимикача, А;

- робочий максимальний струм, А;

- допустимий струм вимикання, А;

- усталений струм трифазного короткого замикання, кА;

- струм динамічної стійкості, кА;

- ударний струм трифазного короткого замикання, кА;

- струм термічної стійкості вимикача, кА;

t_К - номінальний час термічної стійкості вимикача, с;

t_ПР - зведений час термічної дії струму короткого замикання c.;

3.3 Вибір обмежувачів перенапруги для РП 10 кВ

1. Найбільша допустима напруга ОПН повинна перевищувати найбільшу робочу напругу мережі

> (3.10)

12,7>10

У мережах з ізольованою нейтраллю або з компенсацією ємнісних струмів за найбільше значення напруги приймається лінійна напруга мережі.

Для забезпечення найкращих показників захищеності в мережах різного виконання ПГ “Таврида Електрик” випускає обмежувачі перенапруг з набором на кожен клас напруги (табл. 3.2).

Таблиця 3.2. Найбільша допустима напруга ОПН

Клас напруги мережі	Найбільша допустима напруга ОПН
10	10,5; 11,5; 12,0; 12,7.

2. Рівень тимчасових перенапруг повинен бути меншим максимального значення напруги промислової частоти, що витримує ОПН за час t:

>, (3.11)

де - рівень квазістаціонарних перенапруг (ферорезонансні перенапруги, резонансний зсув нейтралі); Т - кратність перенапруги.

Рис.3.1 Допустимий час прикладення напруги промислової частоти

Рис. 3.2. Імовірність появи перенапруги певної кратності Т

Рис. 3.3 Залежність дугових перенапруг від співвідношення активної та ємнісної складових струму замикання на землю

Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення : згідно імовірності появи внутрішніх перенапруг 10 % (0,1 рис.3.2) або згідно відношенню рівному 0,5 (рис.3.3).

Відповідно до рис.3.2. та 3.3 кратність перенапруги Т=2,6. Тому величина внутрішніх перенапруг для мережі 10 кВ може складати

= Т · кВ.

Допустима кратність перевищення напруги Т буде:

1. Т=15,0/10,5=1,4; 2. Т=15,028/11,5=1,3; 3. Т=15,0/12=1,25;

4. Т=15,0/12,7=1,18.

Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t=1…2 с. Із рис. 3.1 видно, що для умови > підходять всі розрядники, окрім ОПН - КР.

Обмежувач повинен забезпечувати необхідний захисний координаційний інтервал за грозовими впливами А_ГР

>, (3.12)

де - рівень грозового випробувального імпульсу; - напруга, що залишається на ОПН при номінальному розрядному струмі; (0,2 - 0,25) - координаційний інтервал.

Наявність відстані між ОПН і устаткуванням викликає підвищення напруги на устаткуванні в порівнянні з залишковою напругою на ОПН. У зв'язку з цим рівень обмеження повинен бути на 20…25 % нижчим випробувальної напруги повного або зрізаного грозового імпульсу (ДСТ 1516.2 - 98, табл.11). Для оцінки напруги, що залишається на ОПН можна скористатися при номінальному розрядному струмі табл.3.4).

Таблиця 3.3 Нормовані випробувальні напруги грозових імпульсів електроустаткування з нормальною ізоляцією (максимальна напруга)

Клас напруги електрообладнання, кВ	Випробувальна напруга внутрішньої ізоляції, кВ
	Повний імпульс	Зрізаний імпульс
	Силові трансформатори	Шунтуючі реактори	Електромагнітні трансформатори напруги , струмообмежуючі і дугогасні реактори	Трансформатори струму	Конденсатори зв`язку	Силові трансформатори	Шунтуючі реактори	Електромагнітні трансформатори напруги , струмообмежуючі і дугогасні реактори	Конденсатори зв`язку
10	80	80	80	75	-	90	90	90	-

Таблиця 3.4 Залишкова напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі

Тип ОПН	Клас напруги, кВ	Найбільша робоча напруга, кВ	Залишкова напруга при номінальному розрядному струмі, кВ
ОПН?РС	10	12,7	42,8
ОПН?КС	10	10,5	35,8

3.Визначення координаційного інтервалу проводять за виразом. Якщо умова не виконується, то необхідно вибрати ОПН із меншим значенням

UЗАЛ =42,8 кВ - для ОПН - РС - (U_нр = 12,7 кВ)

UЗАЛ =35,8 кВ - для ОПН - КС - (U_нр = 10,5кВ).

А_ГР (для ОПН - РС) = (80-42,8)/42,8=0,87>(0,2…0,25) - умова виконується.

А_ГР (для ОПН - КС) = (80-35,8)/35,8=1,42>(0,2…0,25) - умова виконується.

4. Обмежувач повинен забезпечити захисний координаційний інтервал за внутрішніми перенапругами А_ВП:

>(0,15-0,25), (3.13)

де - допустимий рівень внутрішніх перенапруг; - напруга, що залишається на ОПН при комутаційному імпульсі.

Для захисту силового трансформатора =57,9 кВ (таблиця 3.5, ).

Для захисту трансформатора напруги =39,7 кВ (таблиця 3.5, ).

Із таблиці 3.4

ОПН-РС?

ОПН-РС?

>(0,15…0,25) ? умова виконується

? умова виконується

Таблиця 3.5 Допустимі кратності внутрішніх перенапруг для електроустаткування 10 кВ з нормальною ізоляцією (силові трансформатори)

UНОМ, кВ	10
UН.РОБ. , кВ	12
, кВ	35
UДОП, кВ	57,9
KДОП	5,9

Таблиця 3.6 Допустимі кратності внутрішніх перенапруг для електроустаткування 35 кВ з полегшеною ізоляцією (трансформатори напруги)

UНОМ , кВ	35
UН.РОБ. , кВ	40,5
UВИП, кВ	74
UДОП ,кВ	128
KДОП	3,3

5. Умова вибухонебезпечності ОПН

< (3.14)

3,8<5 - для ОПН- РС

3,8<10 - для ОПН- КС

В кінцевому випадку за умовами вибору ОПН в РП-10 кВ підходять два типи ОПН:

1.ОПН-РС,

2. ОПН-КС, з яких вибираємо ОПН-КС.

3.4. Вибір трансформаторів струму

Трансформатори струму вибирають за наступними умовами представлені в таблиці 3.7

Параметри трансформаторів струму	Умови вибору
Номінальна напруга, кВ	? 10?10
Номінальний первинний струм, А	> 100>48,44
Номінальний вторинний струм, кА
Клас точності	(*)
Номінальна вторинна потужність	>
Кратність струму: термічної стійкості динамічної стійкості	> (120·100)2>3,082·1 > 32526>3080

(*) - у відповідності з приєднувальними приладами;

I_t - струм термічної стійкості трансформаторів струму, А;

І_макс - струм динамічної стійкості трансформаторів струму, А;

tk. - час термічної стійкості;

КТ - три секундна кратність термічної стійкості;

КД - кратність струму динамічної стійкості.

Для вибору трансформаторів струму знаходять максимальний робочий струм для вводу і кожної лінії 10 кВ за формулою:

(3.15)

де S_Р - розрахункова потужність лінії 10 кВ, кВА.

=1037 (3.16)

де Р_мах - максимальна активна потужність лінії 10 кВ (найбільша з розрахункових навантажень денного Р_Д чи вечірнього Р_В максимумів).

Розрахункові потужності та струми ліній 10 кВ необхідно звести в табл. 3.8.

Таблиця 3.8 Розрахункові струми та потужності головних ділянок ліній та вводу напругою 10 кВ

	Ввід 10 кВ	Лінія1	Лінія2	Лінія3	Лінія4
Рмакс, кВт	2372	616	670	684,8	1235.5
Sр , кВА	2590	752	838,04	856	2118.7
Ір.макс, А	149,7	43,46	48,44	49,45	112.5

Таблиця 3.9 Паспортні дані вибраних трансформаторів струму

Параметри	Ввід 10 кВ	Лінія 1	Лінія 2	Лінія3	Лінія4
Номінальна напруга, кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ
Номінальний первинний струм, А	200	100	100	100	100
Клас точності	0,5/Р	0,5/Р	0,5/Р	0,5/Р	0,5/Р
Кратність струму: термічної стійкості динамічної стійкості	250 90	230 120	230 120	230 120	230 120
Марка трансформатора струму	ТПЛ-10	ТПЛУ-10	ТПЛУ-10	ТПЛУ-10	ТПЛУ-10

Перевірку трансформаторів струму на необхідний клас точності виконують для найбільш навантаженої фази у вторинній обмотці. За розрахункову фазу рекомендується приймати фазу «А».

Таблиця 3.10 Дані приладів та навантаження вторинних обмоток трансформаторів струму

Навантаження	Тип трансформатора струму	Кількість	Фаза “А”	Фаза “С”
			Ом	ВА	ОМ	ВА
Лічильник активної і реактивної енергій	FINTRONIC ФПН - 2306	1	0,031	0,245	0,031	0,245
Амперметр	Э 30	1	0,07	1,75	-	-
Всього		2	0,101	1,995	0,031	0,245

Опір з'єднувальних проводів у фазі знаходять за формулою 3.17:

(3.17)

де R_К - опір контактів, Ом; R_К=0,1 Ом;

І_н2 - номінальний вторинний струм, А; І_н2=5А;

- сумарна потужність послідовно ввімкнених приладів (лічильника та амперметра), ВА;

S_H2 - номінальне навантаження трансформаторів струму, ВА.

Необхідний переріз (мм²) приєднувальних проводів знаходять за формулою:

(3.18)

де с - питомий опір металу приєднувальних проводів, ;

L - розрахункова довжина проводів, м.

Довжину приєднувальних проводів рекомендується приймати -L=3 м.

За результатами розрахунку необхідно прийняти близький стандартний переріз, але не менше 2,5 мм² для мідних провідників і 4,0 мм² для алюмінієвих.

За результатами розрахунку приймаємо близький стандарт переріз 2,5 мм²

3.5 Вибір трансформаторів напруги

Для живлення кола напруги вимірювальних приладів, а також для контролю ізоляції в РП-10 кВ встановлюють трансформатори напруги

Трансформатори напруги вибирають за наступними умовами:

Для розрахунку умов вибору трансформаторів напруги приймемо трансформатор напруги типу НОМ-106

– номінальною напругою ; (3.19) 10?10

– номінальною вторинною потужністю ; (3.20) 70>64,1

– класом точності (клас точності при розрахунковому навантаженні повинен відповідати найвищому класу точності приєднувальних приладів) - 0,5.

Навантаження трансформаторів напруги записуємо в таблицю 3.11

Таблиця 3.11 Параметри електричного навантаження

Назва і тип приладу	Кількість	Р, Вт	Q, Вар
Лічильник активної/ реактивної енергій - FINTRONIC ФПН - 2306	1	23	53,7
Вольтметр	2	12	-
Всього	3	35	53,7

Вторинне навантаження S₂ (ВА) знаходять за формулою 3.21:

(3.21)

де P, Q - відповідно активна і реактивна потужності приладів, приєднаних до вторинної обмотки трансформатора напруги, Вт; Вар.

3.6 Вибір трансформаторів власних потреб

На районній трансформаторній підстанції трансформатори власних потреб (ТВП) використовуються для живлення: засобів освітлення; приладів обігрівання (приміщення чергових, розподільні пристрої закритого типу, прилади); приводів вимикачів; блоків живлення кіл релейного захисту і автоматики; систем обдування радіаторів силових трансформаторів; компресорів (при наявності повітряних вимикачів) та ін.

Кількість трансформаторів власних потреб, що встановлюють на РТП сільського призначення, відповідає кількості силових трансформаторів (або кількості секцій шин РП-10 кВ). Розрахункове навантаження ТВП знаходять за виразом:

(3.22)

де S _Ун - сумарна номінальна потужність силових трансформаторів на РТП.

Загальна потужність споживачів власних потреб першої черги забезпечення електроживленням (за умов надійності) складає:

(3.23)

За величиною S_ТВП1 здійснюють вибір потужності кожного із силових трансформаторів власних потреб. При цьому, повинна виконуватись умова:

, (3.24)

240 ? 250

де S_{НОМ.ТВП} - номінальна потужність одного силового трансформатора власних потреб РТП.

Таблиця 3.12 Паспортні дані силового трансформатора власних потреб

Тип	Номін. потужність, кВА	Напруги обмоток, кВ	Схема і група з'єднань обмоток	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання, Uк, %	Струм холостого ходу, Іхх, %
		ВН	НН		Холостого ходу	Коротко замикання
(ТМ)-250	250	10	0,4		0,74	3,7	4,5	2,3

Розділ 4. Обгрунтування та вибір релейного захисту лінії 10 кВ на базі мікропроцесорного захисту УЗА -АТ

4.1 Розвиток мікропроцесорного захисту

Розподільні електричні мережі напругою 6-110 кВ

постачають електроенергію практично всім споживачам: великим і малим промисловим підприємствам, сільському і комунальному господарству, електрифікація залізниць, газопроводам і нафтопроводам.

При цьому 75 % усіх порушень електропостачання споживачів

відбувається саме в розподільних електричних мережах.

Надійність електропостачання споживачів у цих мережах обумовлюється комплексом технічних рішень, у тому числі спорудженням двох або більш живильних ліній (ЛЕП), установкою на кожній підстанції (ПС) не менш двох понижуючих трансформаторів, секціонуванням ЛЕП і розподільних пристроїв комутаційними апаратами, а також шляхом впровадження передових засобів керування, захисту та автоматики (РЗА).

На початку 90-х років у розподільних електричних мережах почалося впровадження нових технічних засобів для забезпечення високої надійності електропостачання: повітряних ліній (ПЛ) з ізольованими проводами, однофазних кабелів (КЛ), вакуумних і елегазових вимикачів, волоконно-оптичних каналів зв'язку, цифрових реле (терміналів) керування і захисту електроустановок. Використання цифрових реле для автоматизації електричних мереж стало актуальним.

У сучасному цифровому реле (терміналі) можуть бути комбіновані різні функції, у тому числі функції РЗ від усіх можливих видів ушкоджень і ненормальних режимів роботи електроустановок, функції автоматичного повторного включення (АПВ) ЛЕП, автоматичного включення резервного ланцюга живлення (АВР), автоматичного відділення пошкодженої ланки та інших автоматичних пристроїв керування в аварійному і післяаварійному режимах, функції виміру і запису електричних величин, оперативного і запрограмованого управління комутаційними апаратами, функції визначення місця ушкодження на аварійно відключеній ЛЕП і т.п.

Такі цифрові пристрої називають багатофункціональними.

На відміну від традиційного виконання РЗА за допомогою наборів окремих реле з однієї, як правило, функцією (реле струму, напруги, часу т.п.), при використанні цифрових реле задачі РЗА доцільно вирішувати комплексно.

Крім великих функціональних можливостей цифрові пристрої РЗА мають нові можливості в порівнянні з попередніми, у тому числі безперервна автоматична самодіагностика, запис подій, можливість дистанційного контролю й оперативної зміни настройки РЗА за допомогою ЕОМ і каналу зв'язку або по заздалегідь передбаченому в цьому ж реле фактору. Наприклад, при включенні ЛЕП від пристрою АПВ вставка по часу спрацьовування РЗ може бути короткочасно знижена для прискорення відключення при стійкому короткому замиканні (КЗ). В іншому випадку може бути змінений весь набір уставок РЗА при зміні, наприклад, первинної схеми електричної мережі. Ці переваги цифрових РЗА роблять їх найбільш перспективними для автоматизації розподільних електричних мереж.

4.2 Техніко-економічне обґрунтування мікропроцесорного захисту

Розглянемо питання техніко-економічного впровадження цифрової техніки РЗА на проектованих і модернізованих енергооб'єктах напругою 6-110 кВ, в тому числі приведемо методика економічного обґрунтування витрат на автоматизацію електропостачання за рахунок зниження грошової компенсації витрат споживачів за ймовірних порушень електропостачання. Приводяться матеріали з відповідного зарубіжного досвіду оцінки збитків у різних категорій споживачів через припинення електропостачання, а також можливі критерії надійності елементів електричних мереж, дані про ймовірну тривалість порушень електропостачання і про залежності величини збитків у споживача за відсутності електроенергії. Ці матеріали, отримані в результаті довготривалих досліджень, дозволяють обґрунтувати витрати на автоматизацію, що вони окупаються протягом найближчих декількох років тільки лише за рахунок зниження збитку в споживачів через відсутність електроенергії. Отже, зменшення витрат на компенсацію цього збитку з боку електропостачаючої організації. Використання цифрових пристроїв РЗА дає і додатковий економічний ефект за рахунок суттєвого зниження витрат на обслуговування РЗА, зменшення розмірів ушкодження електроустановок при швидкому відключенні КЗ, захисту електроустаткування від ненормальних режимів.

В журналі "Енергетик" № 7 за 1998р. опубліковано наступні зведення по річних витратах американських енергетичних компаній США в 1994/2000 рр., млн. дол.:

1. на створення АСДУ і телемеханізації електричних мереж - 110/140;

2. на автоматизацію підстанцій - 50/170;

3. на автоматизацію розподільних мереж - 210/600.

Приведені цифри підтверджують високу відповідальність

розподільних мереж і доцільність вкладання великих коштів у їхню автоматизацію.

Поява цифрової апаратури РЗА не слід розглядати як сигнал до повного відмовлення від використання в електричних установках діючих традиційних пристроїв РЗА з напівпровідниковими (аналоговими) і електромеханічними реле. Там, де розрахунки вказують на можливість використання досить чутливого, швидкодіючого, селективного і надійного РЗ з електромеханічними реле, їх можна використовувати, з огляду на відносно невисоку вартість, в порівнянні з мікропроцесорним пристроєм. Накопичений великий досвід їхнього обслуговування, наявність запасних частин і спеціальних наборів інструменту для ремонту і регулювання цих реле, а також нові портативні пристрої для їхнього обслуговування. Однак при необхідності модернізації і тим більше при проектуванні електроустановок треба провести серйозні техніко-економічні розрахунки для порівняння варіантів використання більш дешевої традиційної апаратури РЗА і більш дорожчих цифрових апаратів РЗА, не беручи до уваги одноразової вигоди.

Законодавче закріплення матеріальної відповідальності украънських електромережевих підприємств за надійність електропостачання вимагає від керівників і ІТП особливої уваги до автоматизації своїх електричних мереж, як до ефективних засобів підвищення надійності електропостачання. Вивчення тимчасового зарубіжного досвіду автоматизації розподільчих мереж середньої напруги, а також російського досвіду минулих років показує, що вкладення капіталу в автоматизацію цих мереж є вигідною справою.

4.3 Вибір релейного захисту лінії 10 кВ на базі мікропроцесорного захисту УЗА -АТ

Пристрій призначений для використання в схемах релейного захисту та протиаварійної автоматики для захисту електричних машин, трансформаторів і ліній електропередач при коротких замиканнях і перевантаженнях.

Пристрої УЗА-АТ - це мікроелектронні реле без додаткового джерела живлення.УЗА-АТ

Пристрій призначений для використання в схемах релейного захисту та протиаварійної автоматики для захисту електричних машин, трансформаторів і ліній електропередач при коротких замиканнях і перевантаженнях.

Пристрої УЗА-АТ - це мікроелектронні реле без додаткового джерела живлення.Живлення елементів схеми здійснюється від вхідного струму. Додаткове харчування (постійне або змінне напруга значенням 220В) вимагається лише для забезпечення функції АПВ, індикації та дистанційного блокування відсічення.

Пристрої УЗА-АТ забезпечують:

1. двофазну максимальний струмовий захист (МТЗ) з незалежною чи двома залежними характеристиками спрацювання (за вибором з передньої панелі);

2. двофазну струмовий відсічення (ТО) з витримкою часу 70-100 мс (150-200 мс);

3. захист від замикань на землю (за 3Iо або за Ро);

4. захист від перевантаження;

5. спрацьовування МТЗ і (або) струмового відсічення за найбільшим з вхідних струмів;

6. можливість виведення струмового відсічення з передньої панелі або дистанційно, замиканням зовнішнього замикаючого контакту;

7. можливість завдання спільних для двох фаз уставок струму спрацьовування МТЗ, струму спрацьовування відсічення (у кратності до струму спрацьовування МТЗ), часу спрацьовування МТЗ;

8. можливість роботи в схемах з шунтуванням та дешунтуванням керованої ланцюга (при струмах до 150 А, якщо керована ланцюг харчується від трансформатора струму і його імпеданс при струмі 4 А становить не більше 4 Ом, а при струмі 50 А - не більше 1,5 Ом ).Для дешунтування електромагнітів відключення використовуються симистора;

9. одноразове АПВ;

10. харчування схеми захисту тільки від контрольованих струмових ланцюгів;

11. індикацію до скидання (із запам'ятовуванням) спрацьовування МТЗ, ТО, АПВ та дискретного входу.Індикацію (без запам'ятовування) спрацьовування ЗНЗ та захисту від перевантаження;

12. індикацію наявності струму у вхідних ланцюгах пристрої; * можливість скидання індикації спрацьовування з передньої панелі або дистанційно;

13. можливість внутрішнього (при спрацьовуванні МТЗ або ТО) або зовнішнього пуску АПВ;

14. пристрої УЗА-АТ містять дискретний вхід, що забезпечує індикацію спрацьовування, розмноження та розповсюдження вихідного сигналу зовнішнього захисту (наприклад, дугового).

Опис конструкції

Пристрій виготовлено в прямокутному металевому корпусі, який складається з основи і кожуха.Всередині пристрій виконаний у вигляді єдиного блоку, що складається з двох плат, скріплених між собою за допомогою різьбових стійок.Пристрої з установкою по широкій стороні призначені для установки в конструкції з малою глибиною (наприклад, комірки типу КСО), тому поверхнею їх кріплення у клітинці є широка сторона кожуха. На цій же поверхні розміщена передня панель.На правій торцевій поверхні корпусу знаходяться клемник зовнішніх підключень і клема заземлення.Поверхнею кріплення інших модифікацій служить торцева поверхня корпусу, протилежна поверхні, де розміщені клемник і клема заземлення. Тут же знаходиться і передня панель.На передню панель виведені світлодіодні індикатори, кнопка скидання індикації спрацьовування захистів і відсік мікроперемикачів завдання уставок. Для доступу до мікроперемикача у пристроїв з установкою по широкій стороні достатньо зняти кришку мікроперемикачів.У решти модифікацій потрібно зняти накладну панель.На передній панелі, також, виділені прямокутні поля для запису в них значень уставок, заданих мікроперемикачами. Запис слід виконувати чорним маркером з тонким пером.Зроблена раніше запис може бути, при необхідності, змита ватним тампоном, змоченим спиртом. Розробка на базі мікропроцесорного захисту УЗ-АТ відповідних вторинних схем релейного захисту та схем контролю, управління і сигналізації для відхідних повітряних ліній електропередачі напругою 10 кВ робить ці схеми більш надійними, точними і чутливими та зручнішими для монтажу і налагодження. ЇЇ впровадження вимагає певних матеріальних затрат і ресурсів, але дозволяє підвищити надійність роботи як самої трансформаторної підстанції 35/10 кВ, так і системи електропостачання району в цілому.

Розрахунок струму спрацювання МСЗ здійснюється за виразом 4.1

(4.1)

Де: - коефіцієнт надійності (враховує нестабільність характеристик або "розкидання" точок характеристик, для обраного релейного захисту на

базі мікропроцесорного пристрою УЗА-АТ ), =1,3,

- коефіцієнт, що враховує самозапуск електричних двигунів(для міських мереж приймається рівним 2,5,а для сільських мереж-2,0);

- коефіцієнт повернення (для обраного релейного захисту на базі УЗА-АТ=0,85);

ІР.МАКС - робочий максимальний струм.

Робочий максимальний струм визначається на основі порівняння навантаження денного та вечірнього максимумів.

Размещено на http://www.allbest.ru/

(4.2)

Розрахуємо робочий максимальний струм:



Размещено на http://www.allbest.ru/

Відповідно до вихідних даних розрахунку розрахуємо струм спрацювання захисту:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Струм спрацювання реле визначається за формулою:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(4.3)

-коефіцієнт схеми (при з'єднанні трансформаторів струму в неповну зірку,

,а у випадку з'єднання на різницю фаз,

- коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.

Відповідно до розрахункових даних для розгалуженої повітряної лінії для якої вибраний трансформатор струму на 400 А, розрахуємо коефіцієнт трансформації (знаючи , що струм вторинної обмотки рівний 5 А).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отже коефіцієнт трансформації для даного трансформатора дорівнює 15 А.

Розрахуємо струм спрацювання реле:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Для захисту розгалуженої лінії 10 кВ , враховуючи дискретність уставок струм спрацювання реле УЗА-АТ, вибираємо найближче більше значення струму уставки

Після вибору струму уставки реле визначаємо уточнене значення струму спрацювання захисту:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(4.4)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Захист споживчої трансформаторної підстанції 10/0,4 кВ на вищій стороні напруги здійснюється запобіжниками ПК-10.

Номінальний струм плавкої вставки запобіжників вибирається в залежності від потужності силового трансформатора ТП 10/0,4 кВ (для найбільш віддаленої ТП № 207, становить 80 А).