Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Содержание

Задание на проектирование

Реферат

Введение

. Выбор оборудования ТП

.1 Выбор силовых трансформаторов

.2 Выбор трансформаторов тока

.3 Выбор автоматических выключателей

.4 Выбор кабеля для линии 1

.5 Параметры схемы замещения элементов сети 10 кВ

. Проверка выбранного сечения кабеля линии 1

.1 Проверка кабеля линии 1 по термической стойкости

.2 Проверка по допустимой потере напряжения в нормальном режиме.

.3 Проверка по допустимой потере напряжения при протекании пусковых токов

. Элементы конструктивного исполнения

Заключение

Библиографический список

Задание на проектирование

Выбрать оборудование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ: силовые трансформаторы, коммутационные аппараты, трансформаторы тока. Выбрать и проверить кабель от распределительного устройства (РУ) 0,4 кВ до электроприемника (рисунок 1).

Рисунок 1 - Схема электроснабжения

Исходные данные:

1.       Электроприемник (ЭП): сетевой насос, P_ном = 125 кВт, cosj_ном = 0,9, кратность пускового тока I_п/I_ном = 5,0;

2.      Линия 1: выполнена кабелем с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией в пластмассовой оболочке, длина l_л1 = 40 м, прокладка открытая;

.        Исполнение РУ 0,4 кВ: щиты ЩО70-3М

.        Нагрузки по стороне 0,4 кВ (таблица 1):

Таблица 1 - Нагрузки по стороне 0,4 кВ

5.       Линия 2: выполнена кабелем с алюминиевыми жилами, сечением 70 мм², длина l_л2 = 200 м, прокладка в траншее.

6.      Линия 3: выполнена кабелем с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке, длина l_л1 = 5 м, прокладка в траншее;

.        Мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ: S_кз = 200 МВА.

Реферат

В данном курсовом проекте представлен выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, а именно силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, выключателей нагрузки и предохранителей 10 кВ, трансформаторов тока, автоматических выключателей. Кроме того, осуществляется выбор и проверка кабеля, питающего электроприемник. Расчет производится на основе определения токов нормальных и аварийных режимов.

В первом разделе представлен выбор оборудования, во втором - проверка выбранного сечения кабеля, в третьем - элементы конструктивного исполнения.

Пояснительная записка содержит

Страниц

Рисунки

Таблицы

Библиографический список включает 5 наименований.

трансформаторная подстанция кабель распределительный

Введение

Распределительная, в том числе городская и промышленная, электрическая сеть сооружается для электроснабжения потребителей. В соответствии с ПУЭ, электроснабжение - обеспечение потребителей электрической энергией. Как более широкое понятие, энергоснабжение означает снабжение потребителей всеми видами энергии (электрической, тепловой, газом и др.). Системой электроснабжения называют совокупность электроустановок, предназначенных для электроснабжения.

К системе электроснабжения предъявляют следующие основные требования.

*Обеспечение потребителей необходимым количеством электрической энергии.

*Обеспечение требуемого качества электроснабжения потребителей. Под качеством электроснабжения обычно понимают требуемые уровни надежности электроснабжения, частоты и напряжений на зажимах приемников.

*Экономическая целесообразность сооружения и эксплуатации, т. е. сочетание относительно невысоких стоимостей оборудования, затрат на строительство и эксплуатацию, включая потери электроэнергии.

*Обеспечение возможности развития сети без ее коренного переустройства.

*Удобство и безопасность обслуживания.

Первым по важности из них является требование номер один, так как потребитель должен получить необходимое ему количество электрической энергии.

Выполнение второго требования регламентировано Правилами устройства электроустановок, в которых по условиям надежности электроснабжения все приемники делятся на 3 категории.

К приемникам первой категории относят те, перерыв электроснабжения (перерыв питания) которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Из состава этих приемников выделяют особую группу приемников, бесперебойная работа которых необходима для обеспечения безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

К приемникам второй категории относятся те, перерыв питания которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Приемники третьей категории - все остальные приемники, не подходящие под определения первой и второй категорий.

Назначением систем электроснабжения городов (ЭСГ) является обеспечение электроэнергией всех технологических процессов коммунально-бытовых, промышленных, транспортных и других потребителей, располагающихся на территориях городов и частично ближайших пригородных зон.

В состав систем ЭСГ входят:

1.       Источники питания жилых и промышленных зон: электростанции различного типа (но преимущественно ГРЭС и ТЭЦ), понижающие подстанции (ПС) 100-220 или 330 кВ электроэнергетических систем, а также подстанции глубоких вводов (ПГВ) высших напряжений (110-220 кВ) на территориях городов;

2.      Питающие и распределительные сети средних номинальных напряжений 10(6) кВ, распределительные пункты (РП) данных напряжений и трансформаторные подстанции (ТП) 10(6)/0,38 кВ;

.        Внешние и внутренние сети напряжением до 1 кВ жилых, общественных и производственных зданий (как правило, 0,38 или 0,22 кВ);

Принципиально источниками питания могут быть электростанции тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные (ГТУ) и др. Однако, следует отметить, что использование гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих станций не всегда возможно, т.к. для выработки электроэнергии необходимо наличие рек, водопадов и т.п. Газотурбинные установки обладают довольно низким КПД (порядка 30 %), кроме того, их мощность сравнительно небольшая (до 200 МВт). Таким образом, источниками питания городов чаще всего являются ТЭС и АЭС, причем последние по существу можно также отнести к тепловым электростанциям, только использующим тепловую энергию ядерных реакций.

От электростанций энергия может передаваться на классах напряжения

-750 кВ (обычно 110 -220 кВ). Сети 110 - 220 кВ относятся к сетям вешнего электроснабжения городов. Они выполняются в виде замкнутой сети кольцевой конфигурации (одинарной или двойной), охватывающей территорию города (структурная схема приведена на рисунке 2). Достоинствами такой схемы являются независимость потокораспределения от потоков в сети ВН, отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, а также возможность применения простых схем присоединения подстанций.

Рисунок 2 - Структурная схема системы электроснабжения крупного города: 1 - теплоэлектроцентрали; 2 - теплоэлектроцентраль и глубокий ввод высокого напряжения; 3 - опорные подстанции высокого напряжения (110 - 220 кВ); 4 - глубокие вводы высокого напряжения (110 - 220 кВ); 5 - расппредилительные пункты 10(6) - 20 кВ; 6 - однотрансформаторные подстанции; 7 - двухтрансформаторные подстанции 10(6) - 20 кВ; 8 - линии 10(6) -20 кВ, разомкнутые в нормальных режимах

На «кольце» или за его пределами располагаются опорные подстанции высокого напряжения (110-220 кВ), на которые приходят линии 100-220 кВ от ТЭЦ или крупных подстанций (например, подстанций 500/110 или 500/220). Сети 110-220 кВ выполняются воздушными линиями при открытых или закрытых РУ понижающих ПС. Крупнейшие города могут иметь замкнутые по конфигурации электрические сети внешнего электроснабжения двух номинальных напряжений (например, 110, 220 - 500кВ), располагающиеся на разных расстояниях от границы города.

Следующей ступенью на пути передачи электроэнергии потребителю выступают так называемые ПС глубокого ввода 110-220 кВ. Они находятся на территории города и получают питание от теплоэлектроцентралей, а также от опорных ПС. Специфическими и принципиальными требованиями к выполнению схем глубоких вводов высших напряжений являются минимальные размеры отчуждаемой территории и обеспечение высокой надежности питания потребителей. В связи с этим, питание ПГВ осуществляется обычно по радиальным схемам двухцепными, преимущественно кабельными линиями.

В электрических сетях 6-10 кВ широко применяются распределительные пункты (РП), представляющие собой распределительные устройства указанных напряжений, приближенные к определенным группам ПЭ. На промышленных предприятиях это цеха с крупными двигателями 6-10 кВ, в городских сетях это трансформаторные подстанции (ТП) 6-10/0,38 кВ, удаленные от основных источников питания. Трансформаторная подстанция (ТП) - электроустановка, осуществляющая понижение напряжения в распределительной электрической сети с 6-10 кВ на уровень до 1 кВ, чаще всего 0,4 кВ. В типовых ТП городской сети устанавливаются трансформаторы с номинальной мощностью SH0M = (400...1250) кВА, а на промышленных предприятиях- 630...2500 кВА. Обоснованиями применения РП являются: сокращение количества ячеек выключателей 6-10 кВ; уменьшение протяженности кабельных линий; упрощение оперативной эксплуатации распределительных сетей.

Питающие сети 10(6) кВ состоят из питающих линий (ПЛ) и распределительных пунктов (РП). Питающая линия - линия напряжением 6-10 кВ, соединяющая распределительный пункт с ЦП и не имеющая распределения энергии по своей длине. Распределительный пункт (РП) - подстанция 6-10 кВ, предназначенная для приема электроэнергии от ЦП и распределения ее без преобразования частоты (выпрямления) и напряжения (трансформации).

В настоящее время экономически обосновано применение крупных РП, питание которых осуществляется по радиальным схемам. Линии 10(6) кВ в нормальных режимах работы сети также разомкнуты.

Непосредственно к потребителю электроэнергия доставляется по распределительным сетям кабельного исполнения от ТП и РП, класс напряжения которых 10(6)/0,4кВ.

В городе Екатеринбурге

Рядом с Екатеринбургом находится: Новосвердловская ГРЭС, Белоярская АЭС, СУГРЭС, Нижнетагильская, Рефтинская, ТЭЦ ВИЗ.

Узловые подстанции: Южная, Калининская, Искра.

Подстанции глубокого ввода: Октябрьская, Ефимовская, Ясная, Западная.

Задачей проектирования и осуществления электроснабжения городов является создание экономически целесообразной системы, обеспечивающей нормативное качество электроснабжения всех потребителей, находящихся на территории города, и работающей в составе комплексных систем электроэнергетики и городского хозяйства. Проектирование и осуществление систем электроснабжения городов должны выполняться в соответствии с действующими нормативами и должна учитываться специфика условий города по районированию и застройке, конструктивному выполнению объектов электроснабжения городов, стоимости инженерного оборудования территории города, а также по влиянию на экологическую среду жизнедеятельности человека.

Вопросы улучшения качества электроэнергии решаются комплексно при проектировании систем Электроснабжение и электропривода. Хорошие результаты даёт разделение питания электроприёмников с ударными и т. н. спокойными нагрузками путём присоединения их к разным трансформаторам и различным ветвям расщепленных трансформаторов или плечам сдвоенных реакторов. Улучшению качества электроэнергии способствует внедрение в схемы Электроснабжение электроприводов с пониженным потреблением реактивной мощности, применение многофазных схем выпрямления и др. При недостаточности этих мероприятий применяют специальные устройства: синхронные компенсаторы с быстродействующим возбуждением, большой кратностью перегрузки по реактивной мощности (в 3-4 раза), работающие в т. н. режиме слежения за реактивной мощностью электроприёмников; синхронные электродвигатели со спокойной нагрузкой, присоединяемые к общим с вентильными преобразователями шинам и имеющие необходимую располагаемую мощность и быстродействующее возбуждение с высоким уровнем форсировки; статические источники реактивной мощности с высоким быстродействием, безынерционностью и плавным изменением реактивной мощности; продольную ёмкостную компенсацию, дающую возможность мгновенного безынерционного и непрерывного автоматического регулирования напряжения; силовые резонансные электрические фильтры для гашения высших гармоник.

1. Выбор оборудования ТП

.1 Выбор силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии из одного класса в другой. Для ТП 10/0,4 кВ по условию надежности выбираются два двухобмоточных трехфазных трансформатора, каждый из которых работает на свою систему шин. Выбор производится исходя из суммарной мощности нагрузки двух систем шин (т.е. для режима, когда один трансформатор работает на обе шины), с учетом возможной перегрузки трансформатора на 40% от его номинальной мощности. Трансформаторы выбираются одинаковыми для обеспечения их равномерной загрузки и по условию надежности.

.1.1 Полная суммарная мощность нагрузок по стороне 0,4 кВ

Значение полной суммарной мощности по модулю:

.

.1.2 Мощность одного трансформатора с учетом 40% перегрузки определяется по формуле

.

По справочным данным [1] выбираем ближайший трансформатор, мощностью не менее 287 кВА, т.е. трансформатор ТМГ-400/10-У1(ХЛ1).

.1.3 Параметры трансформатора ТМГ-400/10-У1(ХЛ1) (соединение обмоток звезда-звезда с нулем), приведенные к низкой стороне [2]

-        активные сопротивления прямой и обратной последовательности: R_Т1 = R_Т2 = 5,5мОм;

-        реактивные сопротивления прямой и обратной последовательности:

X_Т1 = X_Т2 = 17,1 мОм;

-        активное сопротивление обратной последовательности:

R_Т0 = 55,6 мОм;

-        реактивное сопротивление обратной последовательности:

.2 Выбор трансформаторов тока

Для контроля за режимом работы электроприемника используются контрольно-измерительные приборы, присоединяемые к цепям высокого напряжения через трансформаторы тока. Трансформаторы тока выбираются по значению тока, протекающего в первичной обмотке. Трансформаторы тока для схемы (рисунок 1), как и силовые трансформаторы, выбираются одинаковыми. Первичным током считается ток, протекающий по первичной обмотке трансформатора тока в аварийном режиме, когда один из трансформаторов отключен, а второй, соответственно несет нагрузку двух систем шин, т.е. каждый из трансформаторов тока должен быть рассчитан на протекание суммарного тока нагрузки двух систем шин.

1.2.1 Суммарный ток нагрузки (двух систем шин) по модулю (по низкой стороне)

 А.

По справочным данным [2] выбираем ближайший трансформатор тока, значение первичного тока которого не менее 579,01 А, т.е. ТК-600/5, класс точности - 1.

.2.2 Параметры трансформатора тока ТК-600/5

-        активное сопротивление обмотки трансформатора тока:

R_ТТ = 0,03 мОм;

-        реактивное сопротивление обмотки трансформатора тока:

X_TT = 0,02 мОм.

.3 Выбор автоматических выключателей

Автоматические выключатели - это коммутационные аппараты напряжением до 1 кВ, предназначенные для коммутации цепей при аварийных режимах, а также для нечастых (от 6 до 30 раз в сутки) оперативных включений и отключений электрических цепей.

Автоматические выключатели выбираются по току, протекающему через контакты выключателя в нормальном режиме. Этот ток не должен превышать номинального тока выключателя.

.3.1 Выбор выключателей АВ2 и АВ4 (рисунок 1)

Выключатели АВ2 и АВ4 выбираются по модулю суммарного тока нагрузки , определенного в п. 1.2.1: А.

В качестве выключателей АВ2, АВ4 выбираем по справочным данным [2] два одинаковых выключателя с номинальным током не менее 579,01 А, т.е. выключатели ВА51- 39 на номинальное напряжение 0,4 кВ и номинальный ток I_{ном ав2,4} = 630 А.

.3.2 Выбор секционного автоматического выключателя АВ3

Секционный автомат включается, когда в работе находится только один из двух трансформаторов, установленных на ТП. Таким образом, секционный выключатель должен быть рассчитан на ток, соответствующий мощности одной из шин. Автомат должен работать как в режиме переноса нагрузки второй системы шин на первую, так и в обратном режиме, поэтому он выбирается по мощности шин, питающих большую нагрузку.

Мощность первой системы шин (по модулю):

Мощность второй системы шин (по модулю):

Таким образом, мощность второй системы шин больше, определяем ток, соответствующий этой мощности:

Выбираем по справочным данным [2] автоматический выключатель на напряжение 0,4 кВ с номинальным током не менее 290,358 А, т.е. автомат ВА51-37 с I_{ном ав3} = 400 А.

.3.3 Выбор автоматического выключателя АВ1

Выбор автомата АВ1 осуществляется по номинальному току двигателя электроприемника (рисунок 1).

Номинальный ток электроприемника:

 А,

где U_ном = 0,38 кВ - номинальное напряжение электроприемника.

Выбираем ближайший автоматический выключатель, номинальный ток которого не менее 211,02 А, т.е. ВА51-35 I_{ном ав1} = 250 А.

.3.4 Параметры автоматических выключателей

а) ВА51-35 с I_{ном ав} = 250 А (АВ1):

-        активное сопротивление катушек и контактов R_ав1 = 1,1 мОм;

-       реактивное сопротивление катушек и контактов X_ав1 = 0,5 мОм;

б) ВА51-37 с I_{ном ав} = 400 А (АВ3):

-        активное сопротивление катушек и контактов R_ав3 = 0,65 мОм;

-       реактивное сопротивление катушек и контактов Х_ав3 = 0,17 мОм;

в) ВА51-39 с I_{ном ав} = 630 А (АВ2, АВ4):

-        активное сопротивление катушек и контактов R_ав2 = 0,41 мОм;

-       реактивное сопротивление катушек и контактов Х_ав2 = 0,13 мОм;

1.4 Выбор кабеля для линии 1 и шинопровода для линии 3 (Л1и Л3 на рисунке 1)

Выбор кабеля осуществляется по расчетному току нормального режима с учетом способа прокладки (открытая, в траншее, кабельном канале и т.п.), условий прокладки (например, несколько кабелей в закрытой конструкции), а также климатические параметры (температуру окружающей среды).

1.4.1 Расчетный ток кабеля в нормальном режиме работы

,

где K₁ - коэффициент отличия температуры окружающей среды от значения нормированного заводом-изготовителем;

К₂ - коэффициент, учитывающей количество силовых кабелей в закрытой конструкции.

При заданном способе прокладки (открытая) можно принять K₁ = 1,05 и K₂ = 1. Коэффициент 0,92 в знаменателе учитывает дополнительное тепловыделение вследствие протекания тока в нулевой жиле и применяется при отсутствии данных по допустимым токам четырехжильных кабелей и наличии данных по трехжильным кабелям. В таблице П.4 [3] данные приводятся для четырехжильных кабелей и коэффициент 0,92 уже учтен. Поэтому в данном случае формула расчетного тока нормального режима принимает вид:

А.

В соответствии с заданием, линия 1 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке. Выбираем кабель марки АВВГ [4].

По допустимому току четырехжильных кабелей марки АВВГ, прокладываемых на открытом воздухе, [3, таблица П.4] выбираем ближайшее сечение, для которого длительно допустимый ток не менее 221,6 А, т.е. сечение 185 мм² (для фазных жил; для нулевой жилы - 70 мм²), длительно допустимый ток - I_д = 243 А.

Таким образом, выбрали кабель АВВГ-(3х185+1х70) на напряжение 0,4 кВ.

.4.2 Удельные параметры кабеля АВВГ-(3х185+1х70)

-               удельное активное сопротивление:

R_{уд кл1} = 0,208 мОм/м;_{0уд кл1} = 0,989 мОм/м;

-               удельное реактивное сопротивление

Х_{уд кл1} = 0,063 мОм/м.

Х_{0уд кл1} = 0,244 мОм/м.

Параметры линии 1 (l_л1 = 40 м), выполненной этим кабелем:

-               активное сопротивление

R_кл1 = R_{уд кл1}× l_л1= 0,208×40 = 8,32 мОм;

R_0кл1 = R_{0уд кл1}× l_л1= 0,989×40 = 39,56 мОм;

-               реактивное сопротивление

Х_кл1 = Х_{уд кл1}× l_л1= 0,063×40 = 2,52 мОм;

Х_0кл1 = Х_{0уд кл1}× l_л1= 0,244×40 = 9,76 мОм;

-               сопротивление контакта кабеля

R_конт = 0,1 мОм.

Проверка выбранного кабеля рассматривается в разделе 2.

1.4.3 Расчетный ток кабеля линии 3 в нормальном режиме работы

,

К₂ - коэффициент, учитывающей количество силовых кабелей в закрытой конструкции.

При заданном способе прокладки (кабель канале), условий прокладки (два кабеля в закрытой конструкции) можно принять K₁ = 1 и K₂ = 0,9. Поэтому в данном случае формула расчетного тока нормального режима принимает вид:

А.

В соответствии с заданием, линия 3 выполнена кабелем с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке. Выбираем кабель марки ВВГ [4].

По допустимому току четырехжильных кабелей марки ВВГ, прокладываемых в кабель канале, [3, таблица П.4] выбираем ближайшее сечение, для которого длительно допустимый ток не менее 260,554 А, т.е. сечение 120 мм² (для фазных жил; для нулевой жилы - 120 мм²), длительно допустимый ток - I_д = 320 А.

Таким образом, выбрали кабель ВВГ-(4х120) на напряжение 0,4 кВ.

.4.4 Удельные параметры кабеля ВВГ-(4х120):

-               удельное активное сопротивление:

R_{уд кл3} = 0,18 мОм/м;_{0уд кл3} = 0,54 мОм/м;

-               удельное реактивное сопротивление

Х_{уд кл3} = 0,07 мОм/м.

Х_{0уд кл3} = 0,31 мОм/м.

Параметры линии 3 (l_л3 = 5 м), выполненной этим кабелем:

-               активное сопротивление

R_кл3 = R_{уд кл3}× l_л3= 0,18×5 = 0,9 мОм;

R_0кл3 = R_{0уд кл3}× l_л3= 0,54×5 =2,7 мОм;

-               реактивное сопротивление

Х_кл3 = Х_{уд кл3}× l_л3= 0,07×5 = 0,35 мОм;

Х_0кл3 = Х_{0уд кл3}× l_л3= 0,031×5 = 1,55 мОм;

-               сопротивление контакта кабеля

R_конт = 0,1 мОм.

.5 Параметры схемы замещения элементов сети 10 кВ

Оборудование, выбранное в пп.1.2-1.4 относится к классу напряжения 0,4 кВ и параметры схемы замещения этих элементов, а также силового трансформатора приведены к стороне низкого напряжения. Кроме этих элементов, в соответствии со схемой, на стороне высокого напряжения (10 кВ) есть кабельная линия (Л2) от РП 10 кВ, а также выключатель нагрузки и предохранители.

.5.1 Линия 2

Линия 2, в соответствии с заданием, выполнена кабелем с алюминиевыми жилами, сечение жил - 70 мм², прокладка в траншее. Марку кабеля выберем АВВБ. Таким образом, линия 2 выполнена кабелем АВВБ-(3х70) на напряжение 10 кВ.

Удельные параметры кабеля АВВБ-(3х70):

-               удельное активное сопротивление:

R_{уд кл2} = 0,549 мОм/м;_{0уд кл2} = 1,31 мОм/м;

-               удельное реактивное сопротивление

Х_{уд кл2} = 0,059 мОм/м.

Х_{0уд кл2} = 0,211 мОм/м.

Параметры линии 2 (l_л2 = 200 м), выполненной этим кабелем, приведенные к напряжению 10 кВ:

-               активное сопротивление

R_{кл2 10кВ} = R_{уд кл2}× l_л2 = 0,549×200 = 109,8 мОм;

R_0кл2 = R_{0уд кл3}× l_л3= 1,31×200 = 262 мОм;

-               реактивное сопротивление

Х_{кл2 10кВ} = Х_{уд кл2}× l_л2 = 0,059×200 = 11,8 мОм;

Х_0кл2 = Х_{0уд кл3}× l_л3= 0,211×200 = 42,2 мОм;

Параметры линии 2 (l_л2 = 200 м), приведенные к напряжению 0,4 кВ:

-               активное сопротивление

R_кл2 = R_{кл2 10кВ}× = 109,8×= 0,175 мОм;

R_0кл2 = R_{0кл2 10кВ}× = 262×= 0,419 мОм,

где k_т = = 25 - коэффициент трансформации силового трансформатора

-               реактивное сопротивление

Х_кл2 = X_{кл2 10кВ}× = 11,8× = 0,019 мОм;

Х_0кл2 = X_{0кл2 10кВ}× = 42,2× = 0,068 мОм;

Сопротивления контактов кабеля в данном случае не учитывается, поскольку, с учетом коэффициента трансформации, полученное значение будет пренебрежимо мало.

.5.2 Выключатель нагрузки и предохранители 10 кВ

Выключатель нагрузки (автогазовый выключатель) применяются вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности в целях снижения стоимости ТП или РУ 6-10 кВ, где они устанавливаются. Выключатели нагрузки способны отключать рабочие токи линии, трансформаторов и других электроприемников. Выключатели нагрузки не предназначены для отключения токов коротких замыканий. Поэтому, для отключении токов к.з., превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуют предохранителями.

Выбор выключателей нагрузки и предохранителей осуществляется по значению тока первичной обмотки силового трансформатора (поскольку трансформаторы Т1 и Т2 одинаковые, то и выключатели нагрузки и предохранители для их защиты выбираются одинаковыми).

Значение тока определяется для режима, в котором обе системы шин питаются от одного трансформатора (ток через трансформатор равен суммарному току нагрузки ), поскольку плавкая вставка не должна перегореть в этом режиме. В противном случае, при отключении одного из трансформаторов, все потребители будут отключены, что недопустимо по условиям надежности.

Суммарный ток нагрузки, приведенный к напряжению 10 кВ:

.

По справочным данным [5] выбираем ближайшие выключатель нагрузки и предохранители с номинальным током не менее 24 А на номинальное напряжение 10 кВ:

-               выключатель нагрузки ВНПР - 10/400 - 20 У2 с номинальным током I_внпр = 400 А;

-       предохранители ПКТ101 - 10 - 16 - 12,5 У3 с номинальным током I_вст = 400 А

Сопротивления выключателя нагрузки и предохранителей при расчете токов к.з. на стороне 0,4 кВ учитывать не будем в силу их малости и в условиях недостатка справочных данных. Частично скомпенсируем эту погрешность введением в расчет сопротивления системы.

.5.3 Сопротивление системы

Реактивное сопротивление системы, приведенное к стороне 0,4 кВ:

,

где Х_{с 10кВ} - сопротивление системы, приведенное к 10 кВ;_в = 10 кВ - высшее номинальное напряжение трансформатора;_н = 0,4 кВ - низшее номинальное напряжение трансформатора.

2. Проверка выбранного сечения кабеля линии 1

Сечения кабеля, выбранные по условиям нормального режима, применительно к данному проекту, следует проверить по:

1)       термической стойкости.

Для проведения этой проверки требуется расчет токов короткого замыкания.

2)       потере напряжения в нормальных эксплуатационных условиях

3)      потере напряжения при протекании пиковых токов.

Для проведения проверки по термической стойкости требуется расчет токов короткого замыкания.

Понятие «пиковый ток» вводится для группы электроприемников. В данном курсовом проекте рассматривается отдельный электроприемник, поэтому вместо пикового тока используется пусковой ток (т.е. осуществляется проверка по допустимой потере напряжения при протекании пускового тока).

.1 Проверка кабеля линии 1 (АВВГ-(3х185+1х70) по термической стойкости

При расчете рассматриваем только левую ветвь схемы (рисунок 1), т.к. считаем, что к.з. происходит в нормальном режиме работы системы (секционный выключатель разомкнут), поскольку вероятность наложения к.з. на режим, когда один из трансформаторов выведен из работы, мала.

Не учитываем в расчете изменение периодической составляющей тока и токи подпитки.

Переходное сопротивление дуги и переходных контактов (R_д) определяем по справочным данным в зависимости от мощности трансформатора [2]: при мощности трансформатора 400 МВА сопротивление дуги составляет R_Д = 10мОм.

.1.1 Схема замещения для расчета токов к.з.

На рисунке 3 приведены схемы замещения на разных ступенях напряжения (рисунок 3, а)) и приведенные к одной ступени (рисунок 3, б)) с указанием точек, которые принимаются за начало (К1) и конец (К2) кабельной линии 1. Из рисунка следует, что и при к.з. в точке К1 и в точке К2 нужно учитывать сопротивление только одного из контактов линии 1, поскольку он попадает в зону к.з.

Параметры схемы замещения были рассчитаны в разделе 1. Полученные значения, приведенные к напряжению 0,4 кВ, сведены в таблицу 2.

Таблица 2 - Параметры схемы замещения, приведенные к 0,4 кВ

.1.2 Особенности расчета тока короткого замыкания

Для расчёта токов короткого замыкания принимается ряд допущений:

1)      При расчёте тока короткого замыкания можно не учитывать изменение периодической составляющей тока, в связи с небольшой мощностью ЭП по сравнению с мощностью питающей энергосистемы.

Таким образом, предполагается, что напряжение РП неизменно.

2)      Так как активное сопротивление больше реактивного, то можно считать что апериодическая составляющая затухает очень быстро.

3)      В связи с большим отличием реальных параметров сети от расчётных, точность невелика, поэтому эффект теплового спада можно не учитывать.

)        95% замыканий в низковольтных сетях происходят при наличии электрической дуги, сопротивление которой сопоставимо с сопротивлениями элементов сети, поэтому его необходимо учитывать. В связи с небольшой точностью расчета сопротивление(переходное сопротивление) дуги принимается равным 10 мОм.

(R_пер=10 мОм).

5)      Остальные 5% замыканий происходят без дуги, но при этом токи короткого увеличиваются по сравнению с токами к/з при дуге, поэтому для отстройки защиты и проверки кабеля тоже производиться расчет токов короткого замыкания в случае, когда электрическая дуга не загорается.

Для проверки кабеля необходимо рассчитать токи короткого в точках 1 и 2, так как они будут разными, затем необходимо выбрать наибольший ток короткого замыкания.

.1.3 Трехфазное к.з. в точке К1

Суммарное активное сопротивление до точки К1 (без сопротивления дуги):

Суммарное активное сопротивление до точки К1 (при замыкании через дугу):

а) 
трехфазное к.з. в точке К1 без дуги:

;

б)  трехфазное к.з. в точке К1 при замыкании через дугу:

.

.1.4 Двухфазное к.з. в точке К1

Значения токов двухфазного к.з. для сети с глухозаземленной нейтралью и фазным напряжением 220 В (линейным напряжением 380 В) определяется по значению тока трехфазного к.з.:

а) двухфазное к.з. в точке К1 без дуги:

;

б) двухфазное к.з. в точке К1 при замыкании через дугу:

.

.1.5 Однофазное к.з. в точке К1

Для определения токов однофазного к.з. требуется сопротивление петли «фаза - ноль»: Z_ПТ. Для точки К1 сопротивление петли равно нулю, поскольку для начальной точки кабеля его длина l_{нач. кл1}= 0, т.е. для точки К1 .

Сопротивление токам однофазного короткого замыкания (без дуги):

Сопротивление токам однофазного короткого замыкания (при замыкании через дугу):

а) ток однофазного к.з. в точке К1 (без дуги):

;

б) ток однофазного к.з. в точке К1 (при замыкании через дугу):

.

.1.6 Трехфазное к.з. в точке К2

Суммарное активное сопротивление до точки К2 (без сопротивления дуги):

Суммарное реактивное сопротивление до точки К1:

Суммарное активное сопротивление до точки К2 (при замыкании через дугу):

а)  трехфазное к.з. в точке К2 без дуги:

;

б)  трехфазное к.з. в точке К2 при замыкании через дугу:

.

.1.7 Двухфазное к.з. в точке К2

а) двухфазное к.з. в точке К2 без дуги:

;

б) двухфазное к.з. в точке К2 при замыкании через дугу:

.

2.1.8 Однофазное к.з. в точке К2

Сопротивление петли «фаза - ноль» для точки К2:

.

а) ток однофазного к.з. в точке К2 (без дуги):

;

б) ток однофазного к.з. в точке К2 (при замыкании через дугу):

.

Значения токов к.з. всех видов замыканий сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Значения токов к.з.

Таким образом, максимальное значение тока - ток трехфазного замыкания без дуги (металлического) .

Предельная коммутационная способность автоматического выключателя ВА51-35, выбранного для защиты этой линии, составляет 15 кА (по справочным данным), т.е. этот автомат надежно защищает линию.

.2 Определение минимального сечения по условиям термической стойкости

Проверка термической стойкости кабеля основана на расчёте теплового импульса - количества тепла, которое выделяется в активном сопротивлении при протекании через него тока короткого замыкания за время от начала короткого замыкания до полного погашения дуги при его отключении. Время действия тока зависит от параметров установленной на ТП защитной и коммутационной аппаратуры. Минимально допустимое сечение кабеля по термической стойкости определяется по выражению:

,

где с - постоянная времени апериодической составляющей;_откл = 0,015 с - время отключения к.з. выключателем АВ1(ВА51-35);

С_т = 75 - термический коэффициент по справочным данным [6].

Поскольку выбран кабель АВВГ - (3х185+1х70), т.е. сечение фазной жилы 185 мм² и 185>15,36, то кабель прошел проверку по термической стойкости.

2.3 Проверка по допустимой потере напряжения в нормальном режиме

Модуль полного сопротивления кабельной линии 1:

.

Потеря напряжения:

DU = ×I_ном×Z_кл1 = В.

Напряжение на зажимах потребителя:

.

Номинальное напряжение потребителя: U_ном = 380 В.

В соответствии с заданием, пуск легкий, т.е. условие, накладываемое на напряжение на зажимах потребителя . В нормальном режиме это условие выполнено, т.к. напряжение на зажимах потребителя превышает даже его номинальное напряжение. Однако значение напряжения не должно быть чрезмерно высоким, поэтому необходимо проверить, чтобы напряжение на зажимах потребителя не превышало номинальное более, чем на 5% (в соответствии с требованиями ГОСТ), т.е. проверить выполнение условия .

,

т.е. , 1,024 < 1,05 - напряжение на зажимах удовлетворяет требованиям по качеству.

.4 Проверка по допустимой потере напряжения при протекании пусковых токов

В соответствии с заданием, кратность пускового тока составляет:

, т.е.  А.

Потеря напряжения при протекании пускового тока:

DU_п = ×I_п×Z_кл1 = В.

Напряжение на зажимах потребителя:

.

Номинальное напряжение потребителя: U_ном = 380 В.

Как было отмечено выше, должны выполняться условия:

. и

, т.е. , 0,8<1,009<1,05 - напряжение на зажимах удовлетворяет требованиям по качеству.

Таким образом, сечение кабеля, выбранное для линии 1 (АВВГ - (3х150+1х70)) прошло проверку по термической стойкости, допустимой потере напряжения в нормальном режиме и при протекании пусковых токов. Кабель АВВГ - (3х150+1х70) окончательно выбран для электроснабжения заданного электроприемника.

3. Элементы конструктивного исполнения

Трансформаторная подстанция является непосредственным источником питания потребителей, поскольку от нее электроэнергия доставляется приемникам по преимущественно кабельным линиям, причем напряжение на выходе ТП соответствует классу напряжения потребителей.

Проектируемая ТП снабжает электроэнергией двигатель циркуляционного насоса, а также несколько других потребителей, заданных виде нагрузок. По конструктивному исполнению эта подстанция является пристроенной к насосной станции.

ТП может строиться виде сборной конструкции из готовых типовых железобетонных элементов: колонн, балок, плит и перекрытий.

Габаритные размеры подстанции - 6850х6250 мм.

В целях снижения капитальных затрат, ТП не имеет встроенного распределительного устройства высокого напряжения (10 кВ). От проектируемой ТП питаются только четыре потребителя и строить РУ 10 кВ было бы экономически нецелесообразно.

ТП состоит из двух трансформаторных камер и распределительного устройства 0,4 кВ.

Внутренний размер трансформаторной камеры - 3000х2400 мм - существенно превышает размеры самого трансформатора (815х1450 мм), что позволяет не только разместить коммутационные аппараты 10 кВ внутри трансформаторной камеры, но и беспрепятственно устанавливать трансформатор, производить его обслуживание и создает хорошие условия естественного охлаждения.

В каждой трансформаторной камере располагаются выбранный трансформатор ТМГ-400/10/0,4, а также выключатель нагрузки, присоединенный к линии 2 напряжением 10 кВ, предохранители ПКТ-101-10-16-12,5. Выключатель нагрузки присоединен к вводам высокого напряжения трансформатора посредством жестких шин (напряжение 10 кВ). В области, где шины расположены вдоль стены, между ними и стеной устанавливают изоляторы.

Участок от вводов низкого напряжения до распределительного устройства 0,4 кВ выполнен кабелем.

Распределительное устройство внутреннего исполнения, что позволяет защитить аппараты от непогоды и пыли и обеспечивает удобное обслуживание.

Внутренний размер распределительного устройства 0,4 кВ - 5050х2400 мм. В РУ 0,4 кВ установлены 5 панелей со стальным каркасом, размер панелей - 600х800 мм, ограниченные для механической прочности двумя торцевыми панелями по 50 мм.

Панели выполняются металлическими. Они изготавливаются на заводах и в готовом виде устанавливаются на подстанции.

Тип всех силовых ячеек, в соответствии с заданием, - ЩО70-3М. В ячейках располагается коммутационная и защитная аппаратура присоединений (в условиях данного проекта - автоматические выключатели, трансформаторы тока и счетчики технического учета активной энергии; в общем случае могут располагаться также рубильники, предохранители, магнитные пускатели и т.п.). Внутри панели на съемных блоках со стороны фасада также устанавливаются элементы релейной защиты: реле тока, времени, сигнальные и др. На фасаде панели также могут размещаться, например, измерительные приборы реле, приводы рубильников, светосигнальная аппаратура и др.

Принципиально щиты могут обслуживаться с двух сторон, в этом случае на передней стенке устанавливаются измерительные приборы и рукоятки управления рубильниками или автоматическими выключателями, а на противоположной стенке - сборные шины, контактная часть рубильников, автоматов, трансформаторы тока, предохранители и др. аппараты. В данном курсовом проекте распределительный щиты представляют собой щиты прислонного типа. Они обслуживаются с одной стороны, поэтому с передней стороны предусматриваются съемные крышки и дверцы для доступа к оборудованию.

Тип панели выбирается в зависимости от первичных и вторичных соединений конкретного объекта по каталогам.

Панели, расположенные в РУ 0,4 кВ проектируемой подстанции имеют следующие назначения: 2 линейные ячейки (по 2 присоединения в каждой), 2 вводные ячейки (от трансформаторов 1 и 2 соответственно) и ячейка секционного автомата. Кроме силовых ячеек, в РУ расположены также панели учета размером 250х520 мм.

Естественное освещение внутренних РУ необязательно. Более того, оно нежелательно, поскольку устройство окон усложняет конструкцию здания, окна требуют периодической очистки, через неплотности в здание проникает пыль и т.д. Кроме того, РУ нуждается в вентиляции, поскольку аппараты и проводники выделяют значительное количество теплоты.

Схема распределительного устройства 0,4 кВ приведена в приложении 1 (рисунок П.1).

План трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ с указанием основных размеров, а также принципиальная схема электроснабжения потребителей представлены на чертеже 140211. 00000. 017 формата А1.

Заключение

В данном курсовом проекте был рассмотрен процесс выбора оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, пристроенной к насосной станции. В результате расчетов, были выбраны силовые трансформаторы, трансформаторы тока, а также коммутационные аппараты: выключатели нагрузки 10 кВ (для коммутации рабочих токов трансформаторов), предохранители 10 кВ (для защиты трансформаторов от токов к.з.), автоматические выключатели. Выбран кабель от РУ 0,4 кВ до потребителя и проверен по термической стойкости, потерям напряжения в нормальном режиме и при протекании пусковых токов.

Основной конструктивной особенностью спроектированной ТП, является отсутствие встроенного РУ 10 кВ, т.е. ТП состоит только из двух трансформаторных камер и РУ 0,4 кВ. Строительная часть ТП может быть выполнена различными способами. В последнее время для электроснабжения промышленных предприятий широко применяются комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ внутренней и наружной установки. Они изготавливаются на заводах и крупноблочными узлами доставляются на место монтажа, что позволяет ускорить монтаж, уменьшить габариты подстанций и обеспечить максимальную безопасность при обслуживании.

Библиографический список

1.   Электронный справочник по силовым трансформаторам марки ТМГ.

2.      Справочный материал по значения сопротивления силовых трансформаторов, трансформаторов тока, коммутационных аппаратов и др.

.        Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования/ Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 2-е изд., стер. - М: Издательский центр академия, 2005 -448 с.

.        Электротехнический справочник: В 4Т., Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общей редакцией профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. М: Изд-во МЭИ, 2004 - 964 с.

.        Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для техникумов/ М: Энергоатомиздат, 1987 -648 с.