Проектирование главной понизительной подстанции

Проектирование главной понизительной подстанции

Введение

трансформатор подстанция ток Темой курсовой работы является проектирование электрической части понижающей подстанции.

Электрические подстанции — это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции) — повышающие и понижающие напряжение электричества.

По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые. Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.

Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием.

Узловая подстанция — это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.

По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 750—220 кВ. Потребительские подстанции предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

Понижающие подстанции предназначены для понижения напряжения с ВН на СН и создания центров питания сетей НН.

Схема присоединения подходящих линий к шинам подстанции и коммутационным аппаратам на ВН называется главной схемой электрического соединения, или схемой РУ.

При выполнении курсовой работы необходимо разработать следующие вопросы:

1. Выбор структурной схемы проектируемой подстанции.

2. Выбор силовых трансформаторов.

3. Выбор и обоснование главной схемы подстанции и схемы распределительных устройств.

4. Выбор сечений проводников воздушных линий и расчет режимов электрической сети проектируемой подстанции.

5. Расчет токов короткого замыкания.

6. Выбор коммутационных аппаратов.

7. Выбор токоведущих частей и кабелей.

8. Выбор контрольно-измерительных приборов и измерительных трансформаторов для основных цепей схемы.

9. Выбор и описание конструкции распределительных устройств.

Выбранное оборудование должно удовлетворять всем заданным условиям. Также при выборе оборудования должно учитываться качество, надежность, стоимость, экологичность и дальнейшие перспективы развития подстанции, потому что появление новых потребителей требует развития, модернизации и реконструкции электростанций, подстанций, ЛЭП, установления новых систем управления.

Потребители должны обеспечиваться качественной электроэнергией. Для характеристики качества электроэнергии применяются специальные показатели, которые установлены государственным стандартом (ГОСТ 13 109−97).

1. Выбор структурной схемы проектируемой подстанции трансформатор подстанция ток При проектировании электрической подстанции первоначально составляются структурные схемы, в которых определяется состав основного оборудования (силовые трансформаторы) и связи между ними и распределительными устройствами (РУ) разных напряжений. Одновременно с выбором основного оборудования определяются и схемы, по которым оно будет работать.

По способу подключения подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции, кроме РУ низкого и высокого напряжения сооружаются РУ среднего напряжения (СН) и устанавливаются трехобмоточные трансформаторы.

Структурная схема узловой понижающей подстанции приведена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Структурная схема понижающей подстанции с трехобмоточными трансформаторами Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от категории потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжения.

Так как чаще всего от подстанций питаются потребители всех трех категорий, а питание от системы подводится лишь со стороны ВН, то по условию надежности электроснабжения требуется установка не менее двух трансформаторов.

По заданию длина линий:

;

Нагрузка потребителей на стороне НН:

Нагрузка на стороне СН:

Полная мощность источника:

Реактивное сопротивление системы в относительных единицах:

X_с^* = 0,1.

Напряжения высокой, средней и низкой стороны:

.

Суммарная полная расчетная мощность подстанции

(1.1)

где — расчетные параметры нагрузки потребителей подстации;

— полная мощность, потребляемая для собственных нужд подстанции.

Мощность потребляется от шин низкого напряжения, обычно она составляет 4…5% от мощности потребителей.

Расчетная активная мощность подстанции:

[МВт]; (1.2)

[МВт].

Примем мощность, потребляемую для собственных нужд подстанции, равной 4% от Р_р.

С учетом собственных нужд подстанции расчетная активная мощность:

[МВт]; (1.3)

[МВт].

Тогда Р_сн:

[МВт]; (1.4)

[МВт].

Коэффициент мощности собственных нужд принять равным 0,8.

Полная мощность подстанции на стороне НН:

; (1.5)

Активная мощность на стороне НН:

[МВт]; (1.6)

[МВт].

Реактивная мощность на стороне НН:

(1.7)

где

а (1.8)

[МВАр].

Полная мощность на стороне СН:

[МВА]; (1.9)

[МВА].

Реактивная мощность на стороне СН:

; (1.10)

.

[МВАр]; (1.11)

[МВАр].

Суммарная полная мощность подстанции:

[МВА]; (1.12)

[МВА].

Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

; (1.13)

где n — количество трансформаторов на подстанции,

k_з — коэффициент загрузки; при n=2 k_з=0,7

[МВА].

Выбираем трехобмоточные трансформаторы типа ТДТН-63 000/110−69У1, напряжением 110/35/10 кВ.

Необходимо выполнить проверку на перегрузку трансформатора в аварийном режиме, когда в работе остается один трансформатор и его мощность должна быть меньше S_p.

; (1.14)

S_н.тр. — номинальная мощность трансформатора;

К_пав — коэффициент перегрузки в аварийном режиме; такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условии, что коэффициент, предшествующий загрузки был не более 0,93 и длительность перегрузки не более 6 часов.

[МВА].

т.к. расчетная полная мощность меньше полученного значения, то перегрузка трансформатора будет меньше допустимой.

2. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, т.к. она определяет полный состав элементов (трансформаторов, линий, коммутационной и другой аппаратуры) и связей между ними. Для выбора главной схемы электрических соединений должны быть заданы (или определены в результате промежуточных расчетов) следующие данные: напряжения, на которые выдается электроэнергия; схема сетей и число линий на каждом напряжении; величина перетоков мощностей между РУ разных напряжений.

На предварительном этапе разработки главной схемы электрических соединений (разработка структурной схемы) определяют число и мощность трансформаторов, связь между РУ разных напряжений.

2.1 Выбор схем распределительных устройств

2.1.1 Выбор распределительного устройства высокого напряжения Выберем РУ открытого типа, т.к. на высоком напряжении ЗРУ не выполняются из-за большого объема строительных работ и, следовательно, большой стоимости.

Согласно заданию напряжение РУ ВН составляет 110 кВ. К данному РУ подходит две линии ВН, т. е. каждая из которых двухцепная линия (Рис. 2.1)

Рис. 2.1 Схема РУ ВН

2.1.2 Выбор распределительного устройства среднего напряжения В качестве РУ среднего напряжения 35 кВ принимаем одиночную секционированную систему сборных шин открытого типа (Рис. 2.2).

Рис. 2.2 Схема РУ СН

2.1.3 Выбор распределительного устройства низкого напряжения В качестве РУ низкого напряжения 10 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин открытого типа (Рис. 2.3).

Рис. 2.3 Схема РУ НН

3. Выбор проводов ЛЭП Проектируемая подстанция связана с энергосистемой, которая является источником напряжения заданной мощности, линией электропередач ВН. Обычно такие линии выполняются сталеалюминевыми проводами, т.к. они дешевле медных, а по механической прочности не хуже медных проводов. Поэтому обычно выбирают для этой цели сталеалюминевый провод марки АС.

3.1 Выбор сечения провода по допустимой нагрузке Максимальный расчетный ток:

; (3.1)

.

где номинальное первичное напряжение.

Так как линия электропередач ВН с точки зрения повышения надежности выбрана двухцепной, то расчетный ток линии (для одной цепи):

; (3.2)

.

3.2 Выбор сечения провода по экономической плотности тока Экономическая плотность тока зависит от материала проводников (проводов, кабелей, шин) и времени работы их при максимальной нагрузке.

Экономически целесообразное сечение:

; (3.3)

где j-нормированное значение экономической плотности тока. При времени работы при максимальной нагрузке от 5000 часов и более j_эк = 1,0.

.

Рассчитанное сечение провода округляем до ближайшего стандартного. Выберем сталеалюминевый провод АСО-240.

Однако, если исходить из задачи обеспечения надежности электроснабжения в случае повреждения или отключения одной из ЛЭП, то необходимо рассчитывать каждую из двух цепных линий на полную мощность, и тогда

а; (3.4)

.

Выбираем провод АСО-240 сечением 2 провода по

Выбранный провод необходимо проверить на корону.

3.3 Проверка по условиям короны Эта проверка необходима для гибких проводников при напряжении 35кВ и выше. Разряд в виде короны возникает вокруг провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается свечением и потрескиванием. Процессы ионизации воздуха приводят к дополнительным потерям энергии, возникновению радиопомех и образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение действия короны до допустимых значений.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля

; (3.5)

где — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов);

радиус провода, см.

Радиус провода АСО-240 составляет

; (3.6)

;

Тогда критическая напряженность:

(3.7)

Действительная напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода

; (3.8)

где U_нвн — линейное напряжение на стороне ВН, кВ;

расстояние между проводами фаз, см., расстояние между соседними фазами. Принимаем .

.

Провода не будут коронировать при условии при горизонтальном расположении фаз. Т.о. расщепление проводов не применяется.

3.4 Проверка проводов по падению напряжения Падение напряжения в линии электропередач не должно превышать 5%.

Фактическое падение напряжения рассчитывается по формуле:

(3.9)

где — активное сопротивление ЛЭП;

индуктивное сопротивление ЛЭП.

удельное активное сопротивление линии;

удельное реактивное сопротивление линии;

длина линии ВН.

; (3.10)

Для провода АСО-240:

r₀ = 0,13 Ом/км, x₀ = 0,405 Ом/км.

Параметры r_0, x₀ приняты в соответствии со справочными данными.

; (3.11)

; (3.12)

Так как падение напряжения в ЛЭП противоречит условию берем провод АСО-300.

Для провода АСО-300:

r₀₌ 0,096 Ом/км, x₀ =0,42 Ом/км.

;

Это противоречит условию.

Поэтому берем двухцепную линию, из нее делаем трехцепную линию, соответственно, у нас изменится ток линии.

.

Выбираем провод АСО-240:

r₀ = 0,13 Ом/км, x₀ = 0,405 Ом/км.

;

Падение напряжения в ЛЭП не превышает предельно-допустимого 5%.Условие выполнено.

4. Расчет токов короткого замыкания Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электроустановки, вызванное замыканием фаз между собой или замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью.

Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции, набросы посторонних тел на провода ЛЭП, прямые удары молнии и др. Часто причинами повреждений в электроустановках, сопровождающихся КЗ, являются неправильные действия обслуживающего персонала. Например, ошибочные отключения разъединителем цепи с током, включение разъединителей на закоротку, ошибочные действия при переключениях в главных схемах подстанций и т. п.

При КЗ токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением, а напряжения резко снижаются.

Протекание больших токов КЗ вызывает повышенный нагрев проводников, может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электрических аппаратов. Поэтому очень важно быстро отключать поврежденный участок электрической цепи, что достигается правильным выбором релейной защиты и быстродействующих выключателей.

К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относятся: выбор рациональной схемы сети, правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств (реакторов) и т. п.

Для осуществления указанных мероприятий необходимо уметь определять токи КЗ и учитывать характер их изменения во времени.

В условиях подстанций наиболее тяжелыми являются КЗ, возникающие вблизи трансформаторов, т. е. на шинах НН и СН, а также КЗ на шинах ВН подстанций, поэтому в качестве расчетных выберем токи КЗ на соответствующих шинах при включенном положении секционных выключателей ВН, СН и НН.

Расчет токов начинается с составления схемы замещения с указанием выбранных точек КЗ и расчета сопротивлений элементов схемы замещения. Такими элементами являются питающая система ВН (ЛЭП) и трансформаторы.

Расчетная схема подстанции на три напряжения (ВН; СН и НН) с трехобмоточными трансформаторами имеет вид (рис. 4.1).

Рис. 4.1 Расчетная схема подстанции с трехобмоточными трансформаторами После этого составляется схема замещения подстанции (рис. 4.2).

Рис. 4.2 Схема замещения подстанции с трехобмоточными трансформаторами с двухцепной линией ВН

4.1 Расчет активных и индуктивных сопротивлений трансформаторы За базисную мощность принимаем величину, найденную из формулы:

[МВА]. (4.1)

Из каталога по трансформаторам находим напряжения короткого замыкания:

По этим напряжениям находим индуктивные сопротивления обмоток в %:

(4.2)

Принимаем =0.

Записываем полученные значения в относительных единицах, используя формулу:

. (4.3)

4.2 Расчет тока КЗ в точке К-1

С помощью вычислений преобразуем схему замещения к простейшему виду (рис. 4.3)

Рис. 4.3. Преобразование схемы замещения для точки К-1

Воздушные линии:

(4.4)

(4.5)

Если, то, подставляем найденные значения в формулу, получаем, значит .

Индуктивное суммарное сопротивление ЛЭП ВН:

(4.6)

(4.7)

(4.8)

Находим базисный ток по формуле:

[кА]; (4.9)

гдебазисная мощность .

Находим общее сопротивление в точке К-1:

(4.10)

Ток К.З. в точке К-1 равен:

[кА]. (4.11)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей:

c; (4.12)

с.

гдеугловая частота сети, равная

Ударный коэффициент, показывающий во сколько раз амплитуда ударного тока К3 больше установившегося тока К3:

(4.13)

где t_р.з. — время включения релейной защиты (0,01с). (5.15)

Ударный ток:

[А]; (4.14)

[кА].

Дальнейший расчет токов К3 для точек К-2 и К-3 производится аналогичным образом, полученные результаты сводятся в таблицу 5.2.

4.3 Расчет тока КЗ в точке К-2

Рис. 4.4. Преобразование схемы замещения для точки К-2;

(4.15)

(4.16)

(4.17)

Находим базисный ток для точки К-2 по формуле:

(4.18)

Находим общее сопротивление в точке К-2:

(4.19)

Находим ток К. З в точке К-2 по формуле:

[кА]. (4.20)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей:

(4.21)

Ударный коэффициент, показывающий во сколько раз амплитуда ударного тока К3 больше установившегося тока К3:

(4.22)

Ударный ток:

(4.23)

4.4 Расчет тока КЗ в точке К-3

Схема замещения для точки К-3 (рис. 4.5.).

Рис. 4.5. Преобразование схемы замещения для точки К-3;

(4.24)

Базисный ток для точки К-3 находится по формуле:

(4.25)

Общее сопротивление находится по формуле:

(4.26)

(4.27)

(4.28)

Находим ток К. З в точке К-3:

. (4.29)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей:

(4.29)

Ударный коэффициент, показывающий во сколько раз амплитуда ударного тока К3 больше установившегося тока К3:

(4.30)

(4.31)

Ударный ток:

(4.32)

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.4.1.

Таблица 4.4.1.

Таким образом, наибольший ток КЗ возникает при КЗ в точке К-3.

5. Выбор оборудования Рассчитаем максимальные токи, протекающие в цепях ВН, СН и НН каждого из трансформаторов.

1. Цепь ВН:

Расчетный максимальный ток:

(5.1)

2. Цепь СН:

Расчетный максимальный ток:

(5.2)

3. Цепь НН:

Расчетный максимальный ток:

(5.3)

5.1 Выбор силовых выключателей Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для включения и отключения цепи в любых режимах: длительной нагрузки, перегрузки, короткого замыкания, холостого хода и др. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.

5.1.1 Выбор элегазовых выключателей на ВН Согласно рассчитанным значениям максимальных токов, протекающих по линиям, подходящим к трансформаторам, принимаем на стороне ВН элегазовые выключатели наружной установки ЯЭ-110Л-23(13)У4. Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.1.1.1.

Найдем интеграл Джоуля

(5.4)

где — время отключения выключателя;.

и — значения из таблицы 4.4.1.

Таблица 5.1.1.1. Выбор элегазовых выключателей на ВН

ЯЭ-110Л-23(13) У4, элегазовый выключатель наружной установки, рассчитанный на напряжение 110кВ, с номинальным током 1250А, и с током отключения 40кА.

5.1.2 Выбор воздушных выключателей на СН На данном напряжении принимаем для установки выключатели наружного исполнения ВВУ-35А-40/2000 У1. 9]. Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.1.2.1.

Рассчитаем интеграл Джоуля

(5.5)

Таблица 5.1.2.1 Выбор воздушных выключателей на СН

ВВУ-35А-40/2000 У1, воздушный выключатель наружной установки, рассчитанный на напряжение 35кВ, с номинальным током 2000А, и с током отключения 40кА.

Выберем выключатель на отходящей линии СН. Максимальный рабочий ток отходящей линии такой же, как и на шинах среднего напряжения, так как отходит одна линия, поэтому выбираем такой же воздушный выключатель ВВУ-35А-40/2000 У1.

5.1.3 Выбор электромагнитных выключателей на НН На низком напряжении 10 кВ принимаем электромагнитные выключатели внутренней установки типа ВЭ-10−40/1600 У3. Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.1.3.1.

Интеграл Джоуля

(5.6)

Таблица 5.1.3.1.Выбор электромагнитных выключателей на НН

ВЭ-10−40/1600У3, электромагнитный выключатель внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 1600А, и с током отключения 40кА. Выберем выключатели на отходящих линиях НН. Для этого вначале определим максимальные расчетные токи линий 6кВ с нагрузками Р₁, Р₂, и Р₃. Р₁ = 44[МВт], Р₂ = 1000 [кВт], Р₃ = 1200[кВт].

(5.7)

Максимальный расчетный ток отходящей линии с нагрузкой P₁:

(5.8)

Максимальный расчетный ток отходящей линии с нагрузкой P₂:

(5.9)

Максимальный расчетный ток отходящей линии с нагрузкой P₃:

(5.10)

Для каждой линии Р₂ выбираем выключатель внутренней установки ВЭС-10−40/1600 У3 (с учетом перспективы развития подстанций). Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.1.3.2.

Таблица 5.1.3.2. Выключатели отходящих линий

ВЭС-10−40/1600 У3, электромагнитный выключатель внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 1600А, и с током отключения 40кА.

Для линии Р₃ выбираем выключатель внутренней установки ВЭС-10−40/1600 У3 (с учетом перспективы развития подстанций). Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.1.3.3.

Таблица 5.1.3.3. Выключатель отходящей линии

Для отходящей линии с мощностью выполним расчет токов.

(5.11)

Поэтому выбираем электромагнитный выключатель внутренней установки ВЭ-10−40/1600 У3, как и шинные выключатели.

Выбранные выключатели удовлетворяют всем заданным условиям.

5.2 Выбор разъединителей Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока, или с незначительным током (ток трансформаторов напряжения), который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении достаточный изоляционный промежуток между контактами.

5.2.1 Выбор разъединителей на ВН Выбор осуществляется аналогичным образом, как для выключателей. 9].

Условия выбора, данные аппарата и сети, сведем в таблицу 5.2.1.1.

Таблица 5.2.1.1. Выбор разъединителей на ВН

РНДЗ.1−110/1000 У1, разъединитель горизонтально-поворотного типа внешней установки, рассчитанный на напряжение 110кВ, с номинальным током 1000А.

5.2.2 Выбор разъединителей на СН Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.2.2.1.

Таблица 5.2.2.1. Выбор разъединителей на СН

РНДЗ.1−35/1000 У1, разъединитель горизонтально-поворотного типа внешней установки, рассчитанный на напряжение 35кВ, с номинальным током 1000А.

5.2.3 Выбор разъединителей на НН Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.2.3.1.

Таблица 5.2.3.1. Выбор разъединителей на стороне НН

РВ-10/2000 У3, разъединитель рубящего типа для внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 2000А.

5.2.4 Выбор разъединителей внутренней установки потребителей P₂ на стороне НН Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.2.4.1.

Таблица 5.2.4.1. Выбор разъединителей внутренней установки потребителей на стороне НН

РВ-10/400 У3, разъединитель рубящего типа для внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 400А.

5.2.5 Выбор разъединителей внутренней установки потребителей P₃ на стороне НН Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.2.5.1.

Таблица 5.2.5.1. Выбор разъединителей внутренней установки потребителей на стороне НН

РВ-10/400 У3, разъединитель рубящего типа для внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 400А.

5.2.6 Выбор разъединителей внутренней установки потребителей Р₁ на стороне НН Условия выбора, данные аппарата, сведем в таблицу 5.2.6.1.

Таблица 5.2.6.1 Выбор разъединителей внутренней установки потребителей Р₁ на стороне НН

РВРЗ.1−10/4000 У3, разъединитель рубящего типа для внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 4000А.

Выбранные разъединители удовлетворяют всем заданным условиям.

5.3 Выбор трансформаторов тока Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

5.3.1 Выбор трансформаторов тока на ВН К установке принимаем трансформаторы тока наружного исполнения ТФЗМ-110Б-I. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 5.3.1.1

Таблица 5.3.1.1. Выбор трансформаторов тока на ВН

ТФЗМ-110Б-I, трансформатор тока для наружной установки опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией, рассчитанный на напряжение 110кВ и с номинальным током 300А.

5.3.2 Выбор трансформаторов тока на CН К установке принимаем трансформаторы тока наружного исполнения ТФЗМ-35А. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 5.3.2.1.

Таблица 5.3.2.1. Выбор трансформаторов тока на CН

ТФЗМ-35А, трансформатор тока для наружной установки опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией, рассчитанный на напряжение 35кВ и с номинальным током 300А.

5.3.3 Выбор трансформаторов тока на НН К установке принимаем трансформаторы тока внутреннего исполнения ТЛ-10-II. Условия выбора, данные аппарата, и сети сведем в табл. 5.3.3.1.

Таблица 5.3.3.1. Выбор трансформаторов тока на НН

ТЛ-10-II, опорные-проходные трансформаторы тока с двумя вторичными обмотками, рассчитанный на напряжение 10кВ, и с номинальным током 3000А. Выбранные трансформаторы тока удовлетворяют всем заданным условиям.

5.4 Выбор трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

5.4.1 Выбор трансформаторов напряжения на ВН К установке принимаем трансформаторы напряжения наружного исполнения НКФ-110−83 У1. Условия выбора, данные аппарата, и сети сведем в табл. 5.4.1.1.

Таблица 5.4.1.1.Выбор трансформаторов напряжения на ВН

НКФ-110−83 У1, трансформатор напряжения каскадного типа внешней установки, рассчитанный на напряжение 110кВ.

5.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на СН К установке принимаем трансформаторы напряжения наружного исполнения ЗНОМ-35−65 У1. Условия выбора, данные аппарата, и сети сведем в табл. 5.4.2.1.

Таблица 5.4.2.1. Выбор трансформаторов напряжения на СН

ЗНОМ-35−65 У1, трансформаторы напряжения однофазные трехобмоточные внешней установки, рассчитанный на напряжение 35кВ.

5.4.3 Выбор трансформаторов напряжения на НН К установке принимаем трансформаторов напряжения внутреннего исполнения ЗНОЛ.06−10 У3. Условия выбора, данные аппарата, и сети сведем в табл. 5.4.3.1.

Таблица 5.4.3.1. Выбор трансформаторов напряжения на НН

ЗНОЛ-06−10 У3, заземляемые трансформаторы напряжения с литой изоляцией для внутренней установки, рассчитанный на напряжение 10кВ.

Выбранные трансформаторы напряжения удовлетворяют всем заданным условиям.

5.5 Выбор высоковольтных предохранителей Предохранитель-это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предназначенных для этого токоведущих частей под действием тока, превыщающего определенное значение.

5.5.1 Выбор высоковольтных предохранителей на ВН Выбор осуществляется аналогичным образом, как для выключателей. Условия выбора, данные аппарата и сети, сведем в таблицу 5.5.1.1.

Таблица 5.5.1.1. Выбор предохранителей на ВН

Разъединитель РГП-110/1000 УХЛ1 с полимерными изоляторами и электроприводом, рассчитанный на напряжение 110кВ, с номинальным током 1000 А.

5.5.2 Выбор высоковольтных предохранителей на СН Условия выбора, данные аппарата и сети, сведем в таблицу 5.5.2.1

Таблица 5.5.2.1. Выбор предохранителей на СН

Газогенерирующий предохранитель ПВТ — 35/1000,рассчитанный на напряжение 35 кВ, с номинальным током 1000А.

5.5.3 Выбор предохранителей на НН Условия выбора, данные аппарата и сети, сведем в таблицу 5.5.3.1.

Таблица 5.5.3.1. Выбор предохранителей на НН

Высоковольтные предохранители ПКТ-10/2000 У3, рассчитанный на напряжение 10кВ, с номинальным током 2000А.

Выбранные высоковольтные предохранители удовлетворяют всем заданным условиям.

Заключение

Произведен расчет трансформаторной подстанции 110/35/10 кВ. В ходе работы была рассчитана мощность каждого из потребителей, а также суммарная мощность всей подстанции с учетом мощности собственных нужд; были выбраны силовые трансформаторы типа ТДТН-63 000/110−69У1, напряжением 110/35/10 кВ, и схема их соединений, которая является дешевой и наиболее надежной. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки, её экономичность, оперативная гибкость (т.е. приспосабливаемость к изменяющимся условиям работы), удобство эксплуатации, безопасность обслуживания, возможность расширения. В целях уменьшении опасности развития аварий на подстанции, произведен выбор рациональной схемы сети, выбор аппаратов защиты по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств (реакторов) и т. п.

При расчете проводов линий электропередач U=110 кВ сделан вывод об установке трехцепных ЛЭП марки АС-240, как наиболее оптимального варианта. Из расчетов токов КЗ, в наиболее тяжелом режиме, был произведен выбор основного оборудования подстанции: силовых выключателей;

элегазовые на стороне ВН: ЯЭ-110Л-23 У4

воздушные на стороне СН: ВВУ-35А-40/2000 У1

электромагнитные на стороне НН: ВЭ-10−40/1600 У1

разъединителей на стороне ВН, СН, НН, трансформаторов тока и напряжения на сторонах ВН, СН, НН, предохранителей на стороне ВН, СН, НН. Выбранное оборудование соответствует всем параметрам подстанции и удовлетворяет условиям выбора. А также при выборе оборудования были учтены перспективы развития подстанции.

Вся коммутационная аппаратура была выбрана не только по условиям выбора, но и при учете всех достоинств и недостатков каждого электрооборудования, т.к. надёжное, современное электрооборудование оказывает существенное влияние на качество передаваемой электроэнергии, на наибольшую передаваемую мощность с наименьшими потерями, на безопасность рабочего персонала при обслуживании электрооборудования и на многие другие факторы, которые мы учли в ходе проектирования подстанции.

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ — 6 и ПУЭ — 7, с изм. и доп., по состоянию на 15 августа 2005 г. — Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2010. — 854 с., ил.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. Кн.2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1973., 528 с. с ил.

3. Справочник по электротехнике электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов. — 2-е изд., доп. — М.: Высш. Шк., 2009. — 255 с., ил.

4. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. / А. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. — М.: Издательский центр «Академия», 2011. — 448 с.

5. Электротехнический справочник. В 4 т. Т 2. Электротехнические изделия и устройства. / Под общей ред. профессоров МЭИ. В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов). — 9-е изд., стер. — М.: Издательство МЭИ; 2009. — 518 с.

6. Неклепаев Б. Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций (справочные материалы). М.: Энергоатомиздат, 2009.

7. Лыкин А. В. Электрические системы и сети. М.: Университетская книга; Логос, 2006. ^__ 254 с.

8. Быстрицкий Г. Ф; Кудрин Б. И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов. ^__ М.: Издательский центр «Академия», 2003. ^__ 176 с.

9. Бурьяница В. И. Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Электрическая часть станций и подстанций». ^__ Пятигорск: ПГТУ 2009. ^__ 124 с.