Учебная работа. Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Учебная работа. Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Расположено на

Расположено на

Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Содержание

Задание на проектирование

Реферат

Введение

1. Выбор оборудования ТП

1.1 Выбор силовых трансформаторов

1.2 Выбор трансформаторов тока

1.3 Выбор автоматических выключателей

1.4 Выбор кабеля для полосы 1

1.5 характеристики схемы замещения частей сети 10 кВ

2. Проверка избранного сечения кабеля полосы 1

2.1 Проверка кабеля полосы 1 по тепловой стойкости

2.2 Проверка по допустимой потере напряжения в обычном режиме.

2.3 Проверка по допустимой потере напряжения при протекании пусковых токов

3. Элементы конструктивного выполнения

Заключение

Библиографический перечень

Задание на проектирование

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

Набросок 1 — Схема электроснабжения

Начальные данные:

1. Электроприемник (ЭП): сетевой насос, Pном = 125 кВт, cosном = 0,9, кратность пускового тока Iп/Iном = 5,0;

2. Линия 1: выполнена кабелем с дюралевыми жилами, пластмассовой изоляцией в пластмассовой оболочке, длина lл1 = 40 м, прокладка открытая;

3. Выполнение РУ 0,4 кВ: щиты ЩО70-3М

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

Таблица 1 — Перегрузки по стороне 0,4 кВ

Фидер

2

3

4

Pрасч i

55

43

125

Qрасч i

28

46

65

5. Линия 2: выполнена кабелем с дюралевыми жилами, сечением 70 мм2, длина lл2 = 200 м, прокладка в траншее.

6. Линия 3: выполнена кабелем с дюралевыми жилами, пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке, длина lл1 = 5 м, прокладка в траншее;

7. Мощность недлинного замыкания на шинах 10 кВ: Sкз = 200 МВА.

Реферат

В данном курсовом проекте представлен выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, а конкретно силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, выключателей перегрузки и предохранителей 10 кВ, трансформаторов тока, автоматических выключателей. Не считая того, осуществляется выбор и проверка кабеля, питающего электроприемник. Расчет делается на базе определения токов обычных и аварийных режимов.

В первом разделе представлен выбор оборудования, во 2-м — проверка избранного сечения кабеля, в 3-ем — элементы конструктивного выполнения.

Объяснительная записка содержит

Страничек

Картинки

Таблицы

Библиографический перечень включает 5 наименований.

трансформаторная подстанция кабель распределительный

Введение

Распределительная, в том числе городская и промышленная, электронная сеть сооружается для электроснабжения потребителей. В согласовании с ПУЭ, электроснабжение — обеспечение потребителей электронной энергией. Как наиболее обширное понятие, энергоснабжение значит снабжение потребителей всеми видами энергии (электронной, термический, газом и др.). Системой электроснабжения именуют совокупа электроустановок, созданных для электроснабжения.

К системе электроснабжения предъявляют последующие главные требования.

*Обеспечение потребителей нужным количеством электронной энергии.

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

*Финансовая необходимость сооружения и эксплуатации, т. е. сочетание относительно низких стоимостей оборудования, издержек на стройку и эксплуатацию, включая утраты электроэнергии.

*Обеспечение способности развития сети без ее коренного переустройства.

*Удобство и сохранность обслуживания.

Первым по значимости из их является требование номер один, потому что пользователь должен получить нужное ему количество электронной энергии.

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

К приемникам первой группы относят те, перерыв электроснабжения (перерыв питания) которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, опасность для сохранности страны, значимый вещественный вред, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо принципиальных частей коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Из состава этих приемников выделяют необыкновенную группу приемников, бесперебойная работа которых нужна для обеспечения безаварийного останова производства с целью предотвращения опасности жизни людей, взрывов и пожаров.

К приемникам 2-ой группы относятся те, перерыв питания которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, устройств и промышленного транспорта, нарушению обычной деятель значимого количества городских и сельских обитателей.

Приемники третьей группы — все другие приемники, не пригодные под определения первой и 2-ой категорий.

Предназначением систем электроснабжения городов (ЭСГ) является обеспечение электроэнергией всех технологических действий коммунально-бытовых, промышленных, транспортных и остальных потребителей, располагающихся на территориях городов и отчасти ближайших загородных зон.

В состав систем ЭСГ входят:

1. Источники питания жилых и промышленных зон: электростанции различного типа (но в большей степени ГРЭС и ТЭЦ), понижающие подстанции (ПС) 100-220 либо 330 кВ электроэнергетических систем, также подстанции глубочайших 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;

3. Наружные и внутренние сети напряжением до 1 кВ жилых, публичных и производственных спостроек (как правило, 0,38 либо 0,22 кВ);

4. Электроприемники всех технологических типов потребителей, расположенных на территориях городов

Принципно источниками питания могут быть электростанции термо (ТЭС), атомные (АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)), гидроэлектростанции (ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока)), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные (ГТУ) и др. Но, необходимо подчеркнуть, что внедрение гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих станций не постоянно может быть, т.к. для выработки электроэнергии нужно наличие рек, водопадов и т.п. Газотурбинные установки владеют достаточно низким КПД (порядка 30 %), не считая того, их мощность сравнимо маленькая (до 200 МВт). Таковым образом, источниками питания городов почаще всего являются ТЭС и АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор), при этом крайние по существу можно также отнести к термическим электростанциям, лишь использующим термическую энергию ядерных реакций.

От электростанций энергия может передаваться на классах напряжения

110-750 кВ (обычно 110 -220 кВ). Сети 110 — 220 кВ относятся к сетям весеннего электроснабжения городов. Они производятся в виде замкнутой сети круговой конфигурации (одинарной либо двойной), обхватывающей местность городка (структурная схема приведена на рисунке 2). Плюсами таковой схемы являются независимость потокораспределения от потоков в сети ВН, отсутствие воздействия на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, также возможность внедрения обычных схем присоединения подстанций.

Набросок 2 — Структурная схема системы электроснабжения большого городка: 1 — теплоэлектроцентрали; 2 — теплоэлектроцентраль и глубочайший ввод высочайшего напряжения; 3 — опорные подстанции высочайшего напряжения (110 — 220 кВ); 4 — глубочайшие вводы высочайшего напряжения (110 — 220 кВ); 5 — расппредилительные пункты 10(6) — 20 кВ; 6 — однотрансформаторные подстанции; 7 — двухтрансформаторные подстанции 10(6) — 20 кВ; 8 — полосы 10(6) -20 кВ, разомкнутые в обычных режимах

На «кольце» либо за его пределами размещаются опорные подстанции высочайшего напряжения (110-220 кВ), на которые приходят полосы 100-220 кВ от ТЭЦ либо больших подстанций (к примеру, подстанций 500/110 либо 500/220). Сети 110-220 кВ производятся воздушными линиями при открытых либо закрытых РУ понижающих ПС. Наикрупнейшие городка могут иметь замкнутые по конфигурации электронные сети наружного электроснабжения 2-ух номинальных напряжений (к примеру, 110, 220 — 500кВ), располагающиеся на различных расстояниях от границы городка.

Последующей ступенью на пути передачи электроэнергии пользователю выступают так именуемые ПС глубочайшего ввода 110-220 кВ. Они находятся на местности городка и получают питание от теплоэлектроцентралей, также от опорных ПС. Специфичными и принципными требованиями к выполнению схем глубочайших вводов высших напряжений являются малые размеры отчуждаемой местности и обеспечение высочайшей надежности питания потребителей. В связи с сиим, питание ПГВ осуществляется обычно по круговым схемам двухцепными, в большей степени кабельными линиями.

В электронных сетях 6—10 кВ обширно используются распределительные пункты (РП), представляющие из себя распределительные устройства обозначенных напряжений, приближенные к определенным группам ПЭ. На промышленных предприятиях это цеха с большими движками 6-10 кВ, в городских сетях это трансформаторные подстанции (ТП) 6-10/0,38 кВ, удаленные от главных источников питания. Трансформаторная подстанция (ТП) — электроустановка, осуществляющая снижение напряжения в распределительной электронной сети с 6—10 кВ на уровень до 1 кВ, почаще всего 0,4 кВ. В типовых ТП городской сети инсталлируются трансформаторы с номинальной мощностью SH0M = (400…1250) кВА, а на промышленных предприятиях— 630…2500 кВА. Обоснованиями внедрения 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 пт (РП). Питающая линия — линия напряжением 6-10 кВ, соединяющая распределительный пункт с ЦП и не имеющая распределения энергии по собственной длине. Распределительный пункт (РП) — подстанция 6—10 кВ, созданная для приема электроэнергии от ЦП и распределения ее без преобразования частоты (выпрямления) и напряжения (трансформации).

В истинное время экономически обусловлено применение больших РП, питание которых осуществляется по круговым схемам. Полосы 10(6) кВ в обычных режимах работы сети также разомкнуты.

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

В городке Екатеринбурге

2001

2004

2005

2006

2007

2008

Подстанции 220 — 110 — 35 кВ (шт)

55

61

64

64

65

65

количество ТП и РП (шт)

1 307

1 600

1 623

1 637

1 644

1 656

Протяженность ВЛ 110 — 35 — 0,4(км)

545

1 120

1 140

1 149

1 197

1 251

Протяженность КЛ 110 — 35 — 0,4 кВ (км)

2 257

2 752

2 941

2 951

2 963

2 980

с Екатеринбургом находится: Новосвердловская ГРЭС, Белоярская АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор), СУГРЭС, Нижнетагильская, Рефтинская, ТЭЦ ВИЗ.

Узловые подстанции: Южная, Калининская, Искра.

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

Задачей проектирования и воплощения электроснабжения городов является создание экономически целесообразной системы, обеспечивающей нормативное свойство электроснабжения всех потребителей, находящихся на местности городка, и работающей в составе всеохватывающих систем электроэнергетики и городского хозяйства. Проектирование и воплощение систем электроснабжения городов должны производиться в согласовании с действующими нормативами и обязана учитываться специфичность критерий городка по районированию и стройке, конструктивному выполнению объектов электроснабжения городов, цены инженерного оборудования местности городка, также по воздействию на экологическую среду жизнедеятельности человека.

Вопросцы улучшения свойства электроэнергии решаются комплексно при проектировании систем Электроснабжение и электропривода. Отличные результаты даёт разделение питания электроприёмников с ударными и т. н. размеренными перегрузками путём присоединения их к различным трансформаторам и разным веткам расщепленных трансформаторов либо плечам сдвоенных реакторов. Улучшению свойства электроэнергии содействует внедрение в схемы Электроснабжение электроприводов с пониженным потреблением реактивной мощности, применение многофазных схем выпрямления и др. При дефицитности этих мероприятий используют особые устройства: синхронные компенсаторы с быстродействующим возбуждением, большенный кратностью перегрузки по реактивной мощности (в 3-4 раза), работающие в т. н. режиме слежения за реактивной мощностью электроприёмников; синхронные электродвигатели со размеренной перегрузкой, присоединяемые к общим с вентильными преобразователями шинам и имеющие нужную располагаемую мощность и быстродействующее возбуждение с высочайшим уровнем форсировки; статические источники реактивной мощности с высочайшим быстродействием, безынерционностью и плавным конфигурацией реактивной мощности; продольную ёмкостную компенсацию, дающую возможность моментального безынерционного и непрерывного автоматического регулирования напряжения; силовые резонансные электронные фильтры для гашения высших гармоник.

1. Выбор оборудования ТП

1.1 Выбор силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы предусмотрены для преобразования электроэнергии из 1-го класса в иной. Для ТП 10/0,4 кВ по условию надежности выбираются два двухобмоточных трехфазных трансформатора, любой из которых работает на свою систему шин. Выбор делается исходя из суммарной мощности перегрузки 2-ух систем шин (т.е. для режима, когда один трансформатор работает на обе шины), с учетом вероятной перегрузки трансформатора на 40% от его номинальной мощности. Трансформаторы выбираются схожими для обеспечения их равномерной загрузки и по условию надежности.

1.1.1 Полная суммарная мощность нагрузок по стороне 0,4 кВ

.

1.1.2 Мощность 1-го трансформатора с учетом 40% перегрузки определяется по формуле

.

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

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

— активные сопротивления прямой и оборотной последовательности: RТ1 = RТ2 = 5,5мОм;

— реактивные сопротивления прямой и оборотной последовательности:

XТ1 = XТ2 = 17,1 мОм;

— активное сопротивление оборотной последовательности:

RТ0 = 55,6 мОм;

— реактивное сопротивление оборотной последовательности:

XТ0 = 148,7 мОм.

1.2 Выбор трансформаторов тока

Для контроля за режимом работы электроприемника употребляются контрольно-измерительные приборы, присоединяемые к цепям высочайшего напряжения через трансформаторы тока. Трансформаторы тока выбираются по значению тока, протекающего в первичной обмотке. Трансформаторы тока для схемы (набросок 1), как и силовые трансформаторы, выбираются схожими. Первичным током считается ток, протекающий по первичной обмотке трансформатора тока в аварийном режиме, когда один из трансформаторов отключен, а 2-ой, соответственно несет нагрузку 2-ух систем шин, т.е. любой из трансформаторов тока должен быть рассчитан на протекание суммарного тока перегрузки 2-ух систем шин.

1.2.1 Суммарный ток перегрузки (2-ух систем шин) по модулю (по низкой стороне)

А.

По справочным данным [2] избираем ближний трансформатор тока, значение первичного тока которого не наименее 579,01 А, т.е. ТК-600/5, класс точности — 1.

1.2.2 характеристики трансформатора тока ТК-600/5

— активное сопротивление обмотки трансформатора тока:

RТТ = 0,03 мОм;

— реактивное сопротивление обмотки трансформатора тока:

XTT = 0,02 мОм.

1.3 Выбор автоматических выключателей

Автоматические выключатели — это коммутационные аппараты напряжением до 1 кВ, созданные для коммутации цепей при аварийных режимах, также для нечастых (от 6 до 30 раз в день) оперативных включений и отключений электронных цепей.

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

1.3.1 Выбор выключателей АВ2 и АВ4 (набросок 1)

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

В качестве выключателей АВ2, АВ4 избираем по справочным данным [2] два схожих выключателя с номинальным током не наименее 579,01 А, т.е. выключатели ВА51- 39 на номинальное напряжение 0,4 кВ и номинальный ток Iном ав2,4 = 630 А.

1.3.2 Выбор секционного автоматического выключателя АВ3

Секционный автомат врубается, когда в работе находится лишь один из 2-ух трансформаторов, установленных на ТП. Таковым образом, секционный выключатель должен быть рассчитан на ток, соответственный мощности одной из шин. Автомат должен работать как в режиме переноса перегрузки 2-ой системы шин на первую, так и в оборотном режиме, потому он выбирается по мощности шин, питающих огромную нагрузку.

Мощность первой системы шин (по модулю):

Мощность 2-ой системы шин (по модулю):

Таковым образом, мощность 2-ой системы шин больше, определяем ток, соответственный данной нам мощности:

Избираем по справочным данным [2] автоматический выключатель на напряжение 0,4 кВ с номинальным током не наименее 290,358 А, т.е. автомат ВА51-37 с Iном ав3 = 400 А.

1.3.3 Выбор автоматического выключателя АВ1

Выбор автомата АВ1 осуществляется по номинальному току мотора электроприемника (набросок 1).

Номинальный ток электроприемника:

А,

где Uном = 0,38 кВ — номинальное напряжение электроприемника.

Избираем ближний автоматический выключатель, номинальный ток которого не наименее 211,02 А, т.е. ВА51-35 Iном ав1 = 250 А.

1.3.4 характеристики автоматических выключателей

а) ВА51-35 с Iном ав = 250 А (АВ1):

— активное сопротивление катушек и контактов Rав1 = 1,1 мОм;

— реактивное сопротивление катушек и контактов Xав1 = 0,5 мОм;

б) ВА51-37 с Iном ав = 400 А (АВ3):

— активное сопротивление катушек и контактов Rав3 = 0,65 мОм;

— реактивное сопротивление катушек и контактов Хав3 = 0,17 мОм;

в) ВА51-39 с Iном ав = 630 А (АВ2, АВ4):

— активное сопротивление катушек и контактов Rав2 = 0,41 мОм;

— реактивное сопротивление катушек и контактов Хав2 = 0,13 мОм;

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

Выбор кабеля осуществляется по расчетному току обычного режима с учетом метода прокладки (открытая, в траншее, кабельном канале и т.п.), критерий прокладки (к примеру, несколько кабелей в закрытой конструкции), также климатические характеристики (температуру окружающей среды).

1.4.1 Расчетный ток кабеля в обычном режиме работы

,

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

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

При данном методе прокладки (открытая) можно принять K1 = 1,05 и K2 = 1. Коэффициент 0,92 в знаменателе учитывает доп 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. Потому в данном случае формула расчетного тока обычного режима воспринимает вид:

А.

В согласовании с заданием, линия 1 выполнена кабелем с дюралевыми жилами, пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке. Избираем кабель марки АВВГ [4].

По допустимому току четырехжильных кабелей марки АВВГ, прокладываемых на открытом воздухе, [3, таблица П.4] избираем наиблежайшее сечение, для которого продолжительно допустимый ток не наименее 221,6 А, т.е. сечение 185 мм2 (для фазных жил; для нулевой жилы — 70 мм2), продолжительно допустимый ток — Iд = 243 А.

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

1.4.2 Удельные характеристики кабеля АВВГ-(3х185+1х70)

— удельное активное сопротивление:

Rуд кл1 = 0,208 мОм/м;

R0уд кл1 = 0,989 мОм/м;

— удельное реактивное сопротивление

Худ кл1 = 0,063 мОм/м.

Х0уд кл1 = 0,244 мОм/м.

характеристики полосы 1 (lл1 = 40 м), выполненной сиим кабелем:

— активное сопротивление

Rкл1 = Rуд кл1 lл1= 0,20840 = 8,32 мОм;

R0кл1 = R0уд кл1 lл1= 0,98940 = 39,56 мОм;

— реактивное сопротивление

Хкл1 = Худ кл1 lл1= 0,06340 = 2,52 мОм;

Х0кл1 = Х0уд кл1 lл1= 0,24440 = 9,76 мОм;

— сопротивление контакта кабеля

Rконт = 0,1 мОм.

Проверка избранного кабеля рассматривается в разделе 2.

1.4.3 Расчетный ток кабеля полосы 3 в обычном режиме работы

,

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

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

При данном методе прокладки (кабель канале), критерий прокладки (два кабеля в закрытой конструкции) можно принять K1 = 1 и K2 = 0,9. Потому в данном случае формула расчетного тока обычного режима воспринимает вид:

А.

В согласовании с заданием, линия 3 выполнена кабелем с дюралевыми жилами, пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке. Избираем кабель марки ВВГ [4].

По допустимому току четырехжильных кабелей марки ВВГ, прокладываемых в кабель канале, [3, таблица П.4] избираем наиблежайшее сечение, для которого продолжительно допустимый ток не наименее 260,554 А, т.е. сечение 120 мм2 (для фазных жил; для нулевой жилы — 120 мм2), продолжительно допустимый ток — Iд = 320 А.

Таковым образом, избрали кабель ВВГ-(4х120) на напряжение 0,4 кВ.

1.4.4 Удельные характеристики кабеля ВВГ-(4х120):

— удельное активное сопротивление:

Rуд кл3 = 0,18 мОм/м;

R0уд кл3 = 0,54 мОм/м;

— удельное реактивное сопротивление

Худ кл3 = 0,07 мОм/м.

Х0уд кл3 = 0,31 мОм/м.

характеристики полосы 3 (lл3 = 5 м), выполненной сиим кабелем:

— активное сопротивление

Rкл3 = Rуд кл3 lл3= 0,185 = 0,9 мОм;

R0кл3 = R0уд кл3 lл3= 0,545 =2,7 мОм;

— реактивное сопротивление

Хкл3 = Худ кл3 lл3= 0,075 = 0,35 мОм;

Х0кл3 = Х0уд кл3 lл3= 0,0315 = 1,55 мОм;

— сопротивление контакта кабеля

Rконт = 0,1 мОм.

1.5 характеристики схемы замещения частей сети 10 кВ

Оборудование, выбранное в пп.1.2-1.4 относится к классу напряжения 0,4 кВ и характеристики схемы замещения этих частей, также силового трансформатора приведены к стороне низкого напряжения. Не считая этих частей, в согласовании со схемой, на стороне высочайшего напряжения (10 кВ) есть кабельная линия (Л2) от РП 10 кВ, также выключатель перегрузки и предохранители.

1.5.1 Линия 2

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

Удельные характеристики кабеля АВВБ-(3х70):

— удельное активное сопротивление:

Rуд кл2 = 0,549 мОм/м;

R0уд кл2 = 1,31 мОм/м;

— удельное реактивное сопротивление

Худ кл2 = 0,059 мОм/м.

Х0уд кл2 = 0,211 мОм/м.

характеристики полосы 2 (lл2 = 200 м), выполненной сиим кабелем, приведенные к напряжению 10 кВ:

— активное сопротивление

Rкл2 10кВ = Rуд кл2 lл2 = 0,549200 = 109,8 мОм;

R0кл2 = R0уд кл3 lл3= 1,31200 = 262 мОм;

— реактивное сопротивление

Хкл2 10кВ = Худ кл2 lл2 = 0,059200 = 11,8 мОм;

Х0кл2 = Х0уд кл3 lл3= 0,211200 = 42,2 мОм;

характеристики полосы 2 (lл2 = 200 м), приведенные к напряжению 0,4 кВ:

— активное сопротивление

Rкл2 = Rкл2 10кВ = 109,8= 0,175 мОм;

R0кл2 = R0кл2 10кВ = 262= 0,419 мОм,

где kт = = 25 — коэффициент трансформации силового трансформатора

— реактивное сопротивление

Хкл2 = Xкл2 10кВ = 11,8 = 0,019 мОм;

Х0кл2 = X0кл2 10кВ = 42,2 = 0,068 мОм;

Сопротивления контактов кабеля в данном случае не учитывается, так как, с учетом коэффициента трансформации, приобретенное

1.5.2 Выключатель перегрузки и предохранители 10 кВ

Выключатель перегрузки (автогазовый выключатель) используются заместо силовых выключателей маленький и средней мощности в целях понижения цены ТП либо РУ 6-10 кВ, где они инсталлируются. Выключатели перегрузки способны отключать рабочие токи полосы, трансформаторов и остальных электроприемников. Выключатели перегрузки не предусмотрены для отключения токов маленьких замыканий. Потому, для выключении токов к.з., превосходящих допустимые значения для выключателей перегрузки, крайние комплектуют предохранителями.

Выбор выключателей перегрузки и предохранителей осуществляется по значению тока первичной обмотки силового трансформатора (так как трансформаторы Т1 и Т2 однообразные, то и выключатели перегрузки и предохранители для их защиты выбираются схожими).

системы шин питаются от 1-го трансформатора (ток через трансформатор равен суммарному току перегрузки ), так как плавкая вставка не обязана перегореть в этом режиме. В неприятном случае, при выключении 1-го из трансформаторов, все пользователи будут отключены, что неприемлимо по условиям надежности.

Суммарный ток перегрузки, приведенный к напряжению 10 кВ:

.

По справочным данным [5] избираем наиблежайшие выключатель перегрузки и предохранители с номинальным током не наименее 24 А на номинальное напряжение 10 кВ:

— выключатель перегрузки ВНПР — 10/400 — 20 У2 с номинальным током Iвнпр = 400 А;

— предохранители ПКТ101 — 10 — 16 — 12,5 У3 с номинальным током Iвст = 400 А

Сопротивления выключателя перегрузки и предохранителей при расчете токов к.з. на стороне 0,4 кВ учесть не будем в силу их малости и в критериях недочета справочных данных. Отчасти скомпенсируем эту погрешность введением в расчет сопротивления системы.

1.5.3 Сопротивление системы

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

,

где Хс 10кВ — сопротивление системы, приведенное к 10 кВ;

Uв = 10 кВ — высшее номинальное напряжение трансформатора;

Uн = 0,4 кВ — низшее номинальное напряжение трансформатора.

2. Проверка избранного сечения кабеля полосы 1

Сечения кабеля, избранные по условиям обычного режима, применительно к данному проекту, следует проверить по:

1) тепловой стойкости.

Для проведения данной нам проверки требуется расчет токов недлинного замыкания.

2) потере напряжения в обычных эксплуатационных критериях

3) потере напряжения при протекании пиковых токов.

Для проведения проверки по тепловой стойкости требуется расчет токов недлинного замыкания.

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

2.1 Проверка кабеля полосы 1 (АВВГ-(3х185+1х70) по тепловой стойкости

Для проверки по тепловой стойкости требуется расчет значений токов недлинного замыкания: однофазного, двухфазного и трехфазного в вариантах железного замыкания и замыкания через дугу для точки сначала и конце кабеля.

При расчете рассматриваем лишь левую ветвь схемы (набросок 1), т.к. считаем, что к.з. происходит в обычном режиме работы системы (секционный выключатель разомкнут), так как возможность наложения к.з. на режим, когда один из трансформаторов выведен из работы, мала.

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

Переходное сопротивление дуги и переходных контактов (Rд) определяем по справочным данным зависимо от мощности трансформатора [2]: при мощности трансформатора 400 МВА сопротивление дуги составляет RД = 10мОм.

2.1.1 Схема замещения для расчета токов к.з.

На рисунке 3 приведены схемы замещения на различных ступенях напряжения (набросок 3, а)) и приведенные к одной ступени (набросок 3, б)) с указанием точек, которые принимаются за начало (К1) и конец (К2) кабельной полосы 1. Из рисунка следует, что и при к.з. в точке К1 и в точке К2 необходимо учесть сопротивление лишь 1-го из контактов полосы 1, так как он попадает в зону к.з.

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

Таблица 2 — характеристики схемы замещения, приведенные к 0,4 кВ

Элемент схемы замещения

Сопротивления, мОм

активное

реактивное

Сопротивление системы

Хс = 1,6

Кабельная линия 2 (АВВБ-(3х70))

Rкл2 =0,175

Хкл2 = 0,019

Кабельная линия 2 (АВВБ-(3х70)) (нулевая последовательность)

R0кл2 =0,419

Х0кл2 = 0,068

Силовой трансформатор (ровная и оборотная последовательность)

RТ1 = RТ2 = 5,5

XТ1 = XТ2 =17,1

Силовой трансформатор (нулевая последовательность)

RТ0 =55,6

XТ0 = 148,7

Трансформатор тока

RТТ = 0,03

XTT = 0,02

Автоматический выключатель А1 (ВА51- 35)

Rав2 = 1,1

Xав2 = 0,5

Автоматический выключатель А3 (ВА51- 37)

Rав2 = 0,65

Xав2 = 0,17

Автоматический выключатель А2 (ВА51-39)

Rав1 = 0,41

Xав1 = 0,13

Сопротивление контакта полосы 1

Rконт = 0,1

Сопротивление контакта полосы 3

Rконт = 0,1

Кабельная линия 1

(АВВГ-(3х185 + 1х70))

Rкл1 = 8,32

Хкл1 = 2,52

Кабельная линия 1

(АВВГ-(3х185 + 1х70)) (нулевая последовательность)

R0кл2 =39,56

Х0кл2 = 9,76

Кабельная линия 3(ВВГ-(3х120))

Rкл1 = 0,9

Хкл1 = 0,35

Кабельная линия 3(ВВГ-(4х120)) (нулевая последовательность)

R0кл2 =2,7

Х0кл2 = 1,55

2.1.2 Индивидуальности расчета тока недлинного замыкания

Для расчёта токов недлинного замыкания принимается ряд допущений:

1) При расчёте тока недлинного замыкания можно не учесть изменение повторяющейся составляющей тока, в связи с маленький мощностью ЭП по сопоставлению с мощностью питающей энергосистемы.

Таковым образом, предполагается, что напряжение РП постоянно.

2) Потому что активное сопротивление больше реактивного, то можно считать что апериодическая составляющая затухает весьма стремительно.

3) В связи с огромным различием настоящих характеристик сети от расчётных, точность невелика, потому эффект термического спада можно не учесть.

4) 95% замыканий в низковольтных сетях происходят при наличии электронной дуги, сопротивление которой сравнимо с сопротивлениями частей сети, потому его нужно учесть. В связи с маленький точностью расчета сопротивление(переходное сопротивление) дуги принимается равным 10 мОм.

(Rпер=10 мОм).

5) Другие 5% замыканий происходят без дуги, но при всем этом токи недлинного растут по сопоставлению с токами к/з при дуге, потому для отстройки защиты и проверки кабеля тоже выполняться расчет токов недлинного замыкания в случае, когда электронная дуга не зажигается.

Для проверки кабеля нужно высчитать токи недлинного в точках 1 и 2, потому что они будут различными, потом нужно избрать больший ток недлинного замыкания.

2.1.3 Трехфазное к.з. в точке К1

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

Суммарное реактивное сопротивление до точки К1:

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:

.

2.1.4 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:

.

2.1.5 Однофазное к.з. в точке К1

Для определения токов однофазного к.з. требуется сопротивление петли «фаза — ноль»: ZПТ. Для точки К1 сопротивление петли равно нулю, так как для исходной точки кабеля его длина lнач. кл1= 0, т.е. для точки К1 .

Сопротивление токам однофазного недлинного замыкания (без дуги):

Сопротивление токам однофазного недлинного 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):

.

2.1.6 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:

.

2.1.7 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.

Вид КЗ

Значение токов кз, кА

в точке К1

в точке К2

Трехфазное

без дуги

11,19

8,529

с дугой

8,794

6,769

Двухфазное

без дуги

9,691

7,386

с дугой

7,616

5,862

Однофазное

без дуги

3,333

1,905

с дугой

3,134

1,839

Таковым образом, наибольшее

Предельная коммутационная способность автоматического выключателя ВА51-35, избранного для защиты данной нам полосы, составляет 15 кА (по справочным данным), т.е. этот автомат накрепко защищает линию.

2.2 Определение малого сечения по условиям тепловой стойкости

Проверка тепловой стойкости кабеля базирована на расчёте термического импульса — количества тепла, которое выделяется в активном сопротивлении при протекании через него тока недлинного замыкания за время от начала недлинного замыкания до полного погашения дуги при его выключении. время деяния тока зависит от характеристик установленной на ТП защитной и коммутационной аппаратуры. Мало допустимое сечение кабеля по тепловой стойкости определяется по выражению:

,

где с — неизменная времени апериодической составляющей;

tоткл = 0,015 с — время отключения к.з. выключателем АВ1(ВА51-35);

Ст = 75 — тепловой коэффициент по справочным данным [6].

Так как избран кабель АВВГ — (3х185+1х70), т.е. сечение фазной жилы 185 мм2 и 185>15,36, то кабель прошел проверку по тепловой стойкости.

2.3 Проверка по допустимой потере напряжения в обычном режиме

Модуль полного сопротивления кабельной полосы 1:

.

Утрата напряжения:

U = IномZкл1 = В.

Напряжение на зажимах пользователя:

.

Номинальное напряжение пользователя: Uном = 380 В.

В согласовании с заданием, запуск легкий, т.е. условие, накладываемое на напряжение на зажимах пользователя . В обычном режиме это условие выполнено, т.к. напряжение на зажимах пользователя превосходит даже его номинальное напряжение. Но согласовании с требованиями ГОСТ), т.е. проверить выполнение условия .

,

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

2.4 Проверка по допустимой потере напряжения при протекании пусковых токов

В согласовании с заданием, кратность пускового тока составляет:

, т.е. А.

Утрата напряжения при протекании пускового тока:

Uп = IпZкл1 = В.

Напряжение на зажимах пользователя:

.

Номинальное напряжение пользователя: Uном = 380 В.

Как было отмечено выше, должны производиться условия:

. и

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

Таковым образом, сечение кабеля, выбранное для полосы 1 (АВВГ — (3х150+1х70)) прошло проверку по тепловой стойкости, допустимой потере напряжения в обычном режиме и при протекании пусковых токов. Кабель АВВГ — (3х150+1х70) совсем избран для электроснабжения данного электроприемника.

3. Элементы конструктивного выполнения

Трансформаторная подстанция является конкретным источником питания потребителей, так как от нее электроэнергия доставляется приемникам по в большей степени кабельным линиям, при этом напряжение на выходе ТП соответствует классу напряжения потребителей.

Проектируемая ТП снабжает электроэнергией движок циркуляционного насоса, также несколько остальных потребителей, данных виде нагрузок. По конструктивному выполнению эта подстанция является пристроенной к насосной станции.

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

Габаритные размеры подстанции — 6850х6250 мм.

В целях понижения серьезных издержек, ТП не имеет встроенного распределительного устройства высочайшего напряжения (10 кВ). От проектируемой ТП питаются лишь четыре пользователя и строить РУ 10 кВ было бы экономически нецелесообразно.

ТП состоит из 2-ух трансформаторных камер и распределительного устройства 0,4 кВ.

Внутренний размер трансформаторной камеры — 3000х2400 мм значительно превосходит размеры самого трансформатора (815х1450 мм), что дозволяет не только лишь расположить коммутационные аппараты 10 кВ снутри трансформаторной камеры, да и беспрепятственно устанавливать трансформатор, создавать его сервис и делает отличные условия естественного остывания.

В каждой трансформаторной камере размещаются избранный трансформатор ТМГ-400/10/0,4, также выключатель перегрузки, присоединенный к полосы 2 напряжением 10 кВ, предохранители ПКТ-101-10-16-12,5. Выключатель перегрузки присоединен к вводам высочайшего напряжения трансформатора средством твердых шин (напряжение 10 кВ). В области, где шины размещены вдоль стенки, меж ними и стенкой устанавливают изоляторы.

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

Распределительное устройство внутреннего выполнения, что дозволяет защитить аппараты от непогодицы и пыли и обеспечивает комфортное сервис.

Внутренний размер распределительного устройства 0,4 кВ — 5050х2400 мм. В РУ 0,4 кВ установлены 5 панелей со железным каркасом, размер панелей — 600х800 мм, ограниченные для механической прочности 2-мя торцевыми панелями по 50 мм.

Панели производятся металлическими. Они делаются на заводах и в готовом виде инсталлируются на подстанции.

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

Принципно щиты могут обслуживаться с 2-ух сторон, в этом случае на фронтальной стене инсталлируются измерительные приборы и ручки управления рубильниками либо автоматическими выключателями, а на обратной стене — 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, потому с фронтальной стороны предусматриваются съемные крышки и дверцы для доступа к оборудованию.

Тип панели выбирается зависимо от первичных и вторичных соединений определенного объекта по каталогам.

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

Естественное освещение внутренних РУ необязательно. Наиболее того, оно не нужно, так как устройство окон усложняет систему строения, окна требуют повторяющейся чистки, через неплотности в здание просачивается пыль и т.д. Не считая того, РУ нуждается в вентиляции, так как аппараты и проводники выделяют существенное количество теплоты.

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

План трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ с указанием главных размеров, также принципная 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 итоге расчетов, были выбраны силовые трансформаторы, трансформаторы тока, также коммутационные аппараты: выключатели перегрузки 10 кВ (для коммутации рабочих токов трансформаторов), предохранители 10 кВ (для защиты трансформаторов от токов к.з.), автоматические выключатели. Избран кабель от РУ 0,4 кВ до пользователя и проверен по тепловой стойкости, потерям напряжения в обычном режиме и при протекании пусковых токов.

Главный конструктивной индивидуальностью спроектированной ТП, является отсутствие встроенного РУ 10 кВ, т.е. ТП состоит лишь из 2-ух трансформаторных камер и РУ 0,4 кВ. Строительная часть ТП быть может выполнена разными методами. В крайнее время для электроснабжения промышленных компаний обширно используются комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ внутренней и внешной установки. Они делаются на заводах и крупноблочными узлами доставляются на пространство монтажа, что дозволяет убыстрить установка, уменьшить габариты подстанций и обеспечить наивысшую сохранность при обслуживании.

Библиографический перечень

1. электрический справочник по силовым трансформаторам марки ТМГ.

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

3. Электрооборудование электронных 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.

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

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

]]>