9

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Дипломный проект

Реконструкция подстанции ТП 35/10 кВ

Введение

трансформатор замыкание подстаниция высоковольтный

Электроэнергетика - есть производство электрической энергии, ее транспорта и реализации, за счет электрификации производственных процессов и развития бытовых потребителей.

В современном мире электрификация сельского хозяйства отводится особое место. На рубеже 20-21 веков экономика сельского хозяйства вынуждена перейти к интенсивному и малозатратному производству и самостоятельной переработки сельскохозяйственной продукции, что является единственным средством в достойном конкурировании на рынке сбыта.

Успеха добивается лишь те хозяйства, которые внедряют высокотехнологичное оборудование.

Для эффективной работы высокотехнологичных процессов беспрерывность их работы, что может обеспечить надежное электроснабжение и управление процессом через ЭВМ. Внедрение новых технологий требует перехода ранее существовавших производственных площадок из III категории электроснабжения во II а порой и в I (например, инкубация яиц).

Также наблюдается бурный рост потребления электрической энергии в бытовой сфере. Появление в продаже различного электроинструмента по анализу наращивает рост потребления электроэнергии с 2,5 до 10 кВт на одну семью.

Как промышленная, так и современная бытовая аппаратура требует высокого качества напряжения, даже при пиковых нагрузках и стихийных явлениях.

Производитель электроэнергии (энергосистема) заинтересованы в рентабельности своего производства, т.е. в разумной дешевизне электроэнергии. Что позволяет быть продукции доступной и обеспечивает больший сбыт.

Рентабельность в транспорте электроэнергии основывается на следующих моментах:

1) обслуживание передаточных устройств высококвалифицированным персоналом;

2) надежность в поставке продукции (надежность схем электроснабжения);

3) сокращение потерь на транспорт.

Сокращение потерь на транспорт электроэнергии заключается в следующем:

1) обоснованная дешевизна передаточных устройств, не исключающая надежности;

2) максимальная по времени длительность эксплуатации электрических сетей;

3) максимальная загрузка передаточных устройств по экономической плотности тока;

4) сокращение издержек на ремонт и эксплуатацию.

Однако, в «перестроечное» время, в попытках выжить, многие промышленные предприятия взяли в аренду сельскохозяйственные земли совместно с населенными пунктами, тем самым, получая продукцию напрямую, исключая перепродавцов. Далее убедившись в убыточности производства сельхозпродукции неспециалистами, промышленные и строительные предприятия отказались от сельских хозяйств, сбросив населенные пункты муниципальным образованиям.

В настоящее время в сельских акционерных обществах и муниципальных унитарных предприятиях сложились неблагоприятные условия эксплуатации электрических сетей. После перестройки финансирование данных предприятий резко сократилось, произошел отток специалистов, упал профессиональный уровень штата. Эксплуатацией сетей уделялось все меньшее внимание, оборудование старело, приходило в упадок и у эксплуатирующей организации едва хватало средств поддерживать его рабочее состояние.

Также имеет место самовольное разрастание потребителей в связи с индивидуальной застройкой, в результате изменялись нагрузки, а с ними, изменялось и качество электроэнергии. Многочисленные жалобы в адрес энергоснабжающей организации оставались безответными из-за отсутствие возможности реконструировать сети. Многократные аварийные отключения формировали в людях потребность в качественной электроэнергии.

Ослабление архитектурного надзора и надзора со стороны энергоснабжающей организации дало почву для самовольного расширения земельных участков владельцами индивидуальных построек. Наблюдается нарушение охранной зоны ВЛ. Создается опасность для населения (электроопасность и пожароопасность), а также затрудняется возможность произвести плановый или послеаварийный ремонт из-за трудности подхода ремонтной технике к опорам ВЛ. Насаждения под ВЛ способствуют схлесту или обрыву проводов при ветровых нагрузках.

Так как распались организации, ранее построившие и эксплуатировавшие данные сети (оптовый потребитель) осуществлявшие расчет с энергосетями 10, а порой 110 кВ, то энергосистема вынуждены вести расчет за электропотребление с конкретным потребителем (в частности бытовым). Следовательно, все потери в некачественных сетях 0,4-10 кВ вынуждена нести энергосистема. Вследствие чего энергоснабжающей организации целесообразно выкупить бросовые сети и сократить расход на транспорт электроэнергии (потери).

1. Характеристика объекта проектирования

РФ действует ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединяемых к ее сетям общего назначения».

В реальных условиях работы электрической сети параметры ее режима изменяются в достаточно широких пределах вследствие непрерывного изменения нагрузки потребителей, плановых и аварийных включениях и отключений отдельных приемников электроэнергии, элементов сети.

Для наиболее распространенных сетей трехфазного тока показателями качества отпускаемой электроэнергии является отклонение напряжения.

Филиал Минусинские электрические сети ОАО «Красноярскэнерго» 662600, г. Минусинск, Красноярский край, улица Пушкина 135. Дата государственной регистрации - 20.04.94 г. №276 в администрации

г. Красноярска. Регистрационный номер №12873 серии 8 - Б в администрации города Красноярска.

Филиал «ОАО Красноярскэнерго» «Минусинские электрические сети» обслуживает электрические сети семи административных районов юга Красноярского края: Минусинского, Шушенского, Ермаковского, Каратузского, Курагинского, Краснотуранского, Идринского.

На балансе предприятия 52 понизительных подстанций 35-220 кВ с установленной мощностью 1083750 кВА.

ЛЭП-220кВ-491 км, ЛЭП-110кВ-709 км, ЛЭП-35кВ-737 км, ЛЭП-10кВ-4562 км, ТП-10/0,4кВ-2328 шт. Объем эксплуатационного обслуживания составляет-31086 условных единиц.

На 01.01.2005 года на балансе предприятия было пятьдесят две понизительных подстанции с установленной мощностью 1058500 кВА

Увеличение установленной трансформаторной мощности произошло за счёт замены трансформатора ТМ - 2500 кВА на ТМ - 4000 кВА на ПС 35/10 кВ «Имис», трансформатора ТМ - 4000 кВА на ТМ - 6300 кВА на ПС 35/10 кВ «Шалаболино», установки второго трансформатора ТМН - 6300 кВА на ПС 35/10 «Док», замены трансформатора ТМ - 2500 кВА на ТМ - 4000 кВА на ПС 35/10 кВ «Ширыштык», замена трансформатора ТМ - 2500 кВА на ТМ - 4000 кВА на ПС 35/10 «Субботино» и принятия на баланс двух трансформаторов ТМ - 2500 кВА на ПС 35/6 «Артёмовск» и двух трансформаторов: ТМН - 3150 кВА и ТМН 4000 кВА на ПС 35/6 кВ «Чибижек». Электрооборудование» подстанции находится в удовлетворительном состоянии. Капитальные и текущие ремонты выполняются в соответствии с годовыми графиками ремонтов.

Чтобы обеспечить бесперебойную работу энергосистемы необходимо иметь полные сведения о оборудовании, линиях электропередачи и подстанциях, которых на сегодняшней день на балансе предприятия МЭС не мало, одна из подстанций «Колмаково».

Понизительная подстанция «Колмаково» напряжением 35/10 кВ расположена в Знаменском районе в селе Колмаково.

Она была построена по заказу МЭС Красноярскэнерго и присоединена к единой энергосистеме Красноярскэнерго.

Подстанция расположена в районе, где средняя температура воздуха самой холодной пятидневки составляла -40С, климат умеренный. Максимальная температура воздуха летом +40С, а минимальная зимой -50⁰С. Среднегодовая температура составила 0⁰С. Загрязнённость атмосферы имеет вторую степень, так же второй район по гололёду и третий район по ветру. Снеговой покров достигает 0,39 м. Что касается грунта, то это супесь твёрдая без грунтовых вод, с глубиной промерзания 2,0 м. Сейсмическая устойчивость равна шести баллам.

Подстанция конструктивно принята блочная, КТП с беспортальным приёмом ВЛ-35 кВ типа КТП 35/10-2*4000-35-5 В, с проектной мощностью 8 мВА.

Основное оборудование подстанции помимо силовых трансформаторов это:

Ячейки КРУН (КРУ) типа КРН-IV-10У1,10 кВ-14 шт.

Трансформаторы собственных нужд типа ТМ-25/10, 10/0,4кВ-2 шт.

Выключатели типа ВТ-35-800-12,5У1, 35кВ-3 шт., ВММ-10, 10кВ-10 шт.

На подстанции используется оперативный переменный ток с напряжением 220 В.

Поскольку подстанция находится в районе с годовой интенсивностью грозовой деятельности равной 40-60 часов, защита от прямых ударов молнии осуществляется при помощи концевой опоры. Заземляющее устройство подстанции рассчитано по условию растекания и не превышает 10 Ом.

Данная подстанция предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, расположенных в зоне действия сетей 10 кВ этой подстанции. Также подстанция имеет потребителей первой категории это КМН-800 голов в селе «Колмаково».

2. Обоснование реконструкции участка сети РЭС-1

Понизительная подстанция «Колмаково» напряжением 35/10 кВ расположена в Знаменском районе в селе Колмаково.

Подстанция построена в 1989 году, имеет четыре отходящих линии, на ней установлен трансформатор типа ТМН 1000/35, мощностью 1000 кВА.

Нагрузка подстанции неоднородна.

С развалом колхоза «Прогресс» с. Майское утро произошло перераспределение нагрузки от сельскохозяйственного потребителя в частный сектор и фермерским хозяйствам. Также в селе строятся жилые дома с электроотоплением нагрузка у каторых значительно отличается, поэтому фидер 7-04 перегружен.

В следствии чего появилась необходимость подключения еще двух отходящих линий 10 кВ (фидер Ф 7-01 и Ф 7-05). Следовательно, нагрузка увеличилась, ее расчетное значение составило 5625,0 кВА.

Исходя из этого, ясно видно, что ныне установленный трансформатор не устраивает требованиям по мощности, так же предлагается установить второй трансформатор, для бесперебойной подачи электроэнергии. Немаловажную роль играет и то, что оборудование подстанции морально и физически устарело.

Со стороны строительных норм, фундамент рассчитанный на установку трансформатора мощностью 1000 кВА, допускает установку трансформатора мощностью 1600 кВА но не более, что в свою очередь тоже не удовлетворяет условиям по мощности.

Исходя из выше перечисленного, можно сделать вывод, что необходима реконструкция подстанции с установкой двух трансформаторов мощностью 4000 кВА, что так же связано с перспективным расширением мощностей.

3. Расчет электрических нагрузок потребителей

Расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом (одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии) без электронагревательных приборов определяется в зависимости от существующего внутриквартирного потребления. Значение существующего электропотребления принимается по данным обследования потребителей электроэнергии в сельской местности.

Примем расчетные нагрузки на вводе жилых сельских домов с электроплитами, равными 6 кВт [1] (стр. 758).

Коэффициент участия в дневном максимуме для расчетной нагрузки на вводе в жилой дом с электроплитами k_уд=0,6, а коэффициент участия в вечернем максимуме k_ув=1.

Максимальные нагрузки неоднородных потребителей и отличающихся по мощности более чем в четыре раза суммируют табличным методом путем сложения большей нагрузки с табличной добавкой Р, соответствующей меньшей нагрузке.

Если максимальные нагрузки потребителей однородны и отличаются друг от друга не более чем в четыре раза, то расчетные мощности участков определяют путем суммирования максимальных нагрузок потребителя с учетом коэффициента одновременности k₀ по следующим формулам:

Р_д=k₀* Р_дп

Р_в=k₀* Р_вп,

где k₀ - коэффициент одновременности

Р_д и Р_в - дневная и вечерняя расчетные нагрузки на участке линии, кВт

Р_дп и Р_вп - дневной и вечерней максимумы нагрузок на вводе п-го потребителя, кВт.

Значение коэффициента одновременности в зависимости от числа ТП принимаем по таблице. [3]

Если расчетную мощность ТП определяют по одному из максимумов, то коэффициенты дневного kд и вечернего kв максимумов нагрузок принимают следующими;

а) для ТП с производственной нагрузкой

kд= 1; kв = 0,6;

б) для ТП с коммунально - бытовой нагрузкой при наличии электроплит

kд = 0,5; kв = 1;

в) для ТП с коммунально - бытовой нагрузкой без электроплит

kд = 0,3; kв =1

Определим дневную и вечернюю мощность ТП 10/0,4 кВ питающихся от ТП 35/10 кВ по формулам:

Р_д = Рном * k_д

Р_в = Рном * k_в,

где Р_д и Р_в - дневная вечерняя максимальная нагрузка ТП, кВт;

Р_ном - номинальная мощность ТП, кВт;

k_д и k_в - коэффициенты дневного и вечернего максимумов.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 1 Расчетные нагрузки потребителей

№ фидера, ТП	Потребитель	Рном кВт	Рд кВт	Рв кВт
Ф7-04 2340 2331 2341 2337 139 143 142 141 2336 147 2339 145 138 148 Ф7-01 2345 2342 2343 2338 2347 Ф7-05 165 2335 2331 2332 2333 Ф7-02 2111 Ф 7-07 110 111 112 113 114 Ф7-08 115 116 117	ЗАВ-50 МТФ контора Клуб село Жерлык село Жерлык АВМ школа заправка село Жерлык пасека рассадник зерноток зерноток село Жерлык село Жерлык пекарня село Жерлык село Жерлык ФКРС л/дойка МТФ. водокачка село Жерлык новая улица Село ФКРС Село АВМ Мтф Кошара Кошара АЗС	160 100 100 160 160 160 250 160 100 160 63 100 630 630 100 250 100 250 630 160 160 160 160 250 100 250 100 250 160 630 63 63 63	160 30 100 48 48 160 250 160 100 48 63 100 630 630 100 250 100 250 630 48 48 160 48 250 30 250 30 250 48 630 63 63 63	96 100 60 160 160 96 150 96 60 160 37,8 60 378 378 60 150 60 150 378 160 160 6 160 150 100 150 100 150 160 378 37,8 37,8 37,8

Зная дневной и вечерний максимум, составляем расчётную схему

Рисунок 1 - Расчётная схема ВЛ 10 кВ поселка Колмаково

Определяем расчётные нагрузки на каждом из фидеров ВЛ 10 кВ по расчётной схеме. Дневные (в числителе) и вечерние (в знаменателе) максимумы нагрузок ТП даны на схеме. Производим расчёт для фидера

Ф7-04

Таблица 2 - Дневные и вечерние мощности

ТП / Участок	Рд, кВт	Рв, кВт
	Рд=Рдм+Р	Рв= Рвм+Р
141-8 2336-8 8-6 143-7 139-7 6-7 2337-6 3-6 147-5 2339-5 4-5 142-4 145-4 3-4 138-3 2-3 2331-2 148-2 1-2 2340-1 2341-1 ТП35/10-1	160 100 160+74,5=234,5 160 48 160+34,8=194,8 48 234,5+151+34,8=420,3 48 63 63+34,8=97,8 250 100 250+73+74,5=397,5 630 630+310+332=1272 30 630 1272+20,4+508=1800,4 160 100 1800,4+123+74,5=1997,9	96 60 96+44=140 96 160 160+71,5=231,5 160 231,5+123+106=406,5 160 37,8 160+26,5=186,5 150 60 186,5+115+44=349,5 378 460,5+297+275=1032,5 100 378 1032+74,5+295=1402 96 60 1402+71,5+44=1517,5

Расчёт остальных фидеров выполняем аналогично, полученные данные сносим в таблицу 3.

Таблица 3 - Дневные и вечерние мощности

ТП / Участок	Рд, кВт	Рв, кВт
Ф7-01 2342-11 2343-11 10-11 2338-12 2347-12 10-12 2345-10 ТП35/10-10 Ф 7-05 2332-14 2335-14 15-14 2331-15 16-15 2333-16 165-16 ТП35/10-16 Ф7-02 ТП35/10-2111 Ф7-07 112-17 111-17 114-17 18-17 113-18 110-18 ТП35/10-18 Ф7-08 116-13 115-13 117-13 ТП35/10-13	250 100 324,5 250 630 824 100 1151,5 48 48 86,4 160 224 250 48 459 30 250 30 630 884,4 48 250 1113,2 63 63 63 160	150 60 194 150 378 493 60 687 160 160 288 96 359,5 150 160 597,5 100 150 100 378 567,5 160 150 805,5 37,8 37,8 37,8 96,4

Определяем расчётную мощность трансформаторной подстанции 35/10 кВ от которой отходят шесть фидеров 10 кВ с максимальной нагрузкой головных участков в дневной и вечерний максимум.

Ф7-04 Р_д=1998 кВт Р_в =1517,5 кВт

Ф7-01 Р_д =1151,5 кВт Р_в =687 кВт

Ф7-08 Р_д =160 кВт Р_в =96,4 кВт

Ф7-05 Р_д =459 кВт Р_в =597,5 кВт

Ф7-02 Р_д =30 кВт Р_в =100 кВт

Ф7-07 Р_д =1113,2 кВт Р_в =805,5 кВт

Выполняем суммирование табличным методом:

Р_д =1998+960+123+365+20,4+923=4389,4 кВт

Р_в =1517,5+558+71,5+479+74,5+655=3355,5 кВт

Трансформаторы выбираем по большему максимуму. Коэффициенты мощности на шинах 10 кВ подстанции при Sд/Sв=4389,4 / 3355,5=1,3, находим из таблицы 4.7 [3]: Cos д=0,78; Cos в=0,82

Определяем полную мощность трансформаторов

S_т=Р / Cos

S_тд=Р_д / Cos _д =4384,4/0,78=5621,9 кВА

S_тв=Р_в / Cos _в =3355,5/0,82=4092 кВА

4. Расчет месторасположения подстанции

При выборе площадки для строительства подстанции нужно руководствоваться рядом требований, одно из которых - расположение подстанции в центре нагрузок.

Центр нагрузок можно определить тем же способом, что и определение центра тяжести фигуры, используя аналогию между массами и электрическими нагрузками потребителе в зоне электроснабжения от проектируемой подстанции.

Координаты расчётного центра нагрузок Хр и Ур определяются по следующим формулам:

Хр= и Yp=,

где Si - расчетная мощность i-й потребительской подстанции

xi и yi - проекция Si соответственно на оси x и y;

Si - сумма расчетных мощностей всех потребительских подстанций в зоне электроснабжения от проектируемой ТП.

Определяем центр нагрузок для потребителей изображенных выше на рисунке 1.

По построенным координатам определяем Xp и Yp.

Xp=(160*13,3+100*15+100*15,5+160*16,5+160*17,5+160*11,4+160*8,8+160*18,3+100*17,2+160*2,2+63*21,2+100*20+630*18,7+630*17,8+100*16,6+250*18,3+10*19,6+250*20,5+630*20,3+250*10,4+100*9+160*4+160*5+160*2+630*2,2+100*3,5+250*4,5+160*7,0+630*1,0+63*13,7+63*10+63*13,8)/(160+100+100+160+160+160+160+160+100+160+63+100+630+630+100+250+100+250+630+250+100+160+160+160+160+630+100+250+160+630+63+63+63)=87651/7122=

12,3 см.

Yp=(160*8,1+100*10+100*8,3+160*11,5+160*12+160*19+160*10,5+ 160*10+100*8,6+160*7,5+63*6,7+100*6,3+630*7,3+630*6,9+100*4+250*1,6+100*2,7+250*4,7+630*5,7+250*10,4+100*7,3+160*2,2+160*1+160*2,5+160*1,5+630*4,5+100*6+250*7,5+160*11,5+630*9,5+63*4,5+63*2,5+63*0,5)/(160+100+100+160+160+160+160+160+100+160+63+100+630+630+100+250+100+250+630+250+100+160+160+160+160+630+100+250+160+630+63+63+63+)=49189,6/7122=6,9 см.

Если центр нагрузок находится в пункте, не удовлетворяющим требованиям НТПС, то площадка для строительства подстанции намечается в ближайшем от центра нагрузок пункте, удовлетворяющем этим требованиям.

Пользуясь полученными координатами, находим центр нагрузок на рисунке 2.

Центр нагрузок удовлетворяет требованиям НТПС, поэтому площадка под строительство будет находиться в месте, как показано на рисунке 2.

Рисунок 2 - Определение месторасположения подстанции

5. Расчет мощности трансформатора, выбор числа и типа трансформаторов

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа ТМН 4000/35-80У1.

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:

К_з= S _расч. / 2 S_н.тр.= 5625,9/2*4000=5625,9/8000=0,55

Проверяем возможность работы трансформаторов при отключении одного из них.

В аварийном режиме коэффициент загрузки составит

К_{З АВ} = =1,4, что допустимо.

Учитывая, что в этом режиме питание потребителей I категории не нарушается, а потребители II и III категории допускают перерыв на некоторое время считаем, что установка второго трансформатора такой же мощности приемлемо.

Выбираем для установки два трансформатора мощностью по 4000 кВА. (таблица 4.1 и 4.2)

Таблица 4.1 Параметры трансформаторов ТМН 4000/35-80У1.

Тип (мощность)	UВН, кВ	UНН, кВ	РХХ, кВт	РКЗ, кВт	UК %	IХХ%
ТМН 4000/35-80У1.	35	11	6,7	36,850	7,54	0,83

Таблица 4.2 Габаритные размеры трансформатора ТМН 4000/35-80У1.

Длина, м	Ширина, м	Высота, м	Масса масла, кг	Масса полная, кг
3,71	3,57	3,71	3750	12625

6. Расчёт токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания проводим для выбора электрооборудования, средств защиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему замещения для первого источника питания.

Рисунок 3 - Схема замещения от энергосистемы первого источника питания

Мощность системы 80,0 МВА.

Определяем сопротивление схемы замещения от подстанции

Xc=, где

U_cp - среднее напряжение, кВ

U_cp2=37кВ

S_c - мощность системы от которой питается подстанция, кВА

S_c=80000 кВА

X_C1=37²/80000=1369/80000=0,02 Ом

Определяем сопротивление ВЛ-35 кВ

X₁=R_o*L,

где L-длина линии, км.

L =25,19 км.

R_o=0,24 Ом/км для провода АС-120

X₁=0,24*25,19=6 Ом

Определяем сопротивление трансформатора

X₃=X₄=U_K% /S_н,

где U_K=7,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора, %

S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА

S_н=4000 кВА

X₃=X₄=7,5/4000=1,8^-3 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К-1

Суммируем сопротивление системы и сопротивление воздушной линии.

X₁=X_C1+X₁=0,02+6=6,02 Ом

Определяем ток короткого замыкания в точке К-1:

I_к.з.=U_cp/* X₁=37/1,73*6,02=37/10,4=3,55 кА.

Ударный ток короткого замыкания в точке К-1:

i_y=*K_y*I_к.з.,

где K_y - ударный коэффициент

K_y=1,608

i_y=1,41*1,608*3,55=8,07 кА

Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К-2

X₂= X₁+X₃=6,02+1,8^-3=6,02 Ом

Определяем ток короткого замыкания в точке К-2 при U_cp=10,5 кВ

I_к.з= U_cp/* X₂=10,5/(1,73*6,02)=10,5/10,4=1,0 кА

Рассчитываем ударный ток короткого замыкания

i_y=*K_y*I_к.з=1,41*1,608*1,0=2,27 кА

Составляем схему замещения от системы энергоснабжения второго источника питания мощностью 32000кВ*А

Рисунок 4 - Схема замещения от подстанции

Определяем сопротивление схемы замещения от подстанции

X_C2=U²_cp/S_C=37²/32000=1369/32000=0,04 Ом

Определяем сопротивление воздушной линии 35кВ

X₂=R_o*L=0,24*18,64=4,47 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке К-3

Для этого суммируем сопротивление системы и воздушной линии.

X₃= X_C2+X₂=0,04+4,47=4,51 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания

I_к.з= U_cp/* X₃=37/(1,73*4,51)=4,74 кА

Определяем ударный ток короткого замыкания

i_y=*K_y*I_к.з=1,41*1,608*4,74=10,7 кА

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке К-4

X₄= X₃+X₃=4,51+1,8^-3=4,51 Ом

Рассчитываем ток короткого замыкания

I_к.з= U_cp/* X₄=10,5/(1,73*4,51)=10,5/7,8=1,34 кА

Определяем ударный ток короткого замыкания

i_y=*K_y*I_к.з=1,41*1,608*1,34=3 кА

7. Выбор электрооборудования подстанции на ВН и НН

Надежная и экономическая работа электрических аппаратов и токоведущих частот может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Выбор оборудования на стороне 35 кВ

7.1 Выбор шин 35 кВ.

на стороне 35 кВ принимаем гибкую ошиновку и проверяем ее по следующим условиям:

а). По допустимому току

I_MAX I_ДОП., где

I_MAX=Р_НАГР./*U_H, где

Р_НАГР - максимальная мощность нагрузки

U_H - номинальное напряжение

I_MAX=4389/(1,7*35) = 4389/59,5 = 73,7 А.

Принимаем гибкие шины марки АС-70 с I_ДОП=265 А [2.]

73,7 А 265 А

б). Проверяем шины на термическую стойкость.

Необходимо чтобы выполнялось следующее условие:

q_MIN. q, где

q-выбранное сечение

q_MIN.-минимальное сечение проводника по термической стойкости.

q_MIN.=/C, где

С - коэффициент соответствующий разности выделяемого тепла в проводнике до и после короткого замыкания. Принимаем С=91.

Вк - тепловой импульс

В_к=I²_П.О.(t_ОТК.+Т_А), где

I_П.О. - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания. I_П.О.=2 кА

I_П.О.=U_НОМ/*X, где

U_НОМ - номинальное напряжение линии U_НОМ= 37 kВ

X - суммарное сопротивление системы и ВЛ

X = X_C1 + X₁ + X₂, где

X_C1 - сопротивление системы, Ом

X₁ - сопротивление ВЛ от первого потребителя, Ом

X₂ - сопротивление ВЛ от второго потребителя, Ом

X = 0,02 + 6 + 4,47 = 10,49 Ом

I_П.О.= 37/(1,7*10,49) = 37/ 17,8 = 2 kА

t_ОТК - время отключения (время действия к.з.), с

t_ОТК = t_РЗ + t_ОТК.В., где

t_РЗ - время действия основной релейной защиты данной цепи

t_РЗ = 0,1 с

t_ОТК.В. - полное время отключения выключателя t_ОТК.В. = 0,14 с

t_ОТК.В. = 0,1 + 0,14 = 0,24 с

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей

тока к.з. Т_А = 0,115 с

В_К = 2² * (0,24 + 0,115) = 1,42 кА²*с

g_MIN = 1,42 / 91= 13,0 мм²

13,0 13,5 мм²

Сечение провода АС-70 удовлетворяют всем условиям.

7.2 Выбор ограничителя перенапряжений на стороне 35 кВ

Ограничитель перенапряжений выбираем по установленному напряжению,

Выбираем ограничитель перенапряжений типа ОПН-П1-35II УХЛ1 [2]

Ограничитель перенапряжений ОПН-П1-35II УХЛ1, предназначен для защиты электрооборудования подстанций и сетей на класс напряжения 35 кВ с изолированной нейтралью переменного тока частоты 50 Гц от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Условия эксплуатации

Ограничитель перенапряжений предназначен для работы в условиях, нормированных ГОСТ 15543.1-89, для климатического исполнения УХЛ категории 1 по ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение

В структуре условного обозначения принято:

О	- ограничитель;
П	- перенапряжения;
Н	- нелинейный;
П	- полимерная изоляция;
1	- опорное исполнение установки;
35	- класс напряжения сети, кВ;
II	- степень загрязнения атмосферы по ГОСТ 9920-89;
УХЛ	- климатическое исполнение;
1	- категория размещения;

Технические данные

Класс напряжения сети	35
Наибольшее рабочее напряжение (длительно действующее)	40,5
Номинальный разрядный ток	10
Остающееся напряжение при импульсном токе 8/20 мкс
· с амплитудой тока 500 А	102
· с амплитудой тока 5000 А	120
· с амплитудой тока 10000 А	127
Расчётный ток коммутационного перенапряжения на волне 30/60 мкс	400
Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения	101
Установленное число разрядов максимальной интенсивности
· при волне тока 8/20 мкс с амплитудой 10 кА	20
· при комбинационной волне (прямоугольная волна 2000 мкс с амплитудой 400А)	20
· при волне импульсного тока 4/10 мкс с амплитудой 65 кА	2

U_ном U_уст кВ

35 = 35 кВ

Ограничитель подходит по условию, поэтому принимаем его к монтажу.

7.3 Выбор разъединителя

Разъединители серии РДЗ предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрической сети высокого напряжения, а также заземления отключённых участков при помощи стационарных заземляющих ножей.

Разъединители серии РДЗ состоят из отдельных полюсов, которые могут использоваться в однополюсном и трёх полюсном варианте установки на горизонтальной плоскости. Разъединители на класс напряжения 35 и 110 кВ на номинальный ток 1000 А допускают установку на вертикальной плоскости. Полюс разъединителя выполнен в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей в горизонтальной плоскости и состоит из цоколя, изоляционных колонн, токоведущей системы и заземляющего устройства.

Контактные ножи разъединителя на 1000А выполнены из двух медных параллельных шин, установленных «на ребро», один конец которых гибкими связями соединён с контактным выводом, а на другом образован разъёмный контакт. Контактные ножи разъединителей на 2000 и 3150А состоят из двух контактных ножей на 1000А. В заземляющее устройство разъединителя входят ножи заземления, стационарно установленные на цоколе разъединителя и неподвижный контакт, установленный на главном контактном ноже. Основные части разъединителей, выполненные из чёрных металлов, имеют стойкое антикоррозийное покрытие - горячий или гальванический цинк.

Условия эксплуатации

Температура окружающей среды от +40С до -60С - для исполнения УХЛ1; и от -10С до +45С - для исполнения Т1;

Относительная влажность воздуха до 100% при температуре +25С; толщина корки льда до 10 мм - для разъединителей 35 и 110кВ; до 20 мм - для разъединителей 150 и 220кВ;

Скорость ветра без гололёда 40 м/с; скорость ветра с гололёдом не более 15 м/с;

Категория изоляции - «А» или «Б»;

Климатическое исполнение - УХЛ1 и Т1.

Привод

Разъединители серии РДЗ приводятся в действие ПРГ-2Б УХЛ1.

Условное обозначение

В структуре условного обозначения принято:

Р	- разъединитель;
Д	- двухколонковый;
З	- наличие заземлителей;
2	- количество заземлителей;
35	- номинальное напряжение;
Б	- усиленное исполнение изоляции;
1000	- номинальный ток;
НУХЛ	- климатическое исполнение;
1	- категория размещения;

Принимаем разъединитель типа РДЗ-2-35/1000 и проверяем его по условиям

а). По напряжению установки

U _уст. U_ном. кВ

35 37 кВ

б). По току

I_max I_ном. А

73,7 1000 А

в). По электродинамической стойкости

i_у i_пр.с., где

i_пр.с. - предельный сквозной ток при к.з., кА

i_у-ударный ток при к.з., кА

10,7 64 кА [2]

г). По термической стойкости

Вк I²тер.* tтер. кА²*с, где

I_тер. - предельный ток термической стойкости

Iтер.=25 кА [2]

t_тер. - длительность протекания предельного тока термической стойкости

t_тер.=4 с

В_к 25²*4=2500 кА²*с

1,42 2500 кА²*с

Принимаем к нему привод ПРН-220М [2]

7.4 Выбор трансформатора тока на стороне 35 кВ

Принимаем трансформатор тока типа ТФЗМ 35-У1 вариант исполнения 200/5 А и проверяем его по условиям:

а). По напряжению установки

U_уст. U_ном., кВ, где

35=35 кВ

U_ном. - напряжение номинальное трансформатора тока

б). По току

I_max I_1ном кА, где

I_1ном. - первичный номинальный ток трансформатора тока

73,7 200 кА

в). По электродинамической стойкости

i_у i_дин. кА, где

i_дин. - ток электродинамической стойкости трансформатора тока

10,7 < 20 кА

г). По термической стойкости

Вк I²_тер.* t_тер. кА²*с, где

I_тер. - ток термической стойкости трансформатора тока

I_тер.=15 кА

t_тер. - время термической стойкости трансформатора тока. t_тер.=3 с.

1,42 < 675 кА²*с

По всем параметрам этот трансформатор подходит, аналогом его является трансформатор тока ТВ-35/10 исполнения 200/5 А

К монтажу принимаем любой из этих трансформаторов.

7.5 Выбор выключателя на стороне 35 кВ

Принимаем вакуумный выключатель типа ВВВ и проверяем его по условиям:

а). По напряжению установки

U_уст. U_ном.

35=35 кВ

б). По длительному току

I_max I_ном.

73,7 < 800 А

в). По отключающей способности

I_п.о. I_{ном.отк.} кА

2 < 5,0 кА

i_у i_{а ном}.=*н. *I_{отк. ном.}

=1-номинальное время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов

_н. - нормированное содержание апериодической составляющей в отключенном токе %

_н.=10%

10,7 < 1,4 * 10 * 5

10,7 < 70 кА

г). По электродинамической стойкости

I_п.о. i_дин.

2 < 10 кА

д). На термическую стойкость выключатель проверяют по тепловому импульсу тока к.з.

В_к I_тер.² * t_тер. кА²*с

1,42< 26²*4

1,42 < 2704 кА²*с

Принимаем к нему привод ПП-67

Выбор оборудования на стороне 10 кВ

7.7 Выбор ошиновки 10 кВ

Ошиновку выполняем жесткими шинами прямоугольного сечения.

а). Шины выбираем по длительно допустимому току:

I_max I_доп А

I_max=Р_нагр/*U_н=4389/*10=258 А

Принимаем шины прямоугольным сечением алюминиевые, одна полоса на фазу, размером 25*3 мм, для которых ток допустимый

I_доп=265 А [2]

258 < 265 А

б). Проверяем шины на термическую стойкость

g_min g мм², где

g-выбранное сечение,

g_min-минимальное сечение проводника по термической стойкости.

g_min=Вк/С, где

В_к - тепловой импульс,

С - коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике до и после короткого замыкания. С=91

В_к=I_п.о.²*(t_отк+T_a), где

I_п.о.²=0,5 кА

t_отк=0,18 с

T_a=0,115 с

В_к=0,5²*(0,18+0,115)=0,073 кА²*с

g_min=0,073 / 91=3,0 мм²

Сечение выбранных шин удовлетворяет условию термической стойкости.

Пролёт между изоляторами L при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц для алюминиевых шин, определяется по формуле:

L² (173,2/200)*J/g^, где

g - поперечное сечение шины

g =75 мм²,

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴

J=b*h³/12, где

b - толщина шины

h - ширина шины

J = 0,3*2,5³/12 = 0,39 см⁴

L² (173,2/200)*0,39/7,5 = 0,19 см²

L 0,43 м

Принимаем пролёт L=0,4 м

в). Проверка шин на механическую прочность

Определяем наибольшее удельное усилие при трёхфазном к.з.

F=*10^-7(i_у²/a) Н/м, где

a - расстояние между соседними фазами

а = 0,8 м

i_у - ударный ток трёхфазного к.з. А

F=*10^-7*(3000²/0,8)=1,9 Н/м

Определим изгибающий момент

_{расч доп}

для алюминиевых шин _доп=40 МПа

_расч=M/W=*10^-8(i²_у*L²/W*a), где

W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия, см²

W=b*h²/6=0,3*2,5²/6=0,31 см²

_расч=1,7*10^-8*(3000²*0,43²/0,31*0,8)=0,11 МПа

0,11 < 40 МПа

Шины механически прочны.

7.8 Выбор изоляторов 10 кВ

Для крепления ошиновки на стороне 10 кВ принимаем опорные изоляторы марки ОНШ-10-500.

7.9 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ

Предохранители токоограничивающие ПКТ, ПКН

Рисунок 7.9.1 Внешний вид ПКТ, ПКН

Предохранители предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий 10 кВ.

Выбор предохранителей для защиты трансформаторов напряжения и собственных нужд производим по напряжению установки.

U_уст U_ном

10 =10 кВ

Принимаем предохранитель типа ПКТ-10 для трансформаторов напряжения и ПКТ-10 для трансформатора собственных нужд.

Выбор разъединителей 10 кВ

Разъединитель - высоковольтный коммутационный аппарат, предназначенный для разъединения и переключения отдельных участков электрических цепей при отсутствии в них тока; создаёт видимый разрыв электрической цепи. Разъединители применяются в высоковольтных распределительных устройствах, главным образом для обеспечения безопасности профилактических и ремонтных работ на отключенных участках. В отдельных случаях с помощью разъединителей отключают небольшие токи (например, токи намагничивания трансформаторов небольшой мощности или токи ненагруженных линий небольшой длины).

Разъединители применяют также для секционирования шин и переключения электрических линий с одной системы шин распределительного устройства на другую.

Разъединитель состоит из подвижных и неподвижных контактов, укрепленных на изоляторах. Для приведения в действие подвижного контакта используется изолятор, с помощью которого он сочленяется с приводом.

Разъединители различают:

· по роду установки (внутренние, наружные);

· по числу полюсов (однополюсные, трёхполюсные и др.);

· по способу управления (ручные, дистанционные).

Для предотвращения ошибочных операций применяют механические, электрические или комбинированные блокировочные устройства, предотвращающие отключение или включение разъединителя, когда соответствующий высоковольтный выключатель находится в положении «включено». Разъединители должны обладать способностью длительно пропускать номинальный ток нагрузки, а также высокой термической и динамической устойчивостью (стойкостью) при сквозных токах короткого замыкания.

Разъединители серии РЛНД-1 предназначены для включения и отключения под напряжением обесточенных участков цепи высокого напряжения, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей.

Конструкция

Рисунок 7.9.2 - Разъединитель серии РЛНД-1

Разъединитель серии РЛНД-1 выполнен в виде трехполюсного (на одной раме) аппарата горизонтально-поворотного типа, каждый полюс которого имеет один поворотный и один неподвижный изоляторы, на которых расположена контактная система. Разъединитель имеет один или два стационарных заземлителя. Размыкаемые соединения главного и заземляющего контуров осуществляются через ламельные контакты, контактное нажатие в которых создается пружинами. Основные части разъединителя, выполненные из черных металлов, имеют стойкое антикоррозийное покрытие - горячий или гальванический цинк. Разъединитель РЛНД-1 -10Б выполнен на фарфоровых изоляторах, РЛНД-1-10, II и РЛНД-1-10.IV - на полимерных изоляторах с трекинг-эрозионностойким покрытием, имеющих высокие разрядные характеристики в загрязненном и увлажненном состоянии и механические характеристики, обеспечивающие надежную работу разъединителя при сейсмических воздействиях до 9 баллов по шкале МSК-64.

Условия эксплуатации

Температура окружающейсреды от +40°Сдо -6ОС;

Высота над уровнем моря не более 1000 м;

Толщина корки льда до 10 мм;

Скорость ветра без гололеда не более 40 м/с;

Скорость ветра с гололедом не более 15 м/с.

Привод

Разъединители серии РЛНД управляются приводом ПРГ-2 УХЛ1 или ПРН-10 МУ1. Приводы имеют механическую блокировку между главными ножами и заземлителями.

Условное обозначение

В структуре условного обозначения РЛНД-X-10Б-XXXН УХЛ1 принято:

Р	- разъединитель;
Л	- линейный;
Н	- наружной установки;
Д	- количество опорных изоляторов (два);
I	- исполнение с неподвижнымконтактнымвыводом на поворотном изоляторе;
1, 2	- количество заземлителей;
10	- номинальное напряжение;
Б	- усиленное исполнение изоляции;
200,400	- номинальный ток;
Н	- повышенной надежности;
УХЛ	- климатическое исполнение;
1	- категория размещения;

Предлагаем следующие виды разъединителей: РЛНД-10/400, РВЗ-10/630, РВФЗ-10/630, РДЗ-10/630 и РДЗ-110/1000.

а). По напряжению установки

U_уст U_ном кВ

10=10 кВ

принимаем разъединитель РВЗ-10 [2]

б). По току

I_max I_ном, А

258 < 400 А

в). По электродинамической стойкости

I_п.о. I_пр.с., кА

0,5 < 41 кА

г). По термической стойкости

В_к I_тер²*t_тер

I_тер - предельный ток термической стойкости,

I_тер=16 кА

t_тер - допустимое время протекания тока,

t_тер=1 с

В_к 16²*1=256 кА²*с

0,073 < 256 кА²*с

Тип привода ПР-10. [2]

7.10 Выбираем выключатель 10 кВ

Выключатели предназначены для частых коммутаций электрических цепей в нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с напряжением 6-10 кВ и для замены маломасляных выключателей в действующих КРУ, КСО и других распределительных устройствах.

Основные параметры

	ВБТЭ-М (М1) - 10-20	ВБТЭ-М (М1) - 10-31,5
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	630,1000,1600
Номинальный ток отключения, кА	20	31,5
Собственное время вкл., с, не более	0,1
Собственное время откл., с, не более	0,03
Ток потребления электромагнита: влючения, А, не более отключения, А, не более	60 2,0 (1,0)
Номинальное напряжение питания цепей управления: постоянного тока, В переменного тока, В	-220 (-110*) -220,50 Гц
Привод	электромагнитный
Климатическое использование	У2
Масса, кг, не более	96…112 в зависимости от исполнения
Габаритные размеры, мм	612x550x738

Вакуумные выключатели серии ВВ/TEL



Вакуумные выключатели ВВ/TEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.

Вакуумные выключатели ВВ/TEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска.

Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВ/TEL-10:

1. Высокий коммутационный и механический ресурс

Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL-10-20/1000 общепромышленного исполнения рассчитаны на коммутационный ресурс - 50 000 циклов «ВО» при номинальном токе, механический ресурс привода при этом составляет 150 000 циклов «ВО», а выключатели для частых коммутаций, ориентированные на работу в электротермических установках выдерживают 150 000 циклов «ВО» при номинальном токе, при этом все выключатели имеют ресурс 100 циклов «ВО» или 150 операций отключения при номинальном токе отключения 20 кА. Такого числа циклов В-О не могут предложить даже зарубежные аналоги, стоимость на приобретение которых значительно превосходят стоимость выключателей ВВ/TEL.

2. Отсутствие необходимости в проведении текущего, среднего и капитального ремонтов

Выключатель ВВ/TEL действительно не требует проведения планово-предупредительных ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации благодаря высокой надежности конструкции, отсутствию изнашивающихся деталей и высокой стабильности заводских регулировок выключателя. Для поддержания высокой эксплуатационной готовности рекомендуются следующие операции по обслуживанию выключателя (согласно ИТЕА 674152.003 РЭ р. 3):

· протирка изоляции сухим безворсовым материалом;

· проверка электрической прочности главных цепей выключателя промышленным напряжением 42 кВ (1 мин);

· замер переходного сопротивления главных цепей выключателя;

· проверка выключателя многократными опробываниями (не менее 5 включений - отключений).

Таблица 7.9.1 Основные технические параметры выключателя типа ВБЧЭ 10

Наименование параметра
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА Предельный ток термической стойкости, кА Ток электродинамической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Собственное время отключения, с не более Собственное время включения, с не более Коммутационная износостойкость, циклов ВО: - при номинальном токе отключения - при номинальном токе 630 А, 1000 А 1600 А Механический ресурс, циклов ВО	10 630, 1000, 1600 20 20 51 3 0,03 0,2 50 50 000 40 000 50 000

а). По напряжению установки

U _уст U _ном кВ

10 10 кВ

б). По длительному току

I_мах I_ном А

258 < 400 А

в). По отключающей способности

I_п.о. I_{ном. отк} кА

0,5 10 кА

i_y i_{a ном}=*_н *I_{ном.отк.}

=1-номинальное время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов.

_н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключенном токе%

3 < 1,4*10*10 = 140 кА

3 < 140 кА

г). По включаемой способности

I_п.о. I_дин кА

0,5 25 кА

д). По электродинамической стойкости

I_п.о. I_дин кА

0,5 10 кА

е). На термическую стойкость выключатель проверяют по тепловому импульсу тока к.з.

В_к I_тер²*t_тер кА²*с

0,073 10²*4 кА²*с

0,073 400 кА²*с

Принимаем выключатель BB/TEL.

7.11 Выбор трансформатора тока в цепи 10 кВ

Принимаем трансформатор тока типа ТВК-10

а). По напряжению установки

U_уст U_ном кВ

10 = 10 кВ

б). По длительному току

I_мах I_ном А

258 < 300 А

в). По электродинамической стойкости

i_y i_дин кА

3 < 175 кА

г). По термической стойкости

В_к I_тер²*t_тер кА²*с

0,073 34²*3 кА²*с

0,073 3468 кА²*с

д). Проверяем на класс точности

Проверка состоит в том, что выбирается сечение соединительных проводов приборов с трансформаторами тока такими, чтобы суммарная нагрузка вторичной обмотки трансформатора не превышала допустимую нагрузку в выбранном классе точности:

Z₂ Z_2ном.,

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

Перечень приборов, подключение к трансформаторам тока и нагрузки по фазам приведены в таблице 5.

Таблица 5. Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Приборы	тип	А	В	С
Амперметр	Э 351	0,5	0,5	0,5
Счётчик активной энергии	И680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И673	2,5	-	2,5
Ваттметр	Д365	0,5	-	0,5
Итого		6	0,5	6

Так как к трансформатору тока подключаются приборы денежного расчёта (счётчики) он должен работать в классе точности 0,5. Для выбранных трансформаторов тока допустимая нагрузка в классе точности 0,5 составляет 10ВА [2], что соответствует

R_доп = S_доп / I_ном2 ² = 10/5² = 0,4 Ом

Определим сопротивление подключенных к трансформатору тока приборов:

R_приб= S_приб /I_ном2 ² = 6/5² = 0,24 Ом

Сопротивление контактов принимаем при числе приборов три и более

Z_к = 0,1 Ом,

Тогда определим допустимое сопротивление проводов:

R_{пров доп} = R_2ном-R_приб-R_к= 0,4-0,24-0,1 =0,06 Ом.

Для подстанции 35/10 кВ применяем контрольный кабель с аллюминиемыми жилами, ориентировочная длина 25 м, трансформаторы соединены в полную звезду, поэтому l_расч=l, тогда сечение

F_пров = (*l_расч)/ R_{пров доп)}

F_пров = 0,0283 (25/0,06) = 11,79 мм ²;

Принимаем три контрольных кабеля АКРВГ с жилами сечения 4мм².

Фактическое сопротивление проводов получим

R_{пров фак.}= (*l_расч)/ F)

R_{пров фак.}= (0,0283*25)/ 4х3)=0,06 Ом

Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока

R_2ф= R_приб+ R_пров+ R_к=0,24+0,06+0,1 =0,4 Ом.

7.12 Выбор трансформатора напряжения на шинах 10 кВ

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМИ-10 и проверяем

его по напряжению установки

U _уст U_ном кВ

10 = 10 кВ

7.13 Выбор ограничителя перенапряжений 10 кВ

Рисунок 7.13 ОПН-КР/TEL 10/11,5 УХЛ

Ограничитель выбираем по напряжению установки

U _уст U_ном кВ

10 = 10 кВ

8. Монтаж вакуумного выключателя

Выключатели в стационарном исполнении предназначены для замены маломасляных выключателей типа ВМПЭ-10, ВМГ-133 в любых типах распределительных устройств

Выключатели в виде выкатного элемента устанавливаются в КРУ типа К-104, К-59, КМ-1Ф. По своим присоединительным размерам и схемам управления взаимозаменяемы с выключателями ВК-10, ВКЭ-10.

Рисунок 8.1 - Стационарное исполнение ВБЧЭ 10

Рисунок 8.2 - Габаритно-установочные размеры

Монтаж высоковольтных выключателей.

Вакуумные выключатели обычно поставляются собранными на раме и отрегулированными. Поэтому их монтаж не отнимает много времени и состоит в закреплении рамы на основании, ревизии цилиндров, соединении с приводом и регулировки.

Вакуумные выключатели, расположенные в камерах КСО или шкафах КРУ, регулируют и ревизуют, как правило, на заводе, поэтому на месте монтажа только контролируют их совместную работу с приводом. При монтаже и регулировке предохранители в цепях управления выключателем должны быть сняты.

9. Расчёт релейной защиты

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. По этому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).