Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ

СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

2. ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК

3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПО ВЫБОРУ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

5.1 Расчёт короткого замыкания на шинах высшего напряжения

5.2 Расчёт короткого замыкания на шинах среднего напряжения

5.3 Расчёт короткого замыкания на шинах низшего напряжения

6. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ

ЧАСТЕЙ

6.1 Выбор шин

6.2 Выбор изоляторов

6.3 Выбор высоковольтных выключателей

6.4 Выбор разъединителей

6.5 Выбор трансформаторов тока

6.6 Выбор трансформаторов напряжения

6.7 Выбор предохранителей

6.8 Выбор ограничителей перенапряжения

7. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

7.1 Выбор релейной защиты

7.2 Автоматика подстанции

8. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

9. ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКА ПИТАНИЯ

10. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ

11. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ

12. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДУСТРОЙСТВ

13. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

15. МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



РЕФЕРАТ

Трансформатор, подстанция, экономика, перегрузка, электрооборудование, защита, замыкание, автоматика, заземление, молниезащита

В курсовом проекте разрабатываются вопросы проектирования электрической части районной понизительной подстанции на высшее напряжение 110 кВ, среднее 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ, с трёхобмоточными трансформаторами.

Целью курсового проектирования является:

- углубление и закрепление знаний, полученных при изучении курсов: «Переходные процессы в системах энергоснабжения», «Электрооборудование электрических станций и подстанций», «Электрические аппараты»;

- получение первоначального опыта проектно-конструкторской работы, изучение методов проектирования электроустановок;

- ознакомление с литературой, используемой при расчётах и конструктивном проектировании электрических схем и распределительных устройств.

В процессе расчёта была применена современная методика технико-экономического обоснования для выбора мощности силовых трансформаторов подстанций. Также при выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей. В результате была спроектирована районная понизительная подстанция, удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в связи с интенсификацией производства, увеличением использования энергии и применения различных электробытовых приборов необходимо дальнейшее развитие электроэнергетики. В последнее время происходит рост единичных мощностей генераторов и суммарных мощностей электростанций, усложняется энергетическое оборудование. Всё это выдвигает новые требования к экономичности и надёжности работы элементов энергосистемы. Именно эти задачи решались при выполнении данного проекта.

В процессе проектирования применялись извлечения из ГОСТов и других нормативных документов, приведённых в литературе, использованной в проекте. Были получены навыки проектирования объектов современного электроснабжения.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектируемая понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории, то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.

Распределительные устройства представляют собой электроустановку, служащую для приёма и распределения электроэнергии, содержащую коммутационную аппаратуру, сборные шины, измерительные приборы, устройство защиты и автоматики. Применяемые на данной подстанции устройства АВР и АПВ служат для подачи напряжения на аварийно отключающиеся участки сети. АВР применяются для ввода резервных трансформаторов вместо автоматически отключающихся в результате действия релейной защиты. Схема подстанции обычно выполняется так, что каждый трансформатор подключается к соответствующей секции шин. В нормальном режиме секционный выключатель отключен. В такой схеме при аварийном отключении одного из трансформаторов электроснабжения потребителей сохраняется благодаря автоматическому выключению секционного выключателя устройством АВР.

АПВ представляет собой устройство, которое повторно автоматически включает линию, отключившуюся от действия защиты. АПВ предотвращает длительный перерыв в подаче электроэнергии.

Исходные данные:

1) Генераторы ГЭС: G1-G4

P_ном = 80 МВт;

U_ном = 13,8 кВ;

2) Система С₂:

S_кз = 3000 МВА;

U = 110 кВ;



3) Трансформаторы:

Т₃, Т₄: S = 200 МВА;

Т₅, Т₆: S = 40 МВА;

4) Длина линий:

W₃ = 140 км;

W₅ = 60 км;

W₇ = 45 км;

5) Подстанция

6) Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Рисунок 1.1 Схема электроснабжения сетевого района

Таблица 1.1

Максимальная нагрузка Рmax при cos = 0.8,МВт	Число отходящих линий	Нагрузка потребителей по категориям, %
	10 кВ	35 кВ	I	II	III
40	11	6	40	20	40

Таблица 1.2

Время суток, часы	Активная нагрузка, %
	Потребители, подключенные к РУ НН	Потребители, подключенные к РУ СН
	зимой	летом	зимой	Летом
0-6	40	30	70	60
6-12	100	70	100	80
12-18	90	80	80	70
18-24	70	40	90	50

7) Исходные данные для проектирования заземляющего устройства подстанции:

Таблица 1.3

Удельное сопротивление слоев земли, Ом·м	Толщина верхнего слоя земли с 1, h1, м
1	2
250	200	1,5



2. ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

По заданным суточным графикам в относительных единицах (S/S_max) и максимальной нагрузке на шинах пониженного напряжения (S_max) строим зимний и летний суточные графики на шинах всех напряжений.

Задаёмся распределением нагрузки между СН и НН - 40/60.

Мощность, потребляемая обмоткой среднего и низшего напряжения:

МВт, тогда МВт;

МВт, тогда МВт.

Данные для построения суточных графиков нагрузок приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Smax, МВА	Обмотка ВН	Обмотка СН	Обмотка НН
	40	16	24
Время суток, часы	зимой	летом	зимой	летом	зимой	Летом
0-6	20,8	16,8	11,2	9,6	9,6	7,2
6-12	40	29,6	16	12,8	24	16,8
12-18	34,4	30,4	12,8	11,2	21,6	19,2
18-24	31,2	17,6	14,4	8	16,8	9,6

Рисунок 2.1 Суточный график нагрузок ВН

Рисунок 2.2 Суточный график нагрузок СН

Рисунок 2.3 Суточный график нагрузок НН

По суточным графикам вычисляем коэффициенты нагрузки.

Для обмотки 110кВ:

, где

МВт

Для обмотки 35кВ:



Для обмотки 10кВ:

По суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды построим годовые графики продолжительности нагрузок для каждой обмотки трансформатора. Продолжительность зимнего периода принимаем 213 суток, летнего - 152.

Рисунок 2.4 Годовой график нагрузок обмотка ВН

Рисунок 2.5 Годовой график нагрузок обмотка СН.



Рисунок 2.6 Годовой график нагрузок обмотка НН

По годовым графикам вычисляем:

1. количество электроэнергии, потребляемое проектируемой подстанцией за год

2. среднегодовую нагрузку

3. коэффициент нагрузки

4. продолжительность использования максимальной нагрузки

5. время потерь ф для каждого напряжения

Обмотка 110кВ:



Обмотка 35кВ:

Обмотка 10кВ:



3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

3.1 Выбор вариантов силовых трансформаторов на подстанции потребителей

Среди потребителей ПС имеются потребители I или II категорий, поэтому предусматриваем для них установку двух трансформаторов. Мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции выбирается на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Для первого варианта мощность трансформатора рассчитаем по формуле:

, кВ·A, где

S_max - максимальная нагрузка подстанции, кВ•А;

К_I-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

К_ав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40 % (К_ав = 1,4) в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.

Из ряда стандартных трансформаторов выбираем в первом случае: два трансформатора ТДТН-25000/110;

во втором: два трансформатора ТДТН-40000/110.

Таблица 3.1

Параметр	Обозначение	ТДТН-25000/110	ТДТН-40000/110	ТДТН-63000/110
Номинальная мощность трансформаторов, МВА		25	40	63
Номинальные напряжения обмоток, кВ	ВН		115	115	115
	СН		38,5	38,5	38,5
	НН		11	11	11
Напряжение короткого замыкания, %, для обмоток	ВН - СН		10,5	10,5	10,5
	ВН - НН		17	17	17
	СН - НН		6	6	6,5
Ток холостого хода, %		0,9	0,8	0,7
Активные потери х.х., кВт		36	50	56
Активные потери к.з., кВт		140	200	290

Рассчитаем годовые потери в трансформаторах ТДТН-25000/110:

Проверка:

Проверку не прошел. Тогда, выбираем два трансформатора мощностью

40 МВА и 63 МВА.

Рассчитаем годовые потери в трансформаторах ТДТН-40000/110:

Проверка:

Проверку прошел.

кВт, - приведенные потери холостого хода трансформатора;

- экономический эквивалент для перевода квар в кВт (для трансформаторов в районных сетях 35-110 кВ );

- реактивные потери х.х. трансформатора;

Мвар;

, кВт,

- приведенные потери короткого замыкания трансформатора; т.к. в каталоге дана одна величина ДP_{кз,вн-нн}, то потери короткого замыкания каждой обмотки одинаковы и равны 0,5ДP_{кз,вн-нн}

- реактивные потери короткого замыкания трансформатора, где:

,

,

;

квар,

квар,

квар;

В трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяем по следующей формуле (при S_ном,ВН = S_ном,СН = S_ном,НН):

Аналогично рассчитываем годовые потери в трансформаторах ТДТН-63000/110:

Проверка:

Проверку прошел.

кВт, ;

квар;

,

,

;

квар,

квар,

квар;

3.2 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

Стоимость каждого трансформатора определяем с учётом коэффициента удорожания К_уд = 3. Т.к. подстанция двухтрансформаторная, то общие капиталовложения найдём умножив стоимость трансформатора на 2:

Капиталовложения разделяем на три первых года, при этом считаем, что в первый год построено на сумму 40% от всех капиталовложений, во второй - 30% и в третий - 30%.

2) Выручку подсчитываем по формуле:

, тыс. руб., где:

- количество электроэнергии, переданное через подстанцию за год, МВт•ч/год;

- индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии;

- тариф на электроэнергию, руб./кВт•ч.

3) Стоимость потерь за год вычисляем по формуле:

, тыс. руб., где

- количество потерь электроэнергии за год, МВт.

4) Затраты на обслуживание вычисляем по формуле:

, тыс. руб., где

- капиталовложения, тыс. руб.

5) Налоги и сборы:

, тыс. руб., где

- валовая прибыль от реализации, тыс. руб.

6) Чистая прибыль:

, тыс. руб.

7) Удельная себестоимость:

, руб./кВт•ч

8) Чистый доход без дисконтирования:

, тыс. руб.

9) Чистый дисконтированный доход (ЧДД) рассчитываем по формуле:

, тыс. руб., где

- коэффициент дисконтирования, где Е - норма дисконта (принимаем Е = 0,1), t - номер шага расчёта;

10) ЧДД нарастающим итогом:

, тыс. руб.

Расчёты всех величин из пунктов 1-10 сведены в таблицы 3.2.1 и 3.2.2 соответственно для вариантов с трансформаторами Т1 и Т2. Ниже на Рис. 3.2.1. приведены графики срока окупаемости двух вариантов трансформаторов.

Показатели	Обозн.	Ед. изм	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Выручка от реализации	R	т. руб		?	?	159722,6	163437,12	167151,6	170866,08	178295,04	189438,48	200581,92	202810,61	205039,29
Капитало-вложения	K	т. руб	19200	14400	14400	?	?	?	?	?	?	?	?	?
Тариф на эл. Энергию	Ст	руб/кВтч	1,8	1,95	2,1	2,15	2,2	2,25	2,3	2,4	2,55	2,7	2,73	2,76
Уд. себестоим. трансфор-мации эл. энергии	Sy	руб/кВтч	?	?	?	0,286307	0,29280086	0,2992947	0,3057884	0,318776	0,33825743	0,35773882	0,3616351	0,3655313
Затраты на потери эл. энергии	Ипот	т. руб	?	?	?	7204,007	7371,5422	7539,0773	7706,6123	8041,6824	8544,28755	9046,8927	9147,4137	9247,9347
Отчисл. на эксплуатац.е обсл-е	Иобсл	т. руб	?	?	?	2880	2880	2880	2880	2880	2880	2880	2880	2880
Валовая прибыль	Ивал	т. руб	?	?	?	149638,6	153185,578	156732,52	160279,47	167373,36	178014,192	188655,027	190783,19	192911,36
Налоги и сборы	Инал	т. руб	?	?	?	59855,45	61274,2311	62693,009	64111,787	66949,343	71205,677	75462,0109	76313,278	77164,544
Чистая прибыль	Пчист	т. руб	?	?	?	89783,18	91911,3467	94039,514	96167,681	100424,01	106808,515	113193,016	114469,92	115746,81
Чистый доход (без дисконт-я)	ЧД	т. руб	-19200	-14400	-14400	89783,18	91911,3467	94039,514	96167,681	100424,01	106808,515	113193,016	114469,92	115746,81
Коэфф-т дисконт-я	а	о.е.	1,331	1,21	1,1	1	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47
Чистый дисконт-й доход	ЧДД	т. руб	-25555	-17424	-15840	89783,18	83639,3255	78052,796	72125,76	68288,33	66221,2796	63388,0892	58379,657	54401,003
Чистый дисконт-й доход нараст. итогом	Эинт	т. руб	-25555	-42979	-58819	30963,98	114603,305	192656,1	264781,86	333070,19	399291,471	462679,561	521059,22	575460,22
Рентабельн.			0	0	0	56,2119	56,23652	56,26001	56,2825	56,3246	56,38164	56,43231	56,4418	56,45104

Показатели	Обозн	Ед. изм	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Выручка от реализации	R	т. руб.	?	?	?	159722,6	163437,12	167151,6	170866,08	178295,04	189438,48	200581,92	202810,61	205039,296
Капитало-вложения	K	т. руб.	26340	19755	19755	?	?	?	?	?	?	?	?	?
Тариф на эл. Энергию	Ст	Руб./кВтч	1,8	1,95	2,1	2,15	2,2	2,25	2,3	2,4	2,55	2,7	2,73	2,76
Уд. себест.. трансф-ции эл. энергии	Sy	Руб./кВтч	?	?	?	0,288938	0,29543143	0,3019252	0,308419	0,3214066	0,340888	0,36036939	0,3642657	0,36816195
Затраты на потери эл. энергии	Ипот	т. руб.	?	?	?	7204,007	7371,5422	7539,0773	7706,6123	8041,6824	8544,28755	9046,8927	9147,4137	9247,93476
Отчисл. на эксплуатац-е обслуж-е	Иобсл	т. руб.	?	?	?	3951	3951	3951	3951	3951	3951	3951	3951	3951
Валовая прибыль	Ивал	т. руб.	?	?	?	148567,6	152114,578	155661,52	159208,47	166302,36	176943,192	187584,027	189712,19	191840,361
Налоги и сборы	Инал	т. руб.	?	?	?	59427,05	60845,8311	62264,609	63683,387	66520,943	70777,277	75033,6109	75884,878	76736,1445
Чистая прибыль	Пчист	т. руб	?	?	?	89140,58	91268,7467	93396,914	95525,081	99781,415	106165,915	112550,416	113827,32	115104,217
Чистый доход (без дисконт-я)	ЧД	т. руб.	-26340	-19755	-19755	89140,58	91268,7467	93396,914	95525,081	99781,415	106165,915	112550,416	113827,32	115104,217
Коэфф-т дисконтирования	а	о.е.	1,331	1,21	1,1	1	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47
Чистый дисконт-й доход	ЧДД	т. руб.	-35059	-23904	-21731	89140,58	83054,5595	77519,438	71643,81	67851,362	65822,8676	63028,2332	58051,931	54098,9819
Чистый дисконт-й доход нарастающ. итогом	Эинт	т. руб.	-35059	-58962	-80693	8447,99	91502,5492	169021,99	240665,8	308517,16	374340,027	437368,261	495420,19	549519,174
Рентаб-ть			0	0	0	55,8096	55,84334	55,87557	55,9064	55,9642	56,04242	56,11194	56,1249	56,13764

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.2.1 графики срока окупаемости двух вариантов трансформаторов

Таблица 3.4

Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения

Показатель	Единица измерения	1 вариант	2 вариант
1. Мощность	МВ•А	40	63
2. Капиталовложения	тыс.руб.	48000	65850
3. ЧДД с нарастающим итогом	тыс.руб.	575460	549519
4. Индекс доходности	руб/руб	11,988	8,345
5. Срок окупаемости	лет	3,1	3,5

Интегральный эффект первого варианта выше интегрального эффекта второго варианта за рассматриваемый период времени, поэтому выбираем первый вариант и принимаем к установке трансформаторы ТДТН-40000/110.



4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

ПС 3 - проходная, поэтому необходимо обеспечить транзит мощности во всех режимах работы, следовательно, на стороне РУВН, исключена возможность применения упрощенной схемы на стороне ВН с отделителями и короткозамыкателями. Поэтому на стороне РУ ВН выбираем схему «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов».

Выбор схемы с выключателями базируется на том, что доля потребителей I и II категории, из подключённых к сборным шинам РУНН и РУСН подстанции, составляет 80%.

На стороне НН применяем схему “одна рабочая, секционированная выключателем система шин с 12отходящими линиями”.

На стороне СН применяем схему “одна рабочая, секционированная выключателем система шин с 6 отходящими линиями”.

В нормальном режиме выключатели QВ1 и QВ2 отключены, т.к. если они будут включены, то при коротком замыкании, отключится вся повреждённая система шин.

Для отключения Т1 достаточно отключить выключатели Q2 и Q4. Затем разъединителями QS5 и QS7 создаётся видимый разрыв цепи, а Т2 питается от ВЛ иW2 благодаря перемычке с выключателем Q1.

Благодаря ремонтной перемычке возможен вывод в ремонт любого участка с выключателями Q1, Q2 или Q3.

Схема достаточно надёжна для данных условий проектирования.



что меньше I_доп = 1000А.

Рисунок 4.1 Упрощенная схема электрических соединений подстанции



5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

Основная цель расчета токов короткого замыкания состоит в определение периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима сети.

5.1 КЗ на шинах 110кВ

Рассмотрим КЗ на шинах 110 кВ.

Для заданной схемы сетевого района составим однолинейную схему замещения.

Расчёт параметров производится в относительных единицах (о.е.) с приближённым приведением.

За базисные условия примем:

;

- напряжение ступени, где рассматривается КЗ;

.

Выбираем генераторы на ГЭС:

СВ-1070/145-52;

cos = 0.8;

S = 100 МВА;

= 0,22;

U_ном = 13,8;

Рассчитаем параметры схемы замещения прямой последовательности:

1) ГЭС: ;

2) T_3-4:

3)

4) W₅: , где

U_{Б СТ} = 115 кВ - базисное напряжение ступени, где рассматривается данный элемент;

х₀ - удельное индуктивное сопротивление 1 км одноцепной линии, для КЛ х₀ = 0,08 Ом/км, для ВЛ х₀ = 0,4 Ом/км.

5) С₂:

6) W₃:

7) T_5,6: ;

;

8) W₇:

9) T_9,10:

ВН:

СН:

НН:

Отбросим холостые ветви и ветви с нагрузками, т.к. нагрузки были косвенно учтены при построении расчётных кривых и получим расчётную схему для тока при коротком замыкании.

Упростим:

Рисунок 5.1 Схема замещения прямой последовательности без учёта холостых ветвей и ветвей с нагрузками



Рисунок 5.2 Преобразованная схема замещения прямой последовательности

Преобразуем схему далее:

Рисунок 5.3 Преобразованная до результирующего сопротивления схема замещения прямой последовательности

Определим коэффициенты токораспределения:

;

Определим расчётные сопротивления для трёхфазного КЗ:

1) С₂:

2) ГЭС:

Для гидрогенераторов периодическая составляющая токов короткого замыкания определяется аналитическим методом, если х_расч > 3 о.е. В нашем случае определяем аналитическим методом.

С₂:

ГЭС:

Периодическая составляющая тока КЗ системы в именованных единицах (для всех моментов времени):

С₂:

Периодическая составляющая тока КЗ других источников в именованных единицах:

КЭС: ;

Ударный ток короткого замыкания:

, где

К_уд = 1,8 - ударный коэффициент.



5.2 КЗ на шинах 35кВ

Рассмотрим КЗ на шинах 35 кВ.

Для заданной схемы сетевого района рис. 1.1 составим однолинейную схему замещения рис. 5.3.

За базисные условия примем:

;

- напряжение ступени, где рассматривается КЗ;

Отбросим холостые ветви и ветви с нагрузками, т.к. нагрузки были косвенно учтены при построении расчётных кривых и получим расчётную схему.

Рисунок 5.4 Схема замещения прямой последовательности без учёта холостых ветвей и ветвей с нагрузками

Преобразуем схему:

Рисунок 5.5 Преобразованная схема замещения прямой последовательности

Преобразуем схему далее:

Рисунок 5.6 Преобразованная до результирующего сопротивления схема замещения прямой последовательности

Определим коэффициенты токораспределения:

;

Определим расчётные сопротивления для трёхфазного КЗ:

1) Система С₂:

2) ГЭС:

Для гидрогенераторов периодическая составляющая токов короткого замыкания определяется аналитическим методом, если х_расч > 3 о.е.

С₂:

ГЭС:

КЭС: .

Периодическая составляющая тока КЗ системы в именованных единицах (для всех моментов времени):

С₂: .

Периодическая составляющая тока КЗ других источников в именованных единицах:

ГЭС:

Определим ударный ток короткого замыкания:

, где

К_уд = 1,8 - ударный коэффициент.

5.3 КЗ на шинах 10 кВ

Рассмотрим КЗ на шинах 10 кВ

Расчёт параметров производится в относительных единицах (о.е.) с приближённым приведением.

За базисные условия примем:

;

- напряжение ступени, где рассматривается КЗ;

Отбросим холостые ветви и ветви с нагрузками, т.к. нагрузки были косвенно учтены при построении расчётных кривых и получим расчётную схему для тока при коротком замыкании в точке К₃.

Рисунок 5.7 Схема замещения прямой последовательности без учёта холостых ветвей и ветвей с нагрузками

Преобразуем схему:



Рисунок 5.8 Преобразованная схема замещения прямой последовательности

Преобразуем схему далее:

Рисунок 5.9 Преобразованная до результирующего сопротивления схема замещения прямой последовательности

Определим коэффициенты токораспределения:

;

Определим расчётные сопротивления для трёхфазного КЗ:

1) Система С₂:

2) ГЭС:

Для гидрогенераторов периодическая составляющая токов короткого замыкания определяется аналитическим методом, если х_расч > 3 о.е.

С₂:

ГЭС:

Для определения периодической составляющей тока КЗ в именованных единицах необходимо рассчитать суммарный номинальный ток источника, приведённый к ступени напряжения, где рассматривается КЗ:

ГЭС: .

Периодическая составляющая тока КЗ в именованных единицах (для всех моментов времени):

1) С₂: ;

2) ГЭС:

Определим ударный ток короткого замыкания (согласно ГОСТ 52735-2007):

, где

К_уд = 1,8 - ударный коэффициент (для источников, удалённых от места КЗ хотя бы на одну трансформацию).

Результаты расчёта сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Результаты расчёта токов короткого замыкания

Расположение точки КЗ	Iп, кА	i(3)у,кА
	t = 0 с.	t = 0,1 с.
На шинах ВН	1.344	1.344	3.4
На шинах СН	3.206	3.206	8.31
На шинах НН	10.3	10.3	26.14

Можно сделать вывод, что ограничение токов КЗ не требуется, так как выключатели способны отключать такие ударные токи (до 80 кА).



6. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

6.1 Выбор шин

Выбор сборных шин на низшем напряжении

В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках.

Выбор сечения шин производится по допустимому току. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы.

Условие выбора:

Выбираем жёсткие алюминиевые шины горизонтального расположения. Однополосные шины прямоугольного сечения.

мм, ², .

А

Проверка на термическую стойкость может быть произведена путем определения допустимого максимального термически стойкого сечения

, мм ² ,

где , кА²·с - интеграл Джоуля (тепловой импульс);

C - постоянная (для алюминиевых шин С = 91, ).

I" - начальный сверхпереходный ток КЗ, кА;

t _расч - расчетная длительность КЗ, определяется по

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ .

с.; с.

При этом должно быть соблюдено условие:

,

< проверка пройдена

Для проверки шин на электродинамическую стойкость производят механический расчет шин. Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ, равно

, Н,

где i _у⁽³⁾ - ударный ток трехфазного КЗ, А;

а - расстояние между соседними фазами, м.

м.

Н/м

Напряжение в материале однополосной шины

, МПа,

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см ³;

l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м. Расстояния l и а берут из типовых конструкций распредустройств.

, м

Момент сопротивления прямоугольной шины, расположенной плашмя, см ³

,

Таким образом

Мпа, проверка пройдена

Выбор шин между трансформатором и ЗРУ

На подстанциях соединение силового трансформатора с РУ 6-10 кВ может выполняться шинным мостом. Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах, установленных на металлических конструкциях. Достоинства такого соединения - простота, надежность и экономичность.

Сечение шин выбирают по экономической плотности тока

, мм²



где I _раб - длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок), А;

j _эк - нормированная плотность тока, А/мм ²,

,

где j_эк = 1, для алюминиевых шин и Т_max>5000 ч.

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения.

мм; мм². А

А

Проверка на термическую стойкость

, с.; с.

< проверка пройдена

Проверка на электродинамическую стойкость

Н/м

м.

Н/м

, м.

см³

МПа

МПа проверка пройдена

Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

На линиях отходящих к потребителям выберем силовые кабели типа ААШв, так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью, без блуждающих токов.

Кабели трёхжильные, прокладываются в земле.

U_ном.р = 10 кВ

Выбираем один кабель с q = 150 , А

А

где k_и - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, он равен 1 k_н - поправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей, он равен 1

k_а.п - коэффициент, учитывающий дополнительную аварийную перегрузку кабелей, он равен 1.

>

Проверка на термическую стойкость:

< мм² .

Выбор сборных шин на среднем напряжении

На проектируемой подстанции, на стороне среднего напряжения выбираем трубчатые алюминиевые щины.

А

А

U_ном = 35 кВ.

1) А

Выбираем шины мм; А

А

2) Термическая стойкость

, с.; с.

мм²

< мм².

3) Электродинамическая стойкость



Н/м

м

Н/м

, м.

см³

МПа

МПа

Так как выбранные шины не удовлетворяют условиям электродинамической стойкости, выбираем шины большего поперечного сечения:

Выбираем шины мм; А

А

2) Термическая стойкость

< мм².

3) Электродинамическая стойкость

Н/м

м

Н/м

, м,

см³

МПа

МПа

.

Так как выбранные шины также не удовлетворяют условиям электродинамической стойкости, выбираем шины ещё большего поперечного сечения: Выбираем шины мм; А А

2) Термическая стойкость

мм²

< мм². Проверка пройдена

3) Электродинамическая стойкость

Н/м

м.

Н/м

, м,

см³

МПа

МПа

проверка пройдена

Выбор гибких шин на среднем напряжении

Гибкие шины и токопроводы выбираются также, как жесткие, за исключением:

проверка на электродинамическую стойкость не производится;

при напряжениях 35 кВ и выше выбранное сечение проверяют на коронирование.

Выбираем провод марки АС-300/39, А

1) А.

А

2) Термическая стойкость

, с.; с.

< мм²

3) Проверка на коронирование является бессмысленной, так как сечение выбранного провода больше минимально допустимого сечения для 35 кВ согласно ПУЭ.

Выбор отходящих линий 35 кВ

Определим рабочий и максимальный ток на линиях 35 кВ:

А

А

Выбираем провод АС-120/19, А

А

Термическая стойкость

, с.; с.

< мм².

По ПУЭ проверку на корону для ВЛ на 35 кВ допускается не проводить.



Выбор гибких шин на высшем напряжении

мм².

U_ном = 110 кВ.

Выбираем провод АС 240/56, А, r₀ = 1,12 мм

1) А.

А

2) Термическая стойкость

, с.; с.

< мм². Проверка пройдена

3) Проверка на корону

При напряжениях 35 кВ и выше выбранное сечение проверяют на коронирование по условию: ,

где E - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см;

Е₀ - максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см;

,

U - линейное напряжение, кВ;

D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см;

r₀ - радиус провода, см;

кВ/см

м.

,

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

r - радиус провода, см.

кВ/см

> кВ/см

Проверка пройдена

Выбор жестких шин на высшем напряжении

На проектируемой подстанции, на стороне высшего напряжения выбираем ошиновку не только гибкими токопроводами, но и алюминиевыми трубами.

А

А

U_ном = 110 кВ.

1) А. Выбираем шины мм; А

А

2) Термическая стойкость

, с.; с.

мм²

< мм². Проверка пройдена.

3) Электродинамическая стойкость

Н/м

м.

Н/м

, м,

см³

МПа

МПа

проверка пройдена

Выбор изоляторов на низшем напряжении

Выбор опорных изоляторов

Выбираем изоляторы стержневые, внутренней установки ИО-10-20,00У3 с U_ном = 10 кВ, Fразр = 20 кН, Н_из = 134 мм.

кН;

где к_зап - коэффициент запаса прочности, для одиночных опорных изоляторов к_зап = 0,6

Определим расчетную разрушающую нагрузку на изгиб:

,

где - поправочный коэффициент на высоту шины.

Н.

Н

Выбор проходных изоляторов

Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/2000-1250УХЛ1 с Fразр. = 12500 Н.; U_ном = 10 кВ. А.

А

А

= Н.

Н.

Н

Выбор опорных изоляторов для открытого шинного моста

Выбираем изоляторы стержневые, наружной установки С10-80 I УХЛ, Т1 с U_ном = 10 кВ, Fразр. = 10 кН, Н_из = 190 мм.

U_ном = 10 кВ.

кН

Н.

Н

Выбор изоляторов на среднем напряжении

Выбор опорных изоляторов

Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С4-200 I УХЛ, Т1 с Fразр. = 4 кН.

U_ном = 35 кВ

кН

Н

Н

Выбор подвесных изоляторов

Выбираем изоляторы линейные подвесные стержневые полимерные ЛК 70/35-II, U_ном = 35 кВ, Н_из = 400 мм, Н_строит = 600 мм.

Выбор изоляторов на высшем напряжении

Выбор опорных изоляторов

Выбираем изоляторы стержневые наружной установки С4-950 I УХЛ, Т1 с Fразр. = 4 кН.

U_ном = 110 кВ.

кН

Н.

Н

Выбор проходных изоляторов

Выбираем линейные вводы ГМЛБ-90-110/1000У1 с U_ном = 110 кВ; А.

А

А

Выбор подвесных изоляторов

Выбираем изоляторы линейные подвесные стержневые полимерные ЛК 120/110-II, U_ном = 110 кВ, Н_из = 1840 мм, Н_строит = 2154 мм.

6.3 Выбор высоковольтных выключателей

На проектируемой подстанции на напряжении 10 и 35 кВ принимаем к установке вакуумные выключатели, так как они обладают следующими достоинствами:

- простота конструкции

- высокая степень надежности, высокая коммутационная износостойкость

- малые размеры

- пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие шума при операциях

- отсутствие загрязнения окружающей среды

- малые эксплуатационные расходы

На напряжении 110 кВ принимаем к установке элегазовые выключатели, так они обладают следующими достоинствами:

- пожаро- и взрывобезопасность

- высокая отключающая способность, быстрота действия

- малый износ дугогасительных контактов

- пригодность для внутренних и наружных установок

- элегаз позволяет повысить нагрузку токоведущих частей и уменьшить их массу за счет своих охлаждающих свойств

Выбор высоковольтных выключателей на низшем напряжении

Выбираем вакуумные выключатели ВБЭК-10-31,5/2000 УХЛ2 /7/ с электромагнитным приводом, каталожные данные которого заносим в таблицу 7.1

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

2. По номинальному току:

3. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения

4. Проверка по отключающей способности:

а) Отключение симметричного тока к.з., когда

б) Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

>

5. Проверка на электродинамическую стойкость:

6. Проверка на термическую стойкость:

>

Электромагнитный привод входит в комплект. Ток потребления электромагнитом включения 45 А., отключения - 1,5 А.. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.



Таблица 6.1

Выбор высоковольтных выключателей на НН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВБЭК-10-31,5/2000 УХЛ2
А	А
кА	кА
= 22,5 кА	кА

Выбор высоковольтных выключателей на среднем напряжении

Выбираем вакуумные выключатели ВБЭТ-35III-25/630 УХЛ2 /7/ с электромагнитным приводом, каталожные данные которого заносим в таблицу 6.2.

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

2. По номинальному току:

3. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения, со встроенными трансформаторами тока 600/5.

4. Проверка по отключающей способности: а). Отключение симметричного тока к.з., когда б).Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

>

5. Проверка на электродинамическую стойкость:

6. Проверка на термическую стойкость:

>

Электромагнитный привод ПЭМУ входит в комплект. Ток потребления электромагнитом включения 80 А., отключения - 2,5 А.. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.

Таблица 6.2

Выбор высоковольтных выключателей на СН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВБЭТ-35-25/630 УХЛ2
А	А
кА	кА
= 28,9 кА	кА

электрический подстанция трансформатор релейный



Выбор высоковольтных выключателей на высшем напряжении

Выбираем элегазовые выключатели ВГУ-110II-50/3150 У1 /7/ с электромагнитным приводом, каталожные данные которого заносим в таблицу 6.3.

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

2. По номинальному току:

3. Проверка по отключающей способности:

а) Отключение симметричного тока к.з., когда

б) Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

>

4. Проверка на электродинамическую стойкость:

5. Проверка на термическую стойкость:

>



Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.

Таблица 6.3

Выбор высоковольтных выключателей на ВН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВГУ-110II-50/3150 У1
146,96А	А
кА	кА
= 4,7 кА	кА

6.4 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей на 35 кВ

Выбираем разъединители для наружной установки. РНДЗ 1(2)-35/1000 У1

U_ном = 35 кВ; А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кА/с; заземляющие ножи кА/с. Привод ПР У1.

Проверка:

1) По номинальному напряжению U_ном.р = 35 кВ = U_{ном.уст.} = 35 кВ;

2) По номинальному току А;

3) Наружная установка, двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами;

4) кА;

5) Главные ножи

Заземляющие ножи

Каталожные и расчетные данные разъединителя заносим в таблицу 6.4

Таблица 6.4

Выбор разъединителей на СН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	РНДЗ 1(2)-35/1000 У1
Uном,уст = 35 кВ	Uном,р = 35 кВ	Uном,уст = Uном, р
А	А
кА	кА
	Главные ножи: Заземляющие ножи:

Выбор разъединителей на высшем напряжении

Выбираем разъединители для наружной установки. РНДЗ 1(2)-110/1000 У1.

U_ном = 110 кВ; А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кА/с; заземляющие ножи кА/с. Привод ПР У1.

Выбранные разъединители проверяются:

1). По номинальному напряжению U_ном.р = 110 кВ = U_{ном.уст.} = 110 кВ;

2). По номинальному току А;

3). Наружная установка, двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами;

4). кА;

5). Главные ножи

Заземляющие ножи

Каталожные и расчетные данные разъединителя заносим в таблицу 6.5

Таблица 6.5

Выбор разъединителей на ВН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	РНДЗ 1(2)-110/1000 У1
Uном,уст = 110 кВ	Uном,р = 110 кВ	Uном,уст = Uном, р
А	А
кА	кА
	Главные ножи: Заземляющие ножи:

6.5 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы

Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-5000/5 с параметрами А; А; U_ном = 10 кВ.

Выбираем трансформатор типа ТВТ 35-I-600/5 с параметрами А; А; U_ном = 35 кВ.

Выбираем трансформатор типа ТВТ 110-I-600/1 с параметрами А; А; U_ном = 110 кВ.

А.

Выбор трансформатора тока, расположенного на РУ ВН

Выбираем трансформатор типа ТФЗМ-110Б-III-У1 с параметрами

А; А; U_ном = 110 кВ; класс точности 0,5

Проверка выбранного трансформатора тока:

1. По номинальному напряжению:

2. По току нагрузки:

3. По вторичному току: так как напряжение установки 110 кВ, то выбираем трансформатор тока с А

4. По конструкции: с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный.

5. По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше, чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в таблицу 6.6

Таблица 6.6

Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-110Б-III У1

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 335	0,5	1

6. По вторичной нагрузке: ,

где - номинальное сопротивление нагрузки трансформатора тока в требуемом классе точности

Ом

- полное сопротивление всех приборов, последовательно включенных во вторичную цепь трансформаторов тока

= ?,

где ? - суммарное активное сопротивление последовательно соединенных катушек приборов и реле.

?Ом

- сопротивление контактных переводов всех контактов

Ом, при числе подключенных приборов меньше трех

Ом

7. Определение сечения соединительных проводов вторичной цепи трансформатора тока:

,

где , удельное сопротивление меди, так как во вторичных цепях на подстанциях 110 кВ и выше применяются медные провода

,

где т.к. 1 ТТ, м, м.

принимаем 6 .

8. Проверка на электродинамическую стойкость:

кА.

9. Проверка на термическую стойкость:

.

Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 35 кВ, на отходящих линиях 35 кВ и секционных трансформаторов тока на 35 кВ

Встроенные в выключатели ВБЭТ-35III-25/630 УХЛ2 трансформаторы тока ТВ-35-II-600/5, с классом точности 1. Проверку трансформаторов тока не производим, лишь выбираем приборы, подключенные ко вторичной цепи с классом точности ниже, чем у встроенных трансформаторов тока.

Приборы, подключенные ко вторичной цепи, сведены в таблицу 6.7

Таблица 6.7

Приборы подключённые к ИТТ встроенным во ВБЭТ-35III-25/630 УХЛ2

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 350	0,5	1,5
Ваттметр	Э-350	0,5	1,5
Счётчик ватт-часов	СА3-И670	2,5	2,0
Счётчик вольт-ампер часов реактивный	СР4-И689	2,5	1,5

Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 10 кВ

Выбираем трансформатор типа ТШЛК-10 с параметрами А; А; U_ном = 10 кВ; класс точности 0,5, Ом

Проверка выбранного трансформатора тока:

1. По номинальному напряжению:

2. По току нагрузки:

3. По вторичному току: так как напряжение установки 110 кВ, то выбираем трансформатор тока с А

4. По конструкции: шинный, для КРУ, с литой изоляцией.

5. По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше, чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в таблицу 6.8

Таблица 6.8

Приборы, подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 335	0,5	1
Счётчик ватт-часов	СА3-И681	2,5	1
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	2,5	1,5

6. По вторичной нагрузке: , где - номинальное сопротивление нагрузки трансформатора тока в требуемом классе точности

Ом.

- полное сопротивление всех приборов, последовательно включенных во вторичную цепь трансформаторов тока

= ?,

где ? - суммарное активное сопротивление последовательно соединенных катушек приборов и реле.

?Ом.

- сопротивление контактных переводов всех контактов

Ом, при числе подключенных приборов меньше трех

Ом.

7. Определение сечения соединительных проводов вторичной цепи трансформатора тока:

,

где , удельное сопротивление алюминия, так как во вторичных цепях на подстанциях 110 кВ и ниже применяются алюминиевые провода

, где т.к. 2 ТТ,

м, м.

принимаем 2,5 , так как согласно ПУЭ по условию механической прочности сечение алюминиевых проводов должно быть не меньше 2,5 мм².

8. Проверка на электродинамическую стойкость: электродинамическая стойкость определяется стойкостью шин, поэтому проверка на выполняется.

9. Проверка на термическую стойкость:

Выбор трансформаторов тока, расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения

Выбираем трансформатор типа ТШЛК-10 с параметрами А; А; U_ном = 10 кВ; класс точности 0,5, Ом.

Проверка выбранного трансформатора тока:

1. По номинальному напряжению:

2. По току нагрузки:

3. По вторичному току: так как напряжение установки ниже 110 кВ, то выбираем трансформатор тока с А

4. По конструкции: шинный, для КРУ, с литой изоляцией.

5. По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше, чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в таблицу 6.9

Таблица 6.9

Приборы, подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 335	0,5	1

6. По вторичной нагрузке: , где - номинальное сопротивление нагрузки трансформатора тока в требуемом классе точности

Ом.

- полное сопротивление всех приборов, последовательно включенных во вторичную цепь трансформаторов тока

= ?,

где ? - суммарное активное сопротивление последовательно соединенных катушек приборов и реле.

?Ом.



- сопротивление контактных переводов всех контактов

Ом, при числе подключенных приборов меньше трех

Ом.

7. Определение сечения соединительных проводов вторичной цепи трансформатора тока:

,

где , удельное сопротивление алюминия, так как во вторичных цепях на подстанциях 110 кВ и ниже применяются алюминиевые провода

,

где т.к. 1 ТТ, м, м.

принимаем 2,5 , так как согласно ПУЭ по условию механической прочности сечение алюминиевых проводов должно быть не меньше 2,5 мм².

8. Проверка на электродинамическую стойкость: электродинамическая стойкость определяется стойкостью шин, поэтому проверка на выполняется.

9. Проверка на термическую стойкость:



Выбор трансформаторов тока, расположенных на отходящих линиях

Выбираем трансформатор типа ТЛК-10 с параметрами А; А; U_ном = 10 кВ; класс точности 0,5, Ом.

Проверка выбранного трансформатора тока:

1). По номинальному напряжению:

2). По току нагрузки:

3). По вторичному току: так как напряжение установки ниже 110 кВ, то выбираем трансформатор тока с А

4). По конструкции: для КРУ, с литой изоляцией.

5). По классу точности и вторичной нагрузки: класс точности трансформатора тока должен быть на ступень выше, чем класс точности присоединенных измерительных приборов. Приборы сведены в таблицу 6.10

Таблица 6.10

Приборы, подключённые к ИТТ ТЛК-10

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 335	0,5	1
Счётчик ватт-часов	СА3-И681	2,5	1
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	2,5	1,5

6). По вторичной нагрузке: , где - номинальное сопротивление нагрузки трансформатора тока в требуемом классе точности Ом.

- полное сопротивление всех приборов, последовательно включенных во вторичную цепь трансформаторов тока



= ?,

где ? - суммарное активное сопротивление последовательно соединенных катушек приборов и реле.

?Ом.

- сопротивление контактных переводов всех контактов

Ом, при числе подключенных приборов меньше трех

Ом.

7). Определение сечения соединительных проводов вторичной цепи трансформатора тока:

,

где , удельное сопротивление алюминия, так как во вторичных цепях на подстанциях 110 кВ и ниже применяются алюминиевые провода.

, где т.к. 2 ТТ,

м, м

принимаем 2,5 , так как согласно ПУЭ по условию механической прочности сечение алюминиевых проводов должно быть не меньше 2,5 мм².

8). Проверка на электродинамическую стойкость:

кА

9). Проверка на термическую стойкость:

6.6 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ

Перечень необходимых измерительных приборов:

Предполагая, что на стороне 10 кВ применено комплектное РУ наружной установки, выбираем трансформатор напряжения НТМИ-10-66 У3, Uном = 10 кВ, S₂,ном = 200 ВА в классе точности 1. Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 6.11.

ВА > ВА

Так как , то устанавливаем второй трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66У3 и часть приборов подключаем к нему.

Для упрощения расчётов при учебном проектировании можно принимать сечения проводов по условию механической прочности 2,5 для алюминиевых жил, поэтому для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ.

Таблица 6.11

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	sin ц	cos ц	Число приборов	P, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э335	2	1	0	1	1	2	-
Ввод 10 кВ от силового трансформатора
Частотомер	Э362	1	1	0	1	1	1	-
Счётчик активный	СА3-И681	2 Вт	2	0,925	0,38	1	4	9,737
Счётчик реактивный	СР4-И689	3 Вт	2	0,925	0,38	1	6	14,605
Отходящие линии
Счётчик активный	СА3-И681	2 Вт	2	0,925	0,38	12	48	116,8
Счётчик реактивный	СР4-И689	3 Вт	2	0,925	0,38	12	72	175,26

На стороне 35 кВ

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем также по. Выбираем трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1, Uном = 35 кВ, S₂,ном = 150 ВА в классе точности 0,5. Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 6.12.

= 80,54 ВА

Три трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность ВА, что больше .

Для упрощения расчётов при учебном проектировании можно принимать сечения проводов по условию механической прочности 2,5 для алюминиевых жил, поэтому для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ.

Таблица 6.12

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	sin ц	cos ц	Число приборов	P, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э335	2	1	0	1	1	2	-
Ввод 10 кВ от силового трансформатора
Ваттметр	Д335	1,5	2	0	1	1	3	-
Частотомер	Э362	1	1	0	1	1	1	-
Счётчик активный	СА3-И681	2 Вт	2	0,925	0,38	1	4	9,737
Счётчик реактивный	СР4-И689	3 Вт	2	0,925	0,38	1	6	14,605
Отходящие линии
Счётчик активный	СА3-И681	2 Вт	2	0,925	0,38	6	20	48,68
Счётчик реактивный	СР4-И689	3 Вт	2	0,925	0,38	6	60	204,47

6.7 Выбор предохранителей

Выбор предохранителей на напряжение10 кВ

Выберем предохранители, расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКТ 101-10-2-31,5У3.

Uном = 10 кВ; А; кА.

ВА.

А

кА

Выберем предохранители, расположенные между КИП и трансформатором напряжения типа ПН2.

Uном = 100 В; А; кА.

А.

Выбор предохранителей на напряжение 35 кВ

Выберем предохранители, расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКТ 101-35-2-8У3.

Uном = 35 кВ; А; кА.

ВА.

А

кА

Выберем предохранители, расположенные между КИП и трансформатором напряжения типа ПН2.

Uном = 100 В; А; кА.

А.

6.8 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения в РУ НН

Выбираем ОПН-РС 10/12,7 /8/. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 6.13

Выбор ограничителей перенапряжения в РУ СН

Выбираем ОПН/TEL 35/40,5 /8/. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 6.13

Выбор ограничителей перенапряжения в РУ ВН

Выбираем ОПН-У 110/102 [13]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 6.13



Таблица 6.13

Характеристики выбранных ОПН

Наименование параметра	ОПН/TEL
	10/11,5	35/40,5	110/156
Класс напряжения сети, кВ	10	35	110
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, Uнд, кВ	11,5	40,5	156
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, Iн, не более:	5	10	10
-при коммутационном импульсе тока
125 А, 30/60 мкс	25,4	93	356
250 А, 30/60 мкс	26,9	98	376
500 А, 30/60 мкс	27,6	101	384
-при грозовом импульсе тока
5000 А, 8/20 мкс	32,8	119	460
10000 А, 8/20 мкс	35,8	130	500
20000 А, 8/20 мкс	40,1	146	560
- при крутом импульсе тока
10000 А, 1/10 мкс	-	153	590
Емкостный ток проводимости, Iс, мА, не более
амплитуда	0,9	0,9	0,9
действующее значение	0,7	0,7	0,7
Удельная энергия ОПН, кДж/кВ Uнд, не менее:	5,5	5,5	5,5
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100	100	100
Взрывобезопасный ток при коротком замыкании, Iкз, кА	30	30	30
Максимальное изгибающее усилие, Н	-	580	640



7. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

7.1 Выбор релейной защиты

Шины 10 и 35 кВ

Для сборных шин КРУ применим дуговую защиту и быстродействующую дифференциальную токовую защиту в двухфазном двухрелейном исполнении. Для сборных шин вне КРУ будем использовать максимальную токовую защиту, установленную на линии питания секции шин непосредственно на выключателе ввода в распределительное устройство.

Кабельные линии 10 кВ и линии 35 кВ

От многофазных замыканий применим токовую направленную защиту нулевой последовательности.

От однофазных замыканий с действием на сигнал применим токовую защиту нулевой последовательности, реагирующую на первые гармоники тока или сумму всех гармоник.

Шины 110 кВ

От междуфазных и однофазных коротких замыканий применим дифференциальную защиту шин.

Для отключения повреждений, сопровождающихся отказом выключателя, предусмотрим специальное устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ), отключающее выключатели других электрических цепей, продолжающих питать короткие замыкания.

Трансформаторы

Для защиты от замыканий внутри бака маслонаполненных трансформаторов или автотрансформаторов, сопровождающихся выделением газа, а также от понижения уровня масла в баках применяется газовая защита, регулирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке РПН. Установка газовой защиты обязательна для всех трансформаторов, номинальная мощность которых больше 6,3 МВА.

Для защиты трансформатора от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора применим дифференциальную защиту. Трансформаторы тока для этой защиты - встроенные в силовой трансформатор типа ТВТ.

В качестве защиты от внешних многофазных к.з. будем использовать:

1. Токовые защиты шин распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2. Максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения.

Устанавливаем так же максимальную токовую защиту от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени.

7.2 Автоматика подстанции

При автоматизации подстанции предусмотрим следующее оборудование:

1) Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР);

2) Автоматическое повторное включение (АПВ) на отходящих фидерах.

АВР

Назначение АВР состоит в том, чтобы при авариях, когда по тем или иным причинам исчезает напряжение на одной системе (секции) сборных шин, опознать сложившуюся аварийную ситуацию и без вмешательства персонала автоматически восстановить электроснабжение потребителей от резервного источника питания. Рассмотрим схему и принцип действия АВР выключателя (рис. 7.2.1).

Пусковой орган УАВР содержит минимальные реле напряжения KV1, KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени создаёт реле времени КТ. Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени . В нормальном режиме выключатель Q4 включён, а выключатель QB1 отключён. На шинах и на вводах от Т1 к секции шин А1 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 выключателя Q4 замкнуты, а вспомогательный контакт Q4.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбуждённом состоянии и его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт QB1.1 выключателя QB1 замкнут; цепь электромагнита включения УАС2 подготовлена.