Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

по дисциплине: «Электрические станции и подстанции систем электроснабжения»

на тему: «Проектирование главной понизительной подстанции химического завода»

Магнитогорск 2014

Введение

Самое главное звено в электроснабжении это понизительные электростанции. От того как точно и безопасно они будут работать, зависит не мало факторов. В настоящие время современные промышленные предприятие могут содержать в своем составе несколько десятков понизительных подстанций.

В курсовом проекте мы решаем основные технические проблемы и вопросов по выбору главных схем, параметров оборудования и аппаратуры. Целью является научиться и освоить современных подходов к проектированию подстанций, выработать навыки самостоятельного проектирования электрической части подстанции химического завода. В данной курсовом проекте мы ознакомимся с такими разделами как: расчет электрических нагрузок, проверка понизительных трансформаторов, выбор схемы электрических соединений, расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования и токоведущих частей, проектирование компоновки ОРУ и ЗРУ, расчёт заземлений и грозозащиты, собственные нужды подстанции. Расчёт токов короткого замыкания используется также в дальнейшем для расчёта релейной защиты.

Нашей главной задачей будет: правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

1. Расчет электрических нагрузок

График нагрузки автомобильного завода задан в процентах от максимальной активной нагрузки в таблица 1.1.

Высшее напряжение - 220 кВ. С шин низшего напряжения (10 кВ) подстанции предполагается запитать 10 синхронных двигателей по 800 кВт, 2 асинхронных двигателя по 1000 кВт.

Таблица 1.1 - Исходный график нагрузки

Р,%	55	60	80	100	60	100	80	65
Т,ч	1	3	4	2	5	2	4	3

1.1 Расчет максимальных значений активной и реактивной нагрузок

Максимальная активная мощность нагрузки на шинах низшего напряжения проектируемой подстанции определяется как:

МВт. (1.1)

где К_с - средневзвешенный коэффициент спроса по предприятию;

Р_уст - установленная мощность предприятия, МВт.

Максимальная реактивная нагрузка при отсутствии достоверной информации о средневзвешенной величине коэффициента мощности рассчитывается следующим образом:

МВАр. (1.2)

где - номинальная активная мощность i-го синхронного двигателя( при их наличии);

1.2 Выбор устройств компенсации реактивной мощности

Значение мощности компенсирующих устройств определим по формуле:

МВАр. (1.3)

где - это предельное значение коэффициента реактивной мощности в часы больших нагрузок;

Рассчитаем реактивную мощность синхронных двигателей:

МВАр. (1.4)

где =0,8 - определяется из справочных данных и для данного двигателя;

Мощность дополнительных компенсирующих устройств с учетом использования реактивной мощности синхронных двигателей:

МВАр. (1.5)

Принимаем к установке компенсирующее устройство УКЛ-10,5-1350 У3.

Для компенсации дефицита реактивной мощности устанавливаем 12 конденсаторных устройств номинальной мощностью по 1350 квар ( суммарная мощность составит 16,2 Мвар).

1.3 Определение ординат графиков активной и реактивной нагрузок

При использовании типового графика активной мощности, заданного в процентах от максимальной расчетной нагрузки, первоначально определяются значения активной нагрузки на каждой ступени графика в именованных единицах:

МВт. (1.6)

Принимаем, что график реактивной нагрузки по форме подобен графику активной нагрузки. В этом случае реактивная мощность с учетом компенсации реактивных нагрузок н каждой ступени графика будет определяться аналогичным образом:

МВАр. (1.7)

где - суммарная мощность компенсирующих устройств, принятых к установке.

Для оценки нагрузочной способности трансформаторов проектируемой подстанции необходимо приближенно учесть потери активной и реактивной мощности в них:

МВт. (1.8)

МВАр. (1.9)

Значения потребляемой активной и реактивной мощностей для каждой ступени графика на стороне высшего напряжения определяются как:

МВт. (1.10)

МВАр. (1.11)

На основе полученных значений определяются ординаты графика полной мощности:

МВА. (1.12)

Приведем расчет ординат графиков активной и реактивной нагрузок на примере первой ступени.

Результаты расчета для остальных ступеней графика сведены в таблица. 1.2.

Таблица 1.2 - Результаты расчета графика электрических нагрузок

t, ч	Рг, МВт	Qг, Мвар	Qг(ку), Мвар	?P, МВт	?Q, Мвар	P', МВт	Q', Мвар	S', МВА
1	61,875	45,65	26,45	1,35	6,73	63,22	33,18	71,4
2	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
3	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
4	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
5	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
6	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
7	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
8	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
9	112,5	83	63,8	2,31	11,56	114,81	38,01	120,94
10	112,5	83	63,8	2,31	11,56	114,81	38,01	120,94
11	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
12	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
13	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
14	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
15	67,5	49,8	30,6	1,45	7,25	68,95	33,7	76,74
16	112,5	83	63,8	2,31	11,56	114,81	38,01	120,94
17	112,5	83	63,8	2,31	11,56	114,81	38,01	120,94
18	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
19	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
20	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
21	90	66,4	47,2	1,88	9,38	91,88	35,83	98,62
22	73,125	53,95	34,75	1,56	7,78	74,68	34,23	82,15
23	73,125	53,95	34,75	1,56	7,78	74,68	34,23	82,15
24	73,125	53,95	34,75	1,56	7,78	74,68	34,23	82,15

Графики активной, реактивной и полной мощности показаны на рисунок 1.1 - 1.3.

Рисунок 1.1 - График нагрузки по активной мощности

Рисунок 1.2 - График нагрузки по реактивной мощности с учетом ее компенсации



Рисунок 1.3 - График нагрузки по полной мощности

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор числа трансформаторов на понизительных подстанциях (ПС) промышленных предприятий, зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от них линий.

Как правило, при проектировании ПС рекомендуется установка двух трансформаторов.

При выбор типов и способов установки трансформаторов целесообразно отдавать предпочтение силовым трансформаторам с расщепленными обмотками низшего напряжения, включенными на раздельно работающие секции, что позволяет ограничить токи короткого замыкания, уменьшить номинальные токи вводов, сборных шин, выделить потребителей с специфическим характером нагрузок на отдельные обмотки.

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах понизительных ПС, для этого целесообразно устанавливать трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

Основой для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов является характерный суточный график электрической нагрузки проектируемой подстанции S_нагр = f(t), построенный с учетом компенсации реактивных нагрузок. График электрической нагрузки проектируемой подстанции показан на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузки

Для дальнейшего расчета целесообразно рассмотреть три типа трансформаторов:

1) 2ЧТРДЦН-160000/220;

2) 2ЧТРДН-100000/220;

3) 3ЧТРДН-63000/220.

2.1 Определение номинальной мощности трансформаторов по допустимым условиям аварийных перегрузок

2.1.1 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДЦН-160000/220

Согласно рисунку 2.1. аварийном режиме перегрузки нет.

Коэффициент загрузки определим по формуле:

, (2.1)

где - нагрузка на различных ступенях графика нагрузки на временных интервалах .

Значит, трансформатор ТРДЦН-160000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.

2.1.2 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДН-100000/220

Согласно рисунок. 2.1 в аварийном режиме имеется два максимума электрической нагрузки, но так как перерыв между этими максимумами более 3 часов, то в качестве периода перегрузки принимаем наибольшей по длительности, а второй максимум включаем в период начальной нагрузки. Превышающая номинальная мощность трансформатора продолжительностью 2 ч.

Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

.

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки по формуле:

. (2.2)

Определим коэффициент максимума нагрузки К_max по формуле:

. (2.3)

Так как К'₂ > 0,9К_max, принимаем К₂ = К'₂ = 1,08.

Эквивалентное значение годовой температуры охлаждающей среды для Ставрапольской области составляет 20,6°С [1, таблица. 1.37]. Для трансформаторов классов напряжения свыше 110 кВ необходимо применять нормы для температуры охлаждающей среды, увеличенной на 20°С. Получим температуру, равную 40,6°С.

По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в течение 4 ч: К_2доп = 1,3, отсюда К_2доп > К₂, т.е. 1,3 > 1,20, значит, трансформатор ТРДН-100000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.

2.1.3 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант трехтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 3ЧТРДН-63000/220

Рисунок 2.1 Суточный график нагрузок для трех трансформаторов

Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

.

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки по формуле (2.2):

Определим коэффициент максимума нагрузки К_max по формуле:

.

Так как К₂ > К'₂, принимаем К₂ = 1,14.

По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в течение 6 ч: К_2доп = 1,1, отсюда К_2доп < К₂, т.е. 1,11 < 1,14, значит, трансформатор ТРДН-63000/220 не проходит по условиям аварийных перегрузок. Отключаем III категорию потребителей.

, (2.4)

, (2.5)

где k_Ш - доля потребителей III категории, %.

Согласно выражениям (2.4), (2.5) для первой ступени графика получим:

МВт,

МВАр,

МВА.

Определим потери в трансформаторе по (1.8), (1.9):

МВт,

МВАр.

Отсюда по (1.10)-(1.12) получим значения потребляемой активной и реактивной мощностей для каждой ступени графика на стороне высшего напряжения:

МВт,

МВАр,

МВА.

Результаты расчетов графика электрических нагрузок ГПП с учетом отключения 30% потребителей III категории сведем в таблице 2.1, график нагрузки приведен на рисунке 2.2.

Таблица 2.1 - Суточный график электрической нагрузки ГПП химического завода с учетом отключения 30% потребителей III категории

t, ч	Pг, МВт	Qг, Мвар	Sг, МВА	?P, МВт	?Q, Мвар	P', МВт	Q', Мвар	S', МВА
1	50,55	22,56	55,36	1,05	5,24	49,5	17,32	52,64
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	92,03	57,36	108,45	2,03	10,16	90	47,2	101,63
1	92,03	57,36	108,45	2,03	10,16	90	47,2	101,63
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	55,16	26,42	61,16	1,16	5,78	54	20,64	57,81
1	92,03	57,36	108,45	2,03	10,16	90	47,2	101,63
1	92,03	57,36	108,45	2,03	10,16	90	47,2	101,63
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	73,59	41,88	84,67	1,59	7,96	72	33,92	79,59
1	59,76	30,28	67,00	1,26	6,32	58,5	23,96	63,22
1	59,76	30,28	67,00	1,26	6,32	58,5	23,96	63,22
1	59,76	30,28	67,00	1,26	6,32	58,5	23,96	63,22

Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузки в режиме аварийных перегрузок с учетом отключения 30% потребителей III категории

Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

Рассчитаем предварительное превышение перегрузки по (2.2):

Определим величину 0,9К_max:

Так как К'₂ < 0,9К_max, принимаем К₂ = 1.14.

Эквивалентное значение годовой температуры охлаждающей среды для Ставропольской области составляет 40,6°С [1, таблица 1.37].

По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в течение 2 ч: К_2доп = 1,5, отсюда К_2доп < К₂, т.е. 1,13< 1.5, значит, трансформатор ТРДН-63000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.

Для дальнейшего сравнения оставляем все варианты

2.2 Определение номинальной мощности трансформаторов по допустимым условиям режима систематических перегрузок

В нормальном режиме работы двухтрансформаторной ПС мощность потребителей делится между трансформаторами поровну:

(2.6)

Построим график нагрузки согласно (2.6) (рисунок 2.3). результаты расчета приведены в таблице. 2.2.

Таблица 2.2 - Суточный график электрической нагрузки ГПП в нормальном режиме на один трансформатор

t, ч	S', МВА
1	35,7
8	38,37
8	49,31
4	60,47
3	41,075
1	23,8
8	25,58
8	32,87
4	40,31
3	27,35

Рисунок. 2.3 - Суточный график нагрузки в режиме систематических перегрузок, для двух трансформаторов

Рисунок 2.4 - Суточный график нагрузки в режиме систематических перегрузок, для трех трансформаторов и вычет потребителей третий категории.

1) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДН-100000/220.

Согласно рисунку 2.3 в нормальном режиме перегрузок нет.

Выбранный трансформатор проходит по условиям систематических перегрузок.

2) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДЦН-160000/220.

Согласно рисунку 2.3 в нормальном режиме перегрузок нет.

Выбранный трансформатор проходит по условиям систематических перегрузок.

3) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 3ЧТРДН-63000/220.

Согласно рисунок. 2.4 в нормальном режиме не имеется максимум электрической нагрузки, превышающий номинальную мощность трансформатора.

Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К₁:

значит, трансформатор 3ЧТРДН-63000/220 проходит по условиям систематических перегрузок.

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

Сравниваются приведенные затраты трех выбранных вариантов:

, (2.7)

где = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений для объектов электроэнергетики;

К - единовременные капитальные вложения, тыс.руб.;

И - годовые текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс.руб.

В курсовом проектировании единовременные капитальные вложения К зависят от количества и стоимости трансформаторов, включая стоимость ячеек выключателей, которая определяется для конкретного типа выключателей и трансформаторов по справочнику [2, табл. 7.18 и 7.19] или по прайс-листам заводов-изготовителей.

Годовые текущие издержки определяются по формуле:

, (2.8)

где = 6,7%, =3% - коэффициенты отчислений соответственно на амортизацию и текущий ремонт [2, таблица. 6.1];

К- цена одного трансформатора (таблица. 2.4), тыс. руб;

И_Э - стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб.:

n - число трансформаторов

, (2.9)

где в - средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб./кВт•ч;

- годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт.

Для трехфазных трансформаторов с расщепленными обмотками, если загрузка обмоток низшего напряжения равна, годовые потери электроэнергии определяются потерями холостого хода за число часов работы трансформаторов в год t_р и нагрузочными потерями, определенными по времени наибольших потерь :

, (2.10)

где , - потери мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;

n - количество силовых трансформаторов;

t_р - число часов работы трансформаторов (таблица. 2.3), ч;

S_нагр - нагрузка подстанции по графику, МВА;

S_ном - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

ф - время наибольших потерь, ч.

Таблица 2.3 - число часов работы трансформатора

График работы	1 смена	2 смены	3 смены	Непрерывная работа
Тнб, ч	1500-2000	2500-4000	4500-6000	6000-8000
tр, ч	2000	4000	6000	8700

Время наибольших потерь приближенно можно определить из выражения:

, (2.11)

где Т_нб - время наибольших нагрузок (таблица. 2.3), ч.

В результате расчета приведенных суммарных затрат принимается вариант с наименьшей их величиной.

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Технические данные трансформаторов

Тип	SНОМ, МВА	UkвВН- НН, %	UkвВН- НН, %	UkвНН- НН, %	Uном обмоток, кВ	РХХ, кВт	РКЗ, кВт	Цена, руб
					ВН	НН
ТРДН 63000/220	63	12,5	23	28	230	11	70	265	77262
ТРДЦН 100000/220	100	11,5	21	28	230	11	102	340	109020
ТРДН 160000/220	160	11,5	21	28	230	11	105	500	165900

Цены трансформаторов взяты из справочника [2].

Принимаем непрерывную работу завода в 3 смены, при этом t_p = 8700ч.

Определим время наибольших потерь по (2.11):

.

Определим потери электрической энергии в трансформаторах по (2.10):

Определим стоимость потерь электроэнергии по (2.9), если в=2,41руб./кВт•ч:

тыс.руб;

тыс. руб;

тыс. руб.

По (2.8) определим годовые текущие издержки:

.

.

Найдем по выражению (2.7) приведенные затраты выбранных вариантов:

.

.

В результате технико-экономического сравнения вариантов минимум суммарных приведенных затрат приходится на вариант 1, таким образом, принимаем к установке трансформатор ТРДН- 63000/220.

3. Выбор схемы распределительных устройств

Главная схема электрических соединений должна обеспечивать бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергий. Поэтому одно из основных требований к схеме подстанции - надёжность электроснабжения потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями, а также надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения.

При выборе электрической схемы, следует обратить внимание на следующее:

1. тип подстанции и её место в энергосистеме;

2. число и мощность силовых трансформаторов;

3. напряжение питающих сетей, количество присоединений, типы электрических аппаратов и продолжительность их капитальных ремонтов;

4. технологические особенности потребителей.

Согласно классификации подстанций в энергосистеме, можно сделать вывод, что проектируемая подстанция относится к транзитной (узловой), так как имеет транзит на стороне высокого напряжения.

В соответствии с [5] и [6] применяем схему с одной системой сборных шин.

Рисунок 3.1 - Условное изображение выбранной схемы

4. Расчет токов короткого замыкания

Для расчета токов короткого замыкания с целью выбора или проверки аппаратов и проводников по условиям КЗ необходимо выбрать расчетные условия и составить расчетную схему (рисунок. 4).

Расчетные условия КЗ определяются индивидуально для каждого элемента электроустановки. В расчете токов короткого замыкания принимается случай трехфазного короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме необходим для дальнейшего выбора оборудования и токоведущих частей распределительных устройств высшего и низшего напряжения.

Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме производится в целях дальнейшего расчета уставок реле при проектировании релейной защиты ГПП.

Рисунок. 4 - Расчетная схема питающих сетей ГПП

Выполним расчет токов трехфазного КЗ в максимальном и минимальном режимах для схемы электрической сети, изображенной на рисунке 4. Расчет будем проводить для режимов при КЗ в точках К1 и К2.

Начальным этапом является расчет параметров схемы замещения. Расчет будем вести в относительных единицах. Для этого принимаем базисные величины:

1) S_б, МВА - базисная мощность;

2) U_б, кВ - базисное напряжение, обычно принимается равным среднему напряжению на каждой ступени КЗ. Средние значения напряжения принимаются по РД 153-34.0-20.527-98 [10].

3) I_б, кА - базисный ток.

(4.1)

(4.2)

Приведем к базисным условиям все сопротивления, входящие в схему замещения:

Сопротивление энергосистемы:

(4.3)

Сопротивления трансформаторов ГРЭС ТДЦ-125000/220:

 (4.4)

Сопротивления генераторов ГРЭС ТВФ-120-2У3:

(4.5)

Воздушная линия между распределительными устройствами 220 кВ ГРЭС и ТЭЦ:

(4.6)

Сопротивления трансформаторов ТЭЦ ТД-80000/220:

(4.7)

Сопротивление реактора РБДГ-10-4000-0,105У3:

(4.8)

Сопротивления генераторов ТЭЦ ТВФ-63-2ЕУ3:

(4.9)

Сопротивления линий между ГРЭС и ГПП:

(4.10)

Для определения сопротивления трансформаторов ГПП с расщепленной обмоткой низшего напряжения необходимо рассчитать их коэффициент расщепления:

(4.11)

Тогда сопротивления обмоток высшего и низшего напряжения:

(4.12)

(4.13)

Сопротивление кабельной линии 10 кВ длиной 300 м:

(4.14)

Сопротивление синхронного электродвигателя СТД-800-2РУХЛ4:

(4.15)

Сопротивление асинхронного электродвигателя АТД4-1000-2РУХЛ4:

(4.16)

Сопротивление автотрансформатора АТДЦНТ 125000/220/110

(4.17)

(4.18)

Рисунок.4.2 - Схема замещения электрической сети

4.1 Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме

В максимальном режиме работы будем считать, что выведен в ремонт один трансформатор ГПП.

Преобразование схемы замещения в точку К1.

Дальнейшим шагом является эквивалентное преобразование схемы к точке К1 (рисунок. 4.3).

Рисунок. 4.3 - Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К1 (максимальный режим)

Сопротивления генераторов и силовых трансформаторов ГРЭС преобразуем в эквивалентное сопротивление:

. (4.19)

Сопротивления линии электропередачи Х₄ соединены параллельно , поэтому эквивалентное сопротивление:

.

Аналогично сопротивлению Х₈ и Х₉:

, (4.20)

. (4.21)

(4.22)

(4.23)

(4.24)

(4.25)

(4.26)

Расчет токов КЗ в точке К1

Расчет токов КЗ сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1-Сводная таблица расчетов тока КЗ в точке К1

Точка КЗ	K1
Базисная мощность Sб, МВА	1000
Базисное напряжение Uб ,кВ	230
Источники	Энергосистема
Результирующие сопротивление, о.е.	0,30
Результирующие ЭДС, о.е.	1,032
Базисный ток, кА	2,51
Начальное значение периодической составляющей, кА:
Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА: Iпф,С=Iп0,С	8,09
Ударный коэффициент kуд	1,72
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Ta, С	0,03
Ударный ток КЗ, кА: iуд=Iп0kуд	iуд=
Момент расхождения контактов выключателя, с	=0,045
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА: iаф=ia0	iаф=
Полный ток КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА: Iк=Iп+iа	Iкф=
Начальное значение апериодической составляющий тока КЗ, кА: ia0=Iп0	Ia0=

Преобразование схемы замещения в точку К2

На рисунке 4.4 приведена схема замещения электрической сети, соответствующая максимальному режиму работы, т.е. при выводе в ремонт одного из трансформаторов ГПП и параллельной работе секций распределительного устройства низшего напряжения.

Результирующее сопротивление между точкой К₂ и энергосистемой будет образовано результирующим сопротивлением к точке К₁, сопротивлениями обмотки ВН и одного из выводов обмотки НН понизительного трансформатора, сложенными последовательно:

Рисунок. 4.4 - Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К2 (максимальный режим)

Таблица 4.2- Расчет токов короткого замыкания в точке К2

Точка КЗ	K2
Базисная мощность Sб, МВА	1000
Базисное напряжение Uб ,кВ	10,5
Источники	Энергосистема	Синхронные двигатели
Результирующие сопротивление, о.е.	3,23	35,8
Результирующие ЭДС, о.е.	1,032	1,1
Базисный ток, кА	54,98
Начальное значение периодической составляющей, кА:
Номинальный ток, кА	-
Отношение характеризующее электрическую удаленность расчетной точки КЗ от электрического двигателя Iп0/Iном	-
Момент расхождения контактов выключателя, с	=0,045
По кривым		0,75
Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА
Ударный коэффициент kуд	1,89	1,8
Постоянная времени затухания апериодического составляющей тока КЗ, с Та	0,075	0,05
Ударный ток КЗ, кА: iуд=Iп0kуд	iуд,С=	iуд,СД=
	Iуд=46,94+4,27=51,2
Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ, кА
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА: iаф=ia0
Полный ток КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА: Iк=Iп+iа

4.2 Расчет токов короткого замыкания для минимального режима в точке К1

Минимальный режим задан следующим образом:

· мощность короткого замыкания снижена до 6400 МВА;

· отключены два генератора ТЭЦ;

· отключена воздушная линия между РУ 220 кВ ТЭЦ и ГРЭС

· отключена воздушная линия между РУ 220 кВ ГРЭС и ГПП

· отключен один блок генератор-трансформатор на ГРЭС;

Расчетная схема представлена на рисунке 7:

Рисунок 7 - Расчетная схема для минимального режима

Схема замещения представлена на рисунке 8:

Рисунок 8 - Схема замещения в минимальном режиме

Для рассматриваемой подстанции минимальный режим соответствует работе с нормальной схемой, т.е. при включении двух трансформаторов и раздельной работе секций РУ 10 кВ.

Преобразование схемы замещения в точку К₁.

Последовательность свертывания схемы к точке К₁ проиллюстрирована на рисунке. 4.5.

Так как мощность КЗ изменилась, то необходимо пересчитать сопротивление системы:

(4.26)



Рисунок. 4.5 - Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К1 (минимальный режим)

Определим эквивалентные сопротивления и ЭДС ветвей системы:

(4.27)

(4.28)

(4.29)

(4.30)

(4.31)

(4.32)

Расчет токов КЗ в точке К₁

Расчет токов КЗ сведем в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Сводная таблица расчетов минимального режима тока КЗ в точке К1

Точка КЗ	К1
Базисная мощность, Sб, МВА	1000
Базисное напряжение, Uб, кВ	230
Источник	Система
Результирующее сопротивление, Xрез
Базисный ток, Iб, кА	2,51
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ, , кА

Преобразование схемы замещения в точку К2

Схема замещения сети в минимальном режиме и результат ее преобразования к точке К₂ приведены на рисунке 4.6.

Эквивалентное сопротивление ветви между ЭДС системы и К₂:

. (4.33)

Так как в минимальном режиме в подпитке точки КЗ участвуют синхронные двигатели одной секции 10 кВ ГПП, то эквивалентное сопротивление ветвей двигателей :

(4.34)

Таблица 4.4 - Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме точке К2

Точка КЗ	K2
Базисная мощность Sб, МВА	1000
Базисное напряжение Uб ,кВ	10,5
Источники	Энергосистема	Синхронные двигатели
Результирующие сопротивление, о.е.	3,25	71,60
Результирующие ЭДС, о.е.	1,01	1,1
Базисный ток, кА	54,98
Начальное значение периодической составляющей, кА:

Таблица 4.5 - Сводная таблица результатов расчета токов короткого замыкания

Режим	Точки КЗ	Ветви КЗ	Iпо, кА	Iпф, кА	iаф, кА	ikф, кА	Та, с	kу	iу, кА
Максимальный	1	от системы	8,64	8,64	2,72	14,93	0,03	1,72	21,06
	2	от системы	17,56	17,56	13,64	38,50	0,075	1,89	46,98
		от СД	1,68	1,26	0,95	2,73	0,05	1,8	4,27
		Сумма	19,24	18,82	14,59	41,23	-	-	51,25
Минимальный	1	от системы	8	-	-	-	-	-	-
	2	от системы	17,08	-	-	-	-	-	-
		от СД	0,844	-	-	-		-	-
		Сумма	17,92	-	-	-	-	-	-

5. Выбор основного оборудования и токоведущих частей распределительных устройств

Электрические аппараты и проводники распределительных устройств ПС в первую очередь выбираются по роду установки (наружная, внутренняя) и климатическому исполнению таким образом, чтобы их конструкция учитывала характер среды, в которой будут работать изоляция и токоведущие части: сырость, запыленность помещений и загрязненность воздуха промышленными уносами, температура окружающего воздуха, наличие химически активной среды, пожароопасность, взрывоопасность помещений, климатические условия местности и ее высоту над уровнем моря.

В любом случае выбор электрооборудования осуществляется по условиям продолжительных (нормальных, ремонтных и послеаварийных) режимов и его проверка по условиям кратковременных (аварийных) режимов, в качестве основного принимается режим короткого замыкания. Отсюда следует, что выбору аппаратов и проводников предшествует выявление наиболее тяжелых вероятных условий, в которых может оказаться электрооборудование при различных режимах его работы электроустановки.

5.1 Выбор оборудования на вводе 10 кВ трансформатора

Расчётный ток присоединения определяется из условия отключения одного трансформатора. Максимальная нагрузка на оставшийся в работе трансформатор определяется коэффициентом загрузки одного трансформатора в аварийном режиме:

кА (5.1)

Принимаем к установке ячейки КРУ серии СЭЩ-61М с длительно допустимым током 2000 А и током термической стойкости 40 кА [15]

5.1.1 Выбор выключателя в ячейке КРУ

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа LF-2 выпускаемый электротехнической компанией «Schneider Electric». Условия выбора и проверки выключателя приведены в таблице 5.1.

Собственное время отключения -, время действия МТЗ - .

; (5.2)

Расчётный тепловой импульс:

; (5.3)

Таблица 5.1 - Условия выбора и проверки выключателя типа LF-2

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	2000 А	1,38 кА
	40 кА	17,56 кА
	100 кА	51,2 кА
	40 кА	19,26 кА
	100 кА	51,2 кА
		239
	40 кА	17,56 кА

Таким образом, принимаем выбранный выключатель, поскольку он подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.1.2 Выбор трансформатора тока

На вводе от трансформатора по номинальным параметрам в нормальном и утяжелённом режиме подходит шинный трансформатор тока типа ТШЛ-СЭЩ-10-2 [16]. Условия выбора и проверки трансформатора тока, приведены в таблице 5.3. Термическая стойкость трансформатора тока в режиме короткого замыкания оценивается по тем же расчётным параметрам, что и выключателя.

Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.1, а сам расчет сведен в таблицу 5.2.

Рисунок 5.1 - Схема включения приборов

Таблица 5.2 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
амперметр	Э-335	0,45	0,45	0,45
ваттметр	Д-309	0,6/3=0,2	0,2	0,2
Варметр	Д-365	0,55/3=0,18	0,18	0,18
Универсальный счетчик энергии	DH-3	0,45/3=0,15	0,15	0,15
ИТОГО		0,98	0,98	0,98

Наиболее нагруженная фаза А.

Сопротивление измерительных приборов фазы А при вторичном токе 5А:

(5.4)

(5.5)

Сечение соединительных проводов для схемы соединений трансформатора тока в полную звезду определится как:

(5.6)

где Ом·мм²/м - для медных проводов;

- длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Принимаем При этом сечении сопротивление проводов:

(5.7)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока

(5.8)

Таблица 5.3 - Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛ-СЭЩ-10

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
Uном ? Uном.сети	10 кВ	10 кВ
Iном ? Iдлит.max	1500 А	1380 А
	4800	239
Z2ном ? Z2 ? r2	0,8 Ом	0,22 Ом

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор ограничителя перенапряжения

Ограничитель перенапряжения выбираем по номинальному напряжению. Принимаем на вводе 10 кВ трансформатора ограничитель перенапряжения типа ОПН-П 10 УХЛ2 [12].

5.2 Выбор и проверка сборных шин РУ на стороне 10 кВ

Расчетный рабочий ток сборных шин равен длительному максимальному току в наиболее тяжелом режиме работы электроустановки:

(5.9)

Проводники выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в продолжительных режимах.

.

Размещение шин в ячейках КРУ - СЭЩ - 63 осуществляется в верхней части шкафов, расположение шин на изоляторах - по вершинам равнобедренного прямоугольного треугольника (рисунок 5.2).

По этому току выбраны алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения 100Ч8, установленные плашмя с допустимым током 1690 А [24].

Так как 1690 А > 1380 А, то шины проходят по условиям нагрева.

Рисунок 5.2. - Расположение сборных шин в ячейке КРУ СЭЩ-63

Проверим шины выбранного сечения на термическую стойкость по условию:

,

где S_тер.min - минимальное сечение шины по термической стойкости, мм²;

S_расч - выбранное сечение шины, мм².

Минимальное сечение сборных шин по условиям термической стойкости определяется по формуле:

мм², (5.10)

где В_к - тепловой импульс, который определяется суммарным током КЗ от системы и двигателей;

С_тер = 170 А с^1/2/мм² - значение коэффициента для алюминиевых шин [2].

Так как 800 мм² > 91 мм² , то выбранные шины проходят по условию термической стойкости.

При проверке шинной конструкции на динамическую стойкость сравнивается максимальное напряжение в ней с допустимым напряжением.

,

где - для алюминия марки А.

Рассчитаем максимальную нагрузку на изоляторы:

,(5.11)

где i_уд - ударный ток КЗ, А,

К_ф = 1 - коэффициент формы,

а - расстояние между осями проводников, м,

К_расп = 0,95 - коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников,

= 1,125 м - длина пролета.

Частота собственных колебаний для алюминиевых шин определяется:

, (5.12)

где S - поперечное сечение шины, см² ;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, определяется по формуле:

. (5.13)

Так как f₀ < 30 Гц, то механический резонанс исключен.

Изгибающий момент определяется по формуле:

. (5.14)

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, определяется по формуле:

. (5.15)

Определим максимальное механическое напряжение по формуле:

. (5.16)

Так как 42,5 МПа < 82 МПа, то шина выбранного профиля проходит по условиям нормального и утяжеленного режимов.

Условия выбора и проверки сборных шин приведены в таблица. 5.4.

Таблица 5.4 - Условия выбора и проверки сборных шин

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетной параметры
	140 А	1380 А
	480 мм2	91 мм2
	10 Гц	30 Гц
	80 МПа	42,5 МПа

5.3 Выбор опорных изоляторов для РУ 10 кВ

По номинальному напряжению и роду установки подходят изоляторы типа ИОЛ [13].

На рисунке 5.3 изображена конструкция и габаритные размеры выбранного типа опорного изолятора на 10 кВ.

Рисунок 5.3 - Габаритные размеры опорного изолятора

Проверка по допустимой механической нагрузке:

,

где - минимальное разрушающее усилие при статическом изгибе, Н.

Поправочный коэффициент на высоту шины при установке на ребро:

 (5.17)

где Н_из - высота изолятора.

; (5.18)

(5.19)

Таким образом, выбранный опорный изолятор проходит по условию допустимой механической нагрузки.

Таблица 5.5. - Условия выбора и проверки опорных изоляторов

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	4800 Н	3090 Н

5.4 Выбор проходных изоляторов для РУ 10 кВ

По номинальным параметрам проходят изоляторы типа ИППУ - 20/3150 - 12,5 - А4 УХЛ1 [28].

В таблице 5.6. представлены условия выбора и проверки проходных изоляторов для РУ 10 кВ.

Таблица 5.6. - Условия выбора и проверки проходных изоляторов

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	3150 А	1380 А
	12,5 кН	4800Н

Выбранный проходной изолятор проходит по условию допустимой механической нагрузки.

5.5 Выбор трансформатора напряжения на секциях 10 кВ

Примем на каждую секцию трансформатор напряжения типа ЗНОЛ - СЭЩ-10 от производителя ОАО «Грантэк-Эл » [18].

К трансформатору напряжения подключают амперметр, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии и счетчик энергии.

Таблица 5.7. - Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения типа ЗНОЛ - СЭЩ-10

Прибор	Тип	Кол-во приборов	Общая потребляемая мощность, ВА
Вольтметр	Э-365	1	0,5
Ваттметр	Д-309	1	0,6
Варметр	Д-365	1	0,28
Счетчик комбинированной энергии	Меркурий 230	7	15
Всего	106,38

Величина допустимой нагрузки вторичной цепи в классе точности 1,0 составляет 200 ВА. Трансформатор проходит по условиям вторичной нагрузки:

Таблица 5.8. - Условия выбора и проверки трансформатора напряжения ЗНОЛ - СЭЩ-10

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	200 ВА	106,38 ВА

Трансформатор напряжения удовлетворяет условиям проверки. Предохранитель принимаем типа ПКН-001-10 У3 [12].

5.6 Выбор оборудования в цепи секционного выключателя 10 кВ

При отключении одного ввода включается секционный выключатель на стороне НН. Пока секции загружены равномерно, ток через секционный выключатель равен примерно половине тока утяжеленного режима.

. (5.20)

Принимаем к установке такое же оборудование, как и на вводе трансформатора.

Выбор выключателя

Принимаем к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в таблице 5.1.

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор трансформатора тока

Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.7.1, расчет сведен в таблицу 5.9. Выбираем шинный трансформатор тока типа ТШЛ-СЭЩ-10. Условия выбора и проверки трансформатора тока, приведены в таблице 5.10.

Рисунок 5.7.1 - Схема включения приборов

Таблица 5.9. - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,45	-	-
Всего:	-	0,45	-	-

Наиболее нагруженная фаза А.

Сопротивление измерительных приборов фазы А:

(5.21)

где I₂ = 5 А - вторичный номинальный ток.

Сопротивление контактов для одного прибора принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.22)

Сечение соединительных определится как:

 (5.23)

где -удельная плотность для проводов с медными жилами;

- длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.24)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.25)

Таблица 5.10. - Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	2000 А	690А
	4800 кА2с	239 кА2с
	0,8 Ом	0,31 Ом

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.7 Выбор оборудования для синхронных двигателей типа СДН-800-2РУХЛ4 10 кВ

Для выбора оборудования в ветви синхронных двигателей определим расчётный ток двигателей:

(5.26)

Выбор выключателя

Принимаем к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в таблице 5.1.1.

Выбор трансформатора тока

Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов ( таблица 5.11.), приведённой на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7 - Схема включения приборов

Таблица 5.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Тип измерительного прибора	Нагрузка по фазам, ВА
	Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-335	0,45	-	-
Комбинированный счетчик электроэнергии	«Меркурий 230»	0,05	-	0,05
Итого по нагрузке	-	0,5	-	-

Наиболее нагруженная фаза А.

Сопротивление измерительных приборов фазы А:

(5.27)

где I₂ = 5 А - вторичный номинальный ток.

Сопротивление контактов для двух приборов принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.28)

Сечение соединительных определится как:

(5.29)

где -удельная плотность для проводов с медными жилами;

- длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.30)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

 (5.31)

Таблица 5.12.- Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	150 А	60,14 А
	80 кА	51,2 кА
	402•0,57=912 кА2с	239 кА2с
	0,8 Ом	0,131 Ом

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

5.8 Выбор трансформатора тока нулевой последовательности

По номинальным параметрам на линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10 .

Выбор силовых кабелей

По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3х120/35-10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель» [20].

Выбор и проверка кабеля приведены в таблице 5.13.

Перегрузка кабелей в утяжеленном режиме составит:

< 1,3. (5.32)

Выбранный кабель проходит по перегрузочной способности.

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена при Т_нб=8000 ч экономическая плотность тока по справочным данным [20] равна j_эк=1,2 А/мм².

Расчетное сечение по экономической плотности тока:

< 95 мм². (5.33)

Выбранный кабель проходит по условию экономической плотности тока.

Проверим жилы кабеля ПвП 3х120/35-10 по условиям термической стойкости, т.к. для кабеля известно значение односекундного тока термической стойкости I_{тер. доп}=13,6 кА [20], его проверку проводим по выражению:

(5.34)

Выбранный кабель проходит по условиям термической стойкости.

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на термическую стойкость проверяем медный экран. Односекундный ток КЗ медного экрана сечением 120 мм² по [20] равен I_{тер. доп}=17,1 кА, т.к. время протекания тока КЗ t=0,08 с, тогда:

(5.35)

Ток двухфазного КЗ на шинах подстанции:

 (5.36)

Так как 76,47 > 16,67 кА, то медный экран выбранного кабеля проходит по условиям термической стойкости.

Таблица 5.13. - Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3х120/35-10

Условия выбора и проверки оборудования	Паспортные данные	Результаты расчета
	10 кВ	10 кВ
	120 мм2	55,83 мм2
	340 А	60,14 А
	239 кА2·с
	76,47 кА	16,67 кА

5.9 Выбор оборудования для асинхронных двигателей типа АТД4-1000-2УРХЛ4 10 кВ

Для выбора оборудования в ветви асинхронных двигателей определим расчётный ток двигателей:

(5.37)

Выбор выключателя

Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл. 5.1.

Выбор трансформатора тока

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Схема включения приборов приведена на рисунке.5.8.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 5.11. Условия выбора и проверки трансформатора тока приведены в таблице 5.10.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности

По номинальным параметрам на линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10 .

Выбор силовых кабелей

По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3х120/35-10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель» [20].

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3х120/35-10 приведены в таблице 5.13.

5.10 Выбор оборудования на линиях к компенсирующим устройствам

Расчетный ток конденсаторной установки:

; (5.38)

Выбор выключателя

Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл.5.1.

Выбор трансформатора тока

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.10, а расчет сведен в таблицу 5.14.



Рисунок 5.10 - Схема включения приборов

Таблица 5.14 - Нагрузки щитовых приборов

Тип измерительного прибора	Нагрузка по фазам, ВА
	Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-335	0,45	0,45	0,45
Комбинированный счетчик электроэнергии	«Меркурий 230»	0,033	0,033	0,033
Итого по нагрузке	-	0,483	0,483	0,483

Фазы загружены равномерно.

Сопротивление измерительных приборов фазы А при вторичном токе 5А:

(5.39)

Сопротивление контактов для двух приборов принимаем r_конт=0,05 Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(5.40)

Сечение соединительных определится как:

 (5.41)

где - удельная плотность для проводов с медными жилами;

- длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм². Тогда сопротивление проводов найдем как:

(5.42)

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(5.43)

Условия выбора и проверки трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10 приведены в таблице 5.15.

Таблица 5.15 - Условия выбора и проверки трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	150 А	78 А
	80 кА	51,2 кА
	402•0,57=912 кА2с	239 кА2с
	0,8 Ом	0,131 Ом

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор силовых кабелей

По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3х120/35-10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель» [20].

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3х95/35-10 приведены в таблице 5.13 .

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности

По номинальным параметрам на линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10.

5.11 Выбор оборудования на отходящей линии 10 кВ

Расчётный ток в отходящих линиях определяется тем, что нагрузка в нормальном режиме распределяется между линиями равномерно, в утяжелённом режиме каждая линия может нести двойную нагрузку.

(5.44)

Выбор выключателя

Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл.5.1.

Выбор силовых кабелей

По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3х120/35-10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель» [18].

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3х95/35-10 приведены в таблице 5.13 .

Выбор трансформатора тока

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Схема включения приборов приведена на рисунке.5.8.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 5.11. Условия выбора и проверки трансформатора тока приведены в таблице 5.10.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности

По номинальным параметрам на отходящей линии может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ-СЭЩ-10 [12].

5.12 Выбор оборудования на трансформаторы собственных нужд 10 кВ

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора собственных нужд. Нагрузка собственных нужд ГПП оборудования приведена в таблице 5.16. [7].

Таблица 5.16. - Нагрузка собственных нужд

№ п.п	Наименования единицы оборудования	Установленная мощность, кВт
1	Обдув и охлаждения трансформатора и автотрансформатора	3,504
2	Обогрев общеподстанционных пунктов управления (ОПУ)	14,4
3	Обогрев ЗРУ	0,46
4	Наружное освещение	2,74
5	Зарядно-подзарядные устройства	41,92
6	Вентиляция аккумуляторной	0,96
7	Обогрев выключателей	9•1,650=14,850
8	Обогрев воздухосборников	0,62
9	Обогрев насосной пожаротушения	3,3
10	Аппаратура связи и телемеханики	3
11	Прочие (небольшой ремонт, устройства РПН, дистилляторы, вентиляция ЗРУ, обогрев и освещения проходной)	0,81
12	Итого:	87

Принимаем к установке 2xТМГ-100/10-У1 [22] производства ЗАО «Трансформер», тогда расчетный ток трансформатора собственных нужд:

А. (5.45)

Выбор выключателя

Принимаем параметрам к установке выключатель типа LF-2. Все условия выбора и проверки параметров выключателя приведены в табл. 5.1.

Выбор трансформатора тока

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10. Схема включения приборов приведена на рисунке.5.8.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 5.11. Условия выбора и проверки трансформатора тока приведены в таблице 5.10.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности

По номинальным параметрам может быть выбран трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛВ -СЭЩ-10.

Выбор силовых кабелей

По допустимому току и напряжению при прокладке кабеля в земле можно принять трехжильный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ ПвП 3х120/35-10 с длительно допустимыми токами нагрузки 340 А на фазу производства ООО «Камкабель» [18].

Условия выбора и проверки кабеля ПвП 3х120/35-10 приведены в таблице 5.13 .

5.13 Выбор оборудования на вводе трансформатора 220 кВ

Максимальная нагрузка на оставшийся в работе трансформатор определяется коэффициентом загрузки одного трансформатора в аварийном режиме:

 А (5.46)

Выбор выключателей

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа ВГТ-УЭТМ-1А1-220 [24].

Проверки на электродинамическую, термическую стойкость и коммутационную способность в режиме КЗ проводятся по току КЗ в точке К₁, который отключается релейной защитой трансформатора с выдержкой времени t_РЗ =0,5 с.

Полное время отключения выключателя t_ов=0,05 с.

Определим полное время отключения в точке К₁:

с. (5.47)

Расчетный тепловой импульс:

кА²с. ( 5.48)

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе в_норм=35% (определяется по графику [8]).

Номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе:

кА (5.49)

Все расчеты, проверка и условия выбора ВГТ-УЭТМ-1А1-220 сведены в таблицу 5.13.1.

Таблица 5.17. - Условия выбора и проверки выключателя типа ВГТ-УЭТМ-1А1-220

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	220 кВ	220 кВ
	3150 кА	125 кА
	40 кА	8,64 кА
	102 кА	21,06 кА
	40 кА	8,64 кА
	102 кА	21,06 кА
	880	43,29
	40 кА	8,64 кА
	19,8 кА	2,72 кА

Выключатель ВГТ-УЭТМ-1А1-220 проходит по всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.

Выбор разъединителей

По номинальным параметрам подходит к установке разъединитель типа РПД-УЭТМ-220-УХЛ1 производства ОАО «ООО «Уралэлектротяжмаш (УЭТМ)»» [14]. Условия выбора и проверки разъединителя представлены в таблице 5.18.

Таблица 5.18 - Условия выбора и проверки разъединителя

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	220 кВ	220 кВ
	1600 А	125 А
	102 кА	21,06 кА
	912	43,29

Выбор трансформаторов тока

Расчетная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется только нагрузкой амперметра (рисунок 5.13). Выбираем трансформатор типа ТРГ-220 [21].