Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Общее положение о подстанции

1.2 Краткая характеристика подстанции «Бисерово» 35/10 кВ и потребителей

1.2.1 О модернизации

2. Специальная часть

2.1 Выбор трансформаторов подстанции

2.1.1 Расчет нагрузок по фидерам

2.1.2 Компенсация реактивной мощности

2.1.3 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов подстанции

2.2 Выбор главных схем электрических соединений

2.2.1 Выбор схемы со стороны высокого напряжения

2.2.2 Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения

2.2.3 Выбор схемы электрических соединений собственных нужд

2.3 Расчет токов короткого замыкания

2.3.1 Расчет токов короткого замыкания в зоне распределительного устройства высокого напряжения (точка К1)

2.3.2 Расчет токов короткого замыкания в зоне распределительного устройства низкого напряжения (точка К2)

2.4 Выбор оборудования подстанции

2.4.1 Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов

2.4.2 Выбор выключателей и разъединителей

2.4.3 Выбор измерительных трансформаторов

2.4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

2.4.5 Выбор предохранителей

2.4.6 Выбор высокочастотных заградителей

2.4.7 Выбор гибкого ввода 35 кВ

2.4.8 Выбор шин 35 кВ

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ с равной силой взаимодействия Fрасч, кГс

2.4.9 Выбор гибкого ввода 10 кВ

2.4.10 Выбор шин 10 кВ

2.4.11 Выбор изоляторов

2.4.12 Выбор проходных изоляторов

2.4.13 Выбор ограничителей перенапряжения

2.5 Выбор источника оперативного тока на подстанции

2.6 Выбор отходящих кабельных линий 10 кВ

2.7 Расчёт заземляющих устройств

2.8 Молниезащита подстанции

2.9 Расчет освещения ЗРУ-10 кВ

2.10 Релейная защита шкафа отходящей кабельной линии

Библиографический список

Введение

Дипломное проектирование, являясь одним из важных и перспективных видов учебного процесса, позволяет будущему технику-электрику проявить индивидуальный творческий подход к решению поставленной перед ним инженерной задачи. В ходе выполнения проекта предполагается широкое использование студентом теоретических знаний, полученных им при изучении специальных курсов, осознанное применение современных программных продуктов, методов и приемов проектирования, привлечение вычислительной и организационной техники для проведения массовых расчетов и оформления проектной документации.

Большая часть электрооборудования, эксплуатируемого на подстанциях, уже давно отработало свой ресурс и требует замены. В настоящее время производится реконструкция и модернизация старых подстанций. Главными задачами модернизации являются: повышение надежности электроснабжения, продление срока её эксплуатации и повышение безопасности персонала. Для выполнения поставленных задач нужно модернизировать схему с отделителем и короткозамыкателем на более надежную схему с выключателем по стороне высокого напряжения, так же произвести реконструкцию распределительного устройства с заменой масляных выключателей на вакуумные выключатели.

1. Общая часть

1.1 Общее положение о подстанции

Рост потребления электроэнергии, необходимость повышения надежности электроснабжения потребителей и присоединения разрозненных и удаленных малонаселенных пунктов к государственной энергосистеме заставляет строить новые подстанции.

Подстанция - электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления распределительных и вспомогательных устройств. Подстанция является промежуточным звеном в системе передачи электроэнергии от электростанции к потребителям.

По способу присоединения к сети подстанции разделяются на: тупиковые, ответвительные, узловые, проходные; а по назначению: потребительские и системные.

1.2 Краткая характеристика подстанции «Бисерово» 35/10 кВ и потребителей

Подстанция «Бисерово» 35/10 кВ была введена в эксплуатацию в 1982 году.

Понижающая подстанция «Бисерово» 35/10 кВ предназначена для питания нескольких деревень. Таким образом п/ст «Бисерово» запитывает электроприёмники третьей категорий надёжности электроснабжения.

Надёжность электроснабжения - способность системы электроснабжения обеспечивать предприятие или какие-либо другие электроприемники электроэнергией хорошего качества, без срыва производства, и не допускать аварийных перерывов в электроснабжении.

Согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ) электроприёмники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Из состава электроприёмников I категории выделяется особая группа ЭП, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования.

Электроприёмники II категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприёмники III категории - все остальные электроприёмники, не подходящие под определения I и II категорий [?].

Категории надёжности электроснабжения потребителей п/ст «Бисерово» представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Наименование потребителей	Категория надежности
Ивановская, Кувакуш, Борино	III
Езжа, Григорьево	III
Марковская	III
резерв

На территории подстанции располагаются объекты различной степени пожаро- и взрывоопасности.

Помещения щитов, пунктов управления (щиты релейной защиты, автоматики управления и регулирования); помещения, в которых находятся трудногорючие материалы, различные кабельные сооружения; закрытые РУ (ЗРУ) с масляными выключателями и другой масляной аппаратурой относятся к пожароопасным помещениям категории В.

Пожароопасные помещения категории В - такие помещения, в которых производятся технологические процессы связанные с обращением или применением твёрдых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 120 ^оС. К данным помещениям следует применять соответствующие требования противопожарной защиты, установленные действующими требованиями к помещениям категории В.

К взрывоопасным помещениям относятся те помещения и участки помещений, в которых технологический процесс может сопровождаться образованием взрывоопасных смесей горючих газов, жидкостей или их паров с воздухом, кислородом или другими окислителями; горючих тканей или волокон с воздухом при переходе их во взвешенное состояние [2].

Модернизируемая п/ст «Бисерово» имеет простую схему соединения, мостик без автоматической перемычки, с отделителем и короткозамыкателем. Оперативное обслуживание п/ст осуществляется оперативно-ремонтной (ОРБ) и оперативно-выездной бригадами (ОВБ), базирующимися в Афанасьвском РЭС.

1.2.1 О модернизации

Подстанция «Бисерово» находится в эксплуатации уже 20 лет, за это время всё электрооборудование практически выработало свой ресурс. Поэтому необходима замена и реконструкция устаревшего электрооборудования. В целях повышения надежности электроснабжения потребителей нужно совершенствовать электрическую схему со стороны высокого напряжения, для этого мы применяем схему РУ-35 кВ с выключателями.

В качестве выключателей на стороне 35 кВ будут применены первые в своем роде вакуумные выключатели наружной установки типа ВР-35-20/630У2, разработанные Концерном «Высоковольтный союз» в 2011 году. Выключатели типа ВР-35 могут применяться также для расширения существующих подстанций и замены устаревших воздушных выключателей и других коммутационных аппаратов, обладая целым рядом преимуществ над ними. К основным преимуществам, прежде всего, следует отнести:

· минимум обслуживания;

· минимум монтажа, так как выключатели поставляются полностью собранными и отрегулированными - заказчику остается только присоединить его к стойкам и присоединить (без регулировки) привод;

· механический ресурс до 10000 циклов ВО;

· коммутационный ресурс 25 операций отключения при номинальном токе отключения 31,5 кА;

· коммутационный ресурс 10000 циклов ВО при номинальном токе;

· цельнолитая кремнийорганическая изоляция полюсов по сравнению с керамическими покрышками позволила значительно уменьшить массу и габариты выключателя, существенно повысить надежность изоляции;

Концерном «Высоковольтный союз» разработана программа Ретрофит, которая предусматривает разработку комплектов монтажных частей, модулей и выкатных элементов, которые позволили бы адаптацию вакуумных выключателей серии ВР в разнообразных типах КРУ и КСО. В настоящее время имеется свыше двух сотен готовых решений, позволяющих осуществить эффективную модернизацию КРУ м КСО различных лет выпуска.

Очевидно, главные преимущества модернизации по программе Ретрофит - повышение надежности работы КРУ, продление срока их эксплуатации, снижение эксплуатационных затрат и повышение безопасности персонала. Ретрофит представляет собой экономическое решение, в результате которого заказчик получает качественно новый продукт, ведь модернизированные распределительные устройства приобретают характеристики современных КРУ.

С помощью программы Ретрофит произведем реконструкцию РУ-10 кВ, в которой установлены устаревшие ячейки КРУ с масляными выключателями. Масляные выключатели, отработавшие свой ресурс, заменим на современные, надежные и долговечные вакуумные выключатели серии ВР. Реконструкцию выкатных элементов КРУ производят при помощи комплектов монтажных частей с выключателями ВР. Данные выключатели характеризуются высокой надёжностью, неприхотливостью в эксплуатации и высоким коммутационным ресурсом. Таким образом, срок службы реконструируемых распредустройств 10 кВ позволяет вновь продлить их срок службы как минимум на 25 лет.

2. Специальная часть

2.1 Выбор трансформаторов подстанции

Выбор трансформаторов п/ст заключается в определении их числа и мощности. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности, поэтому выбор производится с учетом многоступенчатого графика нагрузки.

2.1.1 Расчет нагрузок по фидерам

Целью расчета является определение электрической нагрузки п/ст, от которой зависит выбор элементов системы электроснабжения и оптимальный режим работы электрических сетей.

При расчете нагрузок п/ст необходимо определить по фидерам расчетную активную, расчетную реактивную и расчетную полную мощности.

Расчетная реактивная мощность фидера Q_р.ф, кВАр

Qр.ф=Pр.ф •tg ц

Расчетная активная мощность фидера (2.1)

Pр.ф=•35•6,2•0,94=100,13 кВт

Расчетная реактивная мощность фидера (2.2)

Qр.ф=100,13•0,32=32 кВАр

Таблица 2.1 - Расчёт нагрузок по фидерам

Номер фидера	Imax, А	сos ц	tg.ц	Pр.ф, кВт	Qр.ф, кВАр	Sр.ф, кВА
Ф1	6,2	0,95	0,32	100,13	32	105
Ф2	0,6	0,98	0,2	9,996	1,99	10,19
Ф3	1,2	0,97	0,25	19,79	4,95	20,4

2.1.2 Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности существенно влияет на значение мощностей нагрузок подстанции, а значит и на выбор номинальной мощности трансформаторов, сечений проводов линий электропередачи, на потери напряжения, мощности и электроэнергии в сети.

Оптимальное значение реактивной мощности Q_э, МВАр

Qэ=?Pр• tg цэ,

где tg цэ - нормативное значение коэффициента реактивной мощности, которое определяется по формуле

Мощность компенсирующих устройств Q_к, кВАр

Qк=?Qp - Q

Qк=38,95-38,97= -0,02 кВАр

В результате расчета компенсирующих устройств мощности получились отрицательными, поэтому установка ККУ к каждой секции низшего напряжения подстанции не требуется.

2.1.3 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов подстанции

Число трансформаторов, устанавливаемых на п/ст всех категорий принимается как правило не более двух. При выборе числа трансформаторов на п/ст руководствуются мощностью нагрузки и категорией надежности электроснабжения, а также наличием и мощностью резервных источников питания в сетях низкого напряжения и собственных нужд п/ст.

Так как от п/ст питаются потребители третей категорий, и осуществление связи по низкой стороне, то по условию надежности электроснабжения (согласно ПУЭ) устанавливается один трансформатор.

Трансформатор подстанций должны быть оборудованы устройствами РПН (регулирование под нагрузкой).

Выбор трансформаторов производится с учетом многоступенчатого графика нагрузки. Берется максимальный зимний график нагрузки. Максимальная мощность нагрузки S_max =129,2 кВА. Среднегодовая температура равна -6 ?С, средняя зимняя температура равна ?20 ?С, средняя летняя температура равна +10 ?С.

Предварительно намечаем к установке трансформатор марки ТМ-630/35 с S_т.ном=630 кВА (трансформатор с масляным охлаждением, естественной циркуляцией масла, устройством РПН).

Выбранный трансформатор проверяются на систематические перегрузки, для чего необходимо найти эквивалентные начальную загрузку и перегрузку трансформатора.

Систематические перегрузки - такие перегрузки, которым трансформатор может подвергаться систематически (ежесуточно в часы максимума нагрузки), причем износ изоляции трансформатора за рассматриваемый период не превышает номинального, т.е. с данной перегрузкой трансформатор может эксплуатироваться неограниченное время (установленное заводом-изготовителем - 20-25 лет).

2.2 Выбор главных схем электрических соединений

2.2.1 Выбор схемы со стороны высокого напряжения

В настоящее время широко применяются высоковольтные подстанции без выключателей на питающей линии. Это позволяет удешевить и упростить оборудование при сохранении высокой надежности. Для замены выключателей на стороне высокого напряжения (ВН) используются короткозамыкатели и отделители. Короткозамыкатель - это быстродействующий контактный аппарат, с помощью которого по сигналу релейной защиты создается искусственное КЗ сети.

Отделитель представляет собой разъединитель, который быстро отключает обесточенную цепь после подачи сигнала на его привод.

Недостатком этой схемы является то обстоятельство, что при повреждении любого трансформатора отключается, хотя и кратковременно (на время действия АПВ), и все другие трансформаторы, подключенные к данной магистральной линии. То же самое, впрочем, происходит и при повреждении на самой линии. Отделители и короткозамыкатели, выпускавшиеся в прошлые годы отечественной электропромышленностью, не всегда удовлетворяли высоким требованиям к надежности работы этих аппаратов, особенно в северных районах страны. Имел место ряд аварий и отказов в работе вследствие дефектов этих аппаратов: недостаточность усилий, развиваемых пружинами, незащищенность пружин и механизмов от атмосферных осадков и обледенения, поломки, нечеткая работа блокировочного реле и др.

В виду низкой надежности электрической схемы без выключателей и совершенствования старых типов коммутационной аппаратуры, для модернизируемой п/ст «Красный якорь» со стороны высокого напряжения применяем упрощенную схему РУ с выключателями типа ВРС-110.

2.2.2 Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения

При выборе схемы на стороне низкого напряжения (НН) в первую очередь решается вопрос об ограничении токов короткого замыкания (к.з.).

2.2.3 Выбор схемы электрических соединений собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа предполагаемого к установке электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов коммутационной аппаратуры, шкафов комплектных распределительных устройств наружной установки (КРУН), а так же освещение подстанции.

Схемы собственных нужд подстанции предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд (ТСН) к различным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ НН, снабжённых устройствами АВР, и тому подобное).

Мощность ТСН должна выбираться в соответствии с нагрузками в различных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также перегрузочной способности трансформаторов в аварийных режимах.

На подстанциях с переменным и выпрямленным оперативным током ТСН должны присоединяться через разъединитель и предохранитель на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

2.3 Расчет токов короткого замыкания

Определение расчетных токов короткого замыкания (КЗ) необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость, а также для расчетов уставок релейной защиты.

При расчетах принимаем эквивалентное сопротивление системы относительно шин ВН подстанции Zсис=3,77+j23,7Ом. Эквивалентная ЭДС системы принята по шкале средних номинальных напряжений и равна Е=37 кВ. Величина сопротивления трансформатора определяется по каталогам и составляет Zт=14+j79,6 Ом.

2.3.1 Расчет токов короткого замыкания в зоне распределительного устройства высокого напряжения (точка К1)

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного к.з. I⁽³⁾_по, кА

Ударный ток КЗ i_уд, кА

кА

Собственное время отключения выключателя марки ВР-35, t_св=0,04 с.

Время расхождения контактов выключателя t_откл, с

где tрз - время действия релейной защиты; tрз=0,01 с

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени t=ф=0,055 с iaф, кА

кА

Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе КЗ при t=ф=0,05 с в, %

Значение интеграла Джоуля Вк, кА2•с

кА2•с

2.3.2 Расчет токов короткого замыкания в зоне распределительного устройства низкого напряжения (точка К2)

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ I(3)no, кА

кА

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени t=ф=0,052 с iaф, кА

кА

Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе КЗ при t=ф=0,052 с в, %

Значение интеграла Джоуля Вк, кА²•с (2.18)

кА²•с

2.4 Выбор оборудования подстанции

2.4.1 Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов

Для выбора аппаратов и проводников необходимо определить по заданной схеме рабочие продолжительные токи, а также расчетные токи короткого замыкания в отдельных присоединениях. Выбор заключается в сопоставлении расчетных величин с соответствующими номинальными параметрами аппаратов и проводников, выбираемых по каталогам и справочникам. Различают рабочие токи нормального режима, а также рабочие токи утяжеленного режима. При нормальном режиме все присоединения находятся в работе или в состоянии рабочей готовности.

Под утяжеленным режимом понимают ремонтный или последовательный период работы, при котором рабочий ток присоединений превышает ток нормального режима. Цель двух обмоточного трансформатора: на стороне высокого напряжения расчетные нагрузки определяют, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности.

Наибольший ток нормального продолжительного режима в цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН и НН I_норм, А.



где S'ном - номинальная мощность следующего по мощности трансформатора по шкале ГОСТ, S'ном =1000 кВА;

Uт.ном - номинальное напряжение трансформатора со стороны ВН, В

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима в цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН и НН Iмакс, А

2.4.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей и разъединителей осуществляется по основным параметрам:

По напряжению установки Uуст, В

где Uном - номинальное напряжение аппарата, В

По длительному току



где Iном - номинальный ток аппарата, А

По отключающей способности

где Iоткл.ном - номинальный отключаемый аппаратом ток, кА;

iа.ном - номинальное допустимое значение апериодической составляющей тока КЗ для аппарата на время ф, кА

где Вн - нормативное значение содержания апериодической составляющей в полном токе КЗ, %

Если условие (2.) выполняется, а iаt>iа.ном, то допускается проверка на отключающую способность по полному току КЗ

Проверка также производится по следующим условиям:

По предельным сквозным токам КЗ на электродинамическую устойчивость



где Iдин и iдин - номинальные токи динамической устойчивости к периодической и апериодической составляющей тока КЗ, соответственно, кА

По тепловому импульсу тока КЗ на термическую устойчивость

где Iтерм - номинальный ток термической устойчивости, кА;

tтерм - номинальное время термической устойчивости, с

В результате расчета токов КЗ на стороне высокого и низкого напряжения по подстанции были получены следующие значения параметров:

Для КЗ на стороне ВН: Ino=Inф=0,9 кА, iуд=2 кА, iaф=0,1 кА, Вк=0,06кА2•с

Для КЗ на стороне НН: Ino=Inф=0,7кА, iуд=1,57 кА, iaф=0,06 кА, Вк=0,026кА2•с

Намечаем к установке вакуумный выключатель марки ВР35-35-20/630У2 с: Uном=35 кВ; Iном=630 А; Iоткл.ном=20 кА; Iдин=20 кА; iдин=52 кА; Iтерм=20 кА; tтерм=3 с.

По напряжению установки 35 кВ =35кВ

По длительному току

10,5 А<630 А

21,85А<630 А

Номинальное допустимое значение апериодической составляющей тока к.з.

По отключающей способности

0,9 кА< 20 кА

0,1кА< 11,3 кА

Электродинамическая устойчивость по предельным сквозным токам к.з.

0,9 кА<20 кА

2 кА<52 кА

Термическая устойчивость по тепловому импульсу тока к.з.

0,06 ?203

0,06 кА2•с<1200 кА2•с

Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН п/ст представлен в таблице 2.2.

Выбираем разъединители РГ-35/1000УХЛ1 заземляющими ножами на стороне ВН п/ст c U_ном=35 кВ; I_ном=1000 А; i_дин=40 кА; I_терм=16 кА; t_терм=3 с.

Таблица 2.2 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВРС-110 III-31,5/2500 УХЛ1	Разъединитель РГ-35/1000УХЛ1
Uуст=35 кВ Iнорм.ВН=10,9 А Iмакс.ВН=21,85 А Iпф =0,9 кА iaф =0,1кА Iпо=0,9 кА iуд=2 кА Вк=0,06 кА2•с	Uном=35 кВ Iном=630 А Iоткл.ном=20 кА iа.ном=•40•20/100=11,3кА Iдин=20 кА iдин=52 кА I2термtтерм=202•3=1200 кА2•с	Uном=35 кВ Iном=1000 А -- -- -- iдин=40 кА I2термtтерм=162•3=768 кА2•с

Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН п/ст производится аналогично и представлен в таблице 2.3.

Выбираем вакуумные выключатели в цепи трансформаторов на стороне НН п/ст ВВ/TEL-10-20/1000У2 с U_ном=10 кВ; I_ном=1000 А;I_{откл.ном}=20 кА; в_н=40%; I_дин=20 кА; i_дин=52 кА; I_терм=20 кА; t_терм=3 с t_соб.=0,042 с [?].

Выбираем разъединители цепи трансформаторов на стороне НН п/ст РВРЗ-10/400 с заземляющими ножами c U_ном=10 кВ; I_ном=400 А; i_дин=41 кА; I_терм=16 кА; t_терм=4 с.

Таблица 2.3 - Выбор выключателей и разъединителей в цепи трансформаторов и в цепи секционного выключателя стороны НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ввод Т1, ВВ/TEL-10-20/1000У2	Разъединитель РВРЗ-10/400
Uуст=10 кВ Iнорм.НН=36.75 А Iмакс.НН=73.48 А Iпф =0.7 кА iaф =0.1 кА Iпо=0.7 кА iуд=1.75 кА Вк=0.026 кА2•с	Uном=10 кВ Iном=1000 А Iоткл.ном=20кА iа.ном=•40•20/100=11,3 кА Iдин=20 кА iдин=52 кА I2термtтерм=202•3=1200 кА2•с	Uном=10 кВ Iном=400 А -- -- -- iдин=41 кА I2термtтерм=162•4= =1024 кА2•с

Выбор вакуумных выключателей и разъединителей в ячейках отходящих фидеров производится аналогично, результаты расчетов представлены в таблице 2.4.

Выбираем выключатели в ячейках отходящих линий 10 кВ КРУ ВВ/TEL-10-20/1000У2 с U_ном=10 кВ; I_ном=630 А (при максимальном токе фидера I_max=205 A); I_{откл.ном}=20 кА; в_н=40%; I_дин=20кА; i_дин=52 кА; I_терм=20кА; t_терм=3 с t_соб.=0,042 с.

Выбираем разъединители в ячейках отходящих фидеров с заземляющими ножами РВЗ-10/400 с заземляющими ножами c U_ном=10 кВ; I_ном=400 А; i_дин=41 кА; I_терм=16 кА; t_терм=4 с.

Таблица 2.4 - Выбор выключателей и разъединителей ячеек отходящих фидеров

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВ/TEL-10-20/1000У2	Разъединитель РВЗ-10/400
Uуст=10 кВ Iмакс.ф=205 А Iпф =7,8 кА iaф =2,91 кА Iпо=7,8 кА iуд=19,67 кА Вк=5,37 кА2•с	Uном=10 кВ Iном=630 А Iоткл.ном=20кА iа.ном=•40•20/100=11,3 кА Iдин=20 кА iдин=52 кА I2термtтерм=202•3=1200 кА2•с	Uном=10 кВ Iном=400 А -- -- -- iдин=41кА I2термtтерм=162•4=1024 кА2•с

2.4.3 Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформаторов напряжения (ТН) осуществляется:

по напряжению установки;

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

где S2? - суммарная вторичная нагрузка, ВА;

Sном- номинальная мощность ТН в выбранном классе точности, ВА

Суммарная нагрузка одного ТН со стороны НН для первой секции шин КРУ и технические данные подключаемых к ТН приборов приведены в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Прибор	Тип	Р одной обмотки, Вт	Число обмоток	Место установки	Число приборов	Потребляемая мощность
Вольтметр	Э-335	2	1	Сборные шины 10 кВ	2	4
Ваттметр	Д-335	1,5	2	Ввод трансформатора 10 кВ	1	3
Варметр	Д-335				1	3
Счетчик активной энергии	СЭТ3а -01-01	1	3		1	3
Счетчик реактивной энергии	СЭТ3р -01-08	1	3		1	3
Счетчик активной энергии	СЭТ3а -01-01	1	3	Линии 10 кВ	5	15
Счетчик реактивной энергии	СЭТ3р -01-08	1	3		5	15
Итого						46

Выбираем трансформатор напряжения масляный трехобмоточный, антирезонансный (с дополнительной вторичной обмоткой для контроля изоляции сети) НАМИТ-10УХЛ2 с U_1ном=10 кВ; U_2ном=100 В; U_3ном=100/3 В; S_ном=200 ВА (больше расчетной S₂=64 ВА); класс точности 0,5; S_макс=600 ВА; для внутренней установки.

Трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к исполнению. Для второй секции шин КРУ выбираем ТН аналогично того же типа.

Для соединения ТН с приборами выбираем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности.

На стороне ВН выбор производим аналогично, выбираем трёхобмоточный трансформатор марки ЗИНОЛ с U_1н=35/3кВ; U_2н=100/ 3В; U_доп=100/3 В; S_ном=50 ВА; класс точности 0,5; S_макс=600 ВА.

Выбор трансформаторов тока (ТТ) осуществляется:

по напряжению установки;

по длительному току;

по электродинамической устойчивости;

по термической устойчивости;

по вторичной нагрузке трансформаторов

где Z2 - номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ в выбранном классе точности, Ом;

Zном- вторичная нагрузка ТТ, Ом

Произведем расчет и выбор ТТ для фидера №1, токи нагрузки нормального режима равнен Ip=6,2 A.

Предварительно выбирается ТТ типа ТЛК-10-УЗ с Uном=10 кВ; I1ном=30 А; I2ном=5 А; iдин=8 кА; Iтерм=1,6 кА; tтерм=3 с; S2ном=10 ВА; Z2ном=0,4 Ом.

Расчетные и каталожные данные для выбора ТТ приведены в таблице 2.6

Таблица 2.6 - Расчётные и каталожные данные ТТ для фидера №1

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=10 кВ Iр.макс=6,2 А Iуд=1,57 кА Bк=0,026 кА2•с Z2=0,186 Ом	Uном=10 кВ I1ном=30 А; I2ном=5 А Iдин=8 кА Bк=I2терм•tтерм=1,62•3=7,68 кА2•с Z2=0,4 Ом

Технические данные подключаемых к ТТ приборов приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7- Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С	N
Амперметр	Э-355	-	-	-	0,5
Счетчик активной энергии	СЭТа-01-01	0,05	-	0,05	-
Счетчик реактивной энергии	СЭТр-01-08	0,05	-	0,05	0,05
Итого		0,1	-	0,1	0,55

Общее сопротивление приборов rприб, Ом

где Sприб - мощность, потребляемая приборами наиболее загруженной фазы; Sприб=0,1 ВА

I2 - вторичный ток ТТ, I2=5 А

Сопротивление контактов rк=0,1 Ом.

Принимаем Z2=Z2ном и определяем предельно допустимое сопротивление контрольного кабеля r'пр, Ом

Для соединения контрольно-измерительных приборов (КИП) используются медные провода. Длина провода в один конец l?4 м; lрасч=v3•4 м при установке КИП в двух фазах.

Сечение соединительных проводов S, мм2



где с - удельное сопротивление проводника; для меди с=0,0175 Ом•мм2/м

По условию механической прочности принимаем провод марки ПВ Sст=2,5 мм2.

Действительная нагрузка на ТТ Z2, Ом

Проверяем выполнение условия

Z2=0,186 Ом < Z2ном=0,4 Ом

Трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к исполнению.

Выбор и расчет ТТ для остальных фидеров производится аналогично, выбираем ТЛК10-У3 с I_ном=75А.

Выбор ТТ на стороне НН силового трансформатора производится аналогично. Предварительно намечаем к установке ТТ типа ТЛК-10-УЗ с I_ном=75А. Расчетные и каталожные данные ТТ приведены в таблице 2.8

Таблица 2.8 - Расчетные и каталожные данные ТТ на вводе силового трансформатора.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=10 кВ Iр.макс=73,48 А Iуд=1,57 кА Bк=0,026 кА2•с Z2=0,2 Ом	Uном=10 кВ I1ном=75 А; I2ном=5 А Iдин=81 кА Bк=I2терм•tтерм=102•3=2976,8 кА2•с Z2=0,4 Ом

Подсчет нагрузки одного ТТ и технические данные подключаемых к ТТ приборов приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Вторичная нагрузка одного ТТ.

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И681	0,05	0,05	0,05
Счетчик реактивной энергии	САЗ-И689	0,05	0,05	0,05
Итого		1,6	0,6	1,6

Общее сопротивление приборов rприб, Ом

Сопротивление контактов rк=0,1 Ом.

Принимаем Z2=Z2ном и определяем предельно допустимое сопротивление контрольного кабеля r'пр, Ом

Для соединения контрольно-измерительных приборов (КИП) используются медные провода. Длина провода в один конец l=5 м.

Сечение соединительных проводов S, мм2

По условию механической прочности принимаем провод марки ПВ Sст=2,5 мм2

Действительная нагрузка на ТТ Z2, Ом (2.38)

Проверяем выполнение условия

Z2=0,2 Ом < Z2ном=0,4 Ом

Трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к исполнению.

Выбор ТТ на стороне ВН силового трансформатора производится аналогично. Его вторичная нагрузка сопоставима нагрузке ТТ на стороне НН силового трансформатора.

Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ 35-У1 с I_ном=30 А. Расчетные и каталожные данные приведены в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Расчетные и каталожные данные ТТ на стороне ВН.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=35 кВ Iр.макс=21,85 А Iуд=2 кА Bк=0,06 кА2•с Z2=0,43Ом	Uном=35 кВ I1ном=30 А; I2ном=5 А Iдин=6 кА Bк=I2терм•tтерм=22•3=12 кА2•с Z2=1,2 Ом

Подсчет нагрузки одного ТТ и технические данные подключаемых к ТТ приборов приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 - Вторичная нагрузка одного ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-365	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной-реактивной энергии	СЭТ-4ТМ-02-03	0,3	0,3	0,3
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		1,8	0,8	1,8

Общее сопротивление приборов rприб, Ом

Сопротивление контактов rк=0,1 Ом.

Принимаем Z2=Z2ном и определяем предельно допустимое сопротивление контрольного кабеля r'пр, Ом

Для соединения КИП на стороне ВН используют контрольные кабели (КВВГ, КРВГ). Длина кабеля в один конец l=60 м.

Сечение соединительных проводов S, мм2

По условию механической прочности токовых цепей принимается предельно допустимое стандартное сечения контрольного кабеля с медными жилами Sст=4 мм2

Действительная нагрузка на ТТ Z2, Ом

Проверяем выполнение условия

Z2=0,43 Ом < Z2ном=1,2 Ом

Условие (2.34) в классе точности 0,5 выполнено.

Трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к исполнению.

2.4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

Состав потребителей собственных нужд (СН) подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа предполагаемого к установке оборудования. Это электродвигатели обдува, обогрев проводов коммутационной аппаратуры, шкафов комплектных распределительных устройств (КРУ), освещение подстанции, а также оперативные цепи, система связи, телемеханика, аварийное освещение, система пожаротушения и прочее.

Схемы с.н. подстанции должны предусматривать присоединение ТСН к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ НН, снабжённых устройствами АВР, и тому подобное). На стороне НН ТСН должны работать раздельно, каждый на свою секцию, а с АВР на секционной связи.

Мощность ТСН должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции с учётом коэффициентов одновременности и загрузки, а также перегрузочной способности трансформаторов в аварийных режимах.

Мощность каждого ТСН должна быть не более 630 кВА. При наличии технико-экономического обоснования допускается применение трансформаторов мощностью 1000 кВА при U_к=0,8 %.

Выбор производится с помощью методики расчета мощности потребителей СН по установленным нормам годового электропотребления.

Эквивалентная загрузка в течение суток и годовой коэффициент загрузки трансформаторов S_Т1, S_Т2 ВА и К_Т1, К_Т2

Расход электроэнергии единицей оборудования за год W, тыс.кВт•ч/год

где N0 - норма расхода электроэнергии на единицу оборудования за год, тыс.кВт•ч/год;

Кt - температурный коэффициент, принимаемый равным для умеренно-холодного климата для обогрева оборудования 1,5 и обогрева помещений 1,25:

Кед - количество единиц оборудования.

Расход электроэнергии на обогрев помещений ОПУ (2.43); N_ОПУ=18,4 тыс.кВт•ч/год

Расход электроэнергии на обогрев помещений ОВБ (2.43); N_ОВБ=11 тыс.кВт•ч/год

Расход электроэнергии на вентиляцию ОПУ W_{вент.ОПУ}=N_{вент.ОПУ}=0,8 тыс.кВт•ч/год. Аналогично берутся величины расхода электроэнергии на: освещение ОПУ W_{осв.ОПУ}=1 тыс.кВт•ч/год; освещение помещения ОВБ W_{осв.ОВБ}=1 тыс.кВт•ч/год; наружное освещение W_{осв.тер}=1,5 тыс.кВт•ч/год; оперативные цепи и цепи управления W_ц=4,5 тыс.кВт•ч/год; аппаратуру связи и телемеханики W_аппар=4,8 тыс.кВт•ч/год; прочее W_пр=2,5 тыс.кВт•ч/год.

Расход электроэнергии за год различными потребителями СН п/ст сводится в таблицу 2.12.

Таблица 2.12 - Расход электроэнергии за год потребителями СН

Наименование электроприёмников собственных нужд	Равномерное распределение в течении года	По графику наиболее загруженного месяца
	Двигательная нагрузка	Прочие	Обогрев	Освещение
			Оборудование	Помещения
Обдув и обогрев трансформаторов Обогрев ОПУ Вентиляция ОПУ Освещение ОПУ Освещение помещения ОВБ Обогрев помещения ОВБ Обогрев ЗРУ Наружное освещение Оперативные цепи и цепи управления	0,8	2,3		15,75 8,75	1 1,5 1,5

Норма расхода электроэнергии на СН подстанции за год составит W, тыс.кВт•ч/год

На обогрев помещений в январе расходуется 16,2%, что составит W_об.янв, тыс.кВт•ч

На освещение за январь расходуется 12% от годового расхода и составляет W_{осв.янв}, тыс.кВт•ч

Потребляемая мощность Р, кВт

где t - время работы оборудования.

Среднее количество часов в месяце составляет 720 ч.

Мощность на обогрев помещений за январь Р_об.янв, кВт (2.44)

Мощность на освещение за январь с учетом темного времени суток Росв.янв (14 ч), (2.44)

Мощность на вентиляцию ОПУ Рвент.ОПУ, кВт (2.44); весь год - 8760 ч

Мощность на прочие нагрузки Рпр, кВт (2.44); весь год - 8760 ч

Двигательная нагрузка Рдвиг, кВт



Для расчетов принимаем коэффициент мощности двигателей cos ц=0,8 ему соответствует tg ц=0,75.

Реактивная мощность двигательной нагрузки Qдвиг, кВАр

Суммарная активная мощность потребителей СН п/ст в наиболее загруженный период Р?, кВт

Полная мощность потребителей СН п/ст в наиболее загруженный период Sсн, кВА

Экономическая мощность трансформатора Sэк, кВА

где n - число трансформаторов.

Выбираем трансформатор марки ТМ-25/10 S_нт=25 кВА (трансформаторы с естественным масляным охлаждением).

Коэффициент загрузки одного ТСН в январе в нормальном и аварийном режимах К_зн и К_за

Согласно нормам при t⁰=+10⁰С при начальном коэффициенте загрузки К_зн=0,3 ТСН может работать с аварийной перегрузкой К=1,33, что больше расчетной К_за=0,34.

На основании проведенных расчетов, выбранный трансформатор марки ТМ-25/10 принимаются к исполнению. Технические характеристики данного трансформатора следующие: S_н=25 кВА; U_ВН=10 кВ; U_НН=0,4 кВ; ?P_хх =0,11 кВт; ?P_кз =0,6 кВт; U_кз =4,5%; I_хх =3,2%

2.4.5 Выбор предохранителей

Для защиты ТСН намечаем предохранители марки ПКТН-10УЗ

Выбор предохранителей осуществляется:

По напряжению установки

По номинальному току предохранителя I_н.пр, А



где Iр - расчетный ток, А

По номинальному току плавкой вставки Iпл.вст, А

Для защиты ТСН устанавливаются предохранители типа ПКТН-10У3 с U_н=10 кВ, I_пp=8 А, I_пл.вст=2 А

2.4.6 Выбор высокочастотных заградителей

Принимаются ВЗ-630-0,5У1 с техническими данными: I_н=630 А; L=0,547 мГн; U_ном=110 кВ; i_уд=41 кА; I_к.з.=16 кА; фильтры присоединены типа УПФ-66У1; конденсатор связи - СМР-110/ -0,0022У1.

2.4.7 Выбор гибкого ввода 35 кВ

В РУ 35 кВ для соединения трансформатора с системой применяется гибкий ввод, выполненный сталеалюминевыми проводами марки АС.

Выбор сечения гибкого токопровода производится по экономической плотности тока. Расчет проводится по току I_норм=10,9 А; проверка производится по току I_макс=21,85 А

Экономическое сечение S_эк, мм²

где jэк - экономическая плотность тока, выбирается в зависимости от материала проводника, района страны и времени использования наибольших нагрузок (Тнб, ч), А/мм2

Принимается провод АС-10 с ближайшим большим стандартным сечением s=10 мм²; d=3,6 мм; I_доп=84 А.

Проверка сечения по нагреву производится по условию

На электродинамическое действие тока КЗ согласно ПУЭ проверка гибкого токопровода не производится, так как I⁽³⁾_по<20 кА (0,9 кА < 20 кА)

Проверка по условиям коронирования:

Максимальное значение критической напряженности электрического поля Е₀, кВ/см

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

r0 - радиус провода, см

Напряженность электрического поля около поверхности провода Е, кВ/см

где U -линейное напряжение, U=110 кВ

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

При горизонтальном расположении фаз

где D - расстояние между соседними фазами; D=200см

Условие проверки коронирования проводов

Все условия проверки соблюдаются, поэтому провод АС-10 принимаем к исполнению.

2.4.8 Выбор шин 35 кВ

Для ошиновки ОРУ п/ст на напряжение 35 кВ применяют трубы из алюминиевого сплава АД31Т1 круглого сечения с наружным диаметром D=16 мм и внутренним диаметром d=13 мм, с длительно допустимым током I_доп=295 А.

Проверка сечения по нагреву

Расчётное сечение шины S, мм²

где rнар - наружный радиус трубы, мм

r_вн - внутренний диаметр трубы, мм

Проверка на термическое действие тока КЗ

Минимальное сечение по термической стойкости S_мин, мм²

где с - функция, значение которой для алюминиевых шин 91 с1/2/мм2

2,69 мм² <68,3 мм²

Условие проверки на термическое действие токов КЗ выполняется

Механический расчет шин:

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ с равной силой взаимодействия Fрасч, кГс

где а - расстояние между фазами; а=200 см;

l - длина шин между опорными изоляторами; l=7 см.

Расчётное напряжение шин у_расч, кГ/см²

где W - поперечный момент сопротивления шин, зависящий от геометрических размеров, поперечного сечения шин и способа их монтажа, см³



Допустимое механическое напряжение в материале шин, для шин из алюминиевого сплава АД31Т1 у_расч=900 кГ/см²

Проверка на механическую прочность производится по условию

у_расч?у_доп

771 кГ/см²<900 кГ/см²

Все условия проверки выполняются, следовательно, шины принимаются к исполнению.

2.4.9 Выбор гибкого ввода 10 кВ

Соединение трансформатора с ЗРУ осуществляется гибким подвесным токопроводом, выполненным сталеалюминевыми проводами марки АС.

Выбор сечения гибкого токопровода производится по экономической плотности тока (2.55). Расчет проводится по току I_норм=36,75 А; проверка производится по току I_макс=73,48 А.

Принимаем три провода на фазу марки АС-35 с параметрами s=35 мм²; I_доп=175 А.

Проверка сечения на нагрев

73,48 А<3•36,75 А

73,48 А<110,25 А

На электродинамическое действие тока КЗ согласно ПУЭ проверка гибкого токопровода не производится, так как I⁽³⁾_по<20 кА (19,67 кА < 20 кА)

Проверка на термическое действие токов к.з. не производится, так как ПУЭ допускается не проверять на термическую стойкость провода, выполненные гибким проводом, находящиеся на открытом воздухе.

Проверка по условию короны не производится, так как она выполняется только для гибких шин, проводников при напряжении 35 кВ и выше.

2.4.10 Выбор шин 10 кВ

В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами, крепятся которые на опорные изоляторы.

Для тока I_макс=76,48 А используют однополосные окрашенные шины прямоугольного сечения. Размеры bЧh=3Ч15=45мм²; I_{доп.ном}=165 А [?].

Выбор сечения по нагреву длительно допустимым током (2.56)