Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10

Условие термической стойкости кабеля: I_Т.СТ > I_П.О.К2; Условие выполняется, так как I_Т.СТ = 26,87 кА> I_П.О.К2 = 16,17 кА.

Ток термической стойкости для кабелей с СПЭ-изоляцией: В соответствии с [20], кабель из СПЭ-изоляцией и сечением 95 мм² способен выдерживать в течении времени протекания тока короткого замыкания t_КЗ=1 сек порядка I_{КЗ.ПРЕД}= 9,8 кА. Для нахождения предельного тока термической стойкости за реальное время отключения используем формулу:

кА; (6.2.2)

Условие термической стойкости кабеля: I_{Т.СТ.СПЭ} > I_П.О.К2 Условие выполняется, так как I_Т.СТ = 27,72 кА> I_П.О.К2 = 16,17 кА. Вывод: Нет необходимость ограничения тока КЗ установкой токоограничивающего реактора.

5.3 Замена кабелей отходящих фидеров с бумажно-масляной изоляцией на кабели из сшитого полиэтилена

Замена кабелей с Б/м изоляцией на кабели из СПЭ изоляции показывает свою состоятельность на практике уже давно. В таблице 6.3.1 показаны сравнительные характеристики кабелей, в которой видно, что по всем важнейшим параметрам кабели из СПЭ изоляции превосходят кабели с Б/м изоляцией. К тому же, в соответствии с [2], прокладка кабелей с Б/м изоляции запрещена.

Характеристики кабелей с различными видами изоляции

Основные показатели	Вид изоляции кабелей
	Б/м - изоляция	СПЭ - изоляция
1. Длительно допустимая рабочая температура, °С	70	90
2. Температура при перегрузках, °С	75	130
3. Стойкость к токам КЗ, °С	200	250
4. Нагрузочная способность,%
- при прокладке в земле	100	117
- при прокладке в воздухе	100	120
5. Разность уровней при прокладке, м	До15 метров	без ограничения
6. Трудоемкость при монтажах и ремонтах	высокая	низкая
7. Удельная повреждаемость, шт./100 км год
- в свинцовых оболочках	~ 6
- в алюминиевых оболочках	~ 17	в 10-15 раз ниже

В таблице 6.3.2 показана замена кабелей отходящих фидеров с Б/м изоляции на эквивалентные им по нагреву рабочим током утяжеленного режима. Все кабели термически стойки к току КЗ точки К2 (смотри пункт 6.2). Прежние кабели из СПЭ-изоляции оставить без изменения. Марка всех кабелей из СПЭ изоляцией - АПвВнг-LS.

Расшифровка марки АПвВнг-LS: А - Алюминиевая жила. Пв - Изоляция из сшитого полиэтилена. Внг-LS - оболочка из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката пониженной пожароопасности. В соответствии с [2], следует прокладывать кабели из СПЭ-изоляции именно с такой оболочкой, то есть с индексом «Внг-LS» в обозначении марки кабеля.

Замена кабелей фидеров с Б/м изоляцией на кабели из СПЭ-изоляции марки АПвВнг-LS.

Секции	Сечение ПРЕЖНИХ кабелей их длительно допустимые токи тип изоляции	Сечение кабелей АПвВнг-LS их длительно допустимые токи
1 секция (Т-1)	95 мм2 / 205 А / БМ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
	95 мм2 / 250 А / СПЭ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
	240 мм2 / 355 А / БМ	185 мм2 / 365 А / СПЭ
2 секция (Т-2)	95 мм2 / 205 А / БМ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
	95 мм2 / 250 А / СПЭ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
	240 мм2 / 355 А / БМ	185 мм2 / 365 А / СПЭ
	240 мм2 / 355 А / БМ	185 мм2 / 365 А / СПЭ
3 секция (Т-1)	150 мм2 / 275 А / БМ	120 мм2 / 295 А / СПЭ
	95 мм2 / 250 А / СПЭ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
	240 мм2 / 355 А / БМ	185 мм2 / 365 А / СПЭ
	240 мм2 / 355 А / БМ	185 мм2 / 365 А / СПЭ
4 секция (Т-2)	95 мм2 / 205 А / БМ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
	240 мм2 / 355 А / БМ	185 мм2 / 365 А / СПЭ
	95 мм2 / 250 А / СПЭ	95 мм2 / 250 А / СПЭ
Производитель: ОАО «Электрокабель» (г. Кольчугино)

Расчет выбора кабеля марки АПвВнг-LS для наиболее загруженного фидера с Б/м-изоляцией и сечением 240 мм² (в таблице 6.3.2 обозначены жирным шрифтом). Это фидер №14 «Каширские городские электрические сети», питающийся от секции №3 РУ НН 10 кВ. По полученным данным, максимальный рабочий ток этого фидера сечения равен I_Р.MAX=449,5 А.

Тогда по формуле (6.3.2) найду минимальное значение длительно допустимого тока кабеля марки АПвВнг-LS для данного фидера с целью нахождения сечения кабеля.

, (6.3.1)

где I_ДЛ.ДОП - табличное значение длительно допустимого тока кабеля.

Кабель берем одножильный. Прокладка - в плоскости.

К_ЭКР =1 - поправочный коэффициент на сечение медного экрана для одножильных кабелей с прокладкой пофазно в плоскости. Сечение медного экрана принято здесь стандартным в 35 мм².

К_ГЛУБ =1,05 - поправочный коэффициент по глубине прокладке кабеля в земле на глубине в 0,7 метра.

К_Т.ГР =1 - поправочный коэффициент по температуре грунта, принятого в 20⁰С.

К_С.ГР=1,14 - поправочный коэффициент по термическому удельному сопротивлению грунта, принятого в 0.7 км / Вт. K_МФ = 1 - поправочный коэффициент на межфазное расстояние при прокладке в плоскости. В данном случае расстояние между фазами стандартно и равно 70 мм.

К_N = 0,75 - поправочный коэффициент для групповой прокладки кабелей фидеров в земле. В данном случае количество кабелей превышает максимально установленные табличным значением (9 кабелей) и взято расстояние между осями центра средних фаз отдельных кабелей при прокладки в плоскости в 0,8 метра.

K_ТР =0,9 - поправочный коэффициент для прокладки одножильных кабелей в отдельных трубах.

K_V =1,24 - поправочный коэффициент на температуру окружающего воздуха в 10⁰С.

К_ПЕР =1,23 - допустимый коэффициент перегрузки кабеля при прокладке в земле.

Преобразовывая формулу (6.3.1), получаю что значение I_ДЛ.ДОП для одножильного кабеля должно быть не менее:

; (6.3.2)

А; (6.3.3)

Используя [20], выбираю одножильный кабель с алюминиевыми жилами сечением 185мм² с I_ДЛ.ДОП = 365 А, проложенный пофазно в плоскости, в трубе, в земле на глубине 0,7 метра, с заземлением с двух сторон медного экрана сечением 35 мм².

Аналогично, с теми же поправочными коэффициентами - произвел расчет для остальных кабелей с Б/м изоляцией. Результаты занесены в таблицу 6.3.2.

5.4 Выбор выключателей всех уровней напряжения ПС

5.4.1 Условия выбора выключателей

1. Выбор по номинальному напряжению:

U_{НОМ.ВЫКЛ} ? U_НОМ.РУ, (6.4.1)

Где U_{НОМ.ВЫКЛ} - номинальное напряжение выключателя.

U_НОМ.РУ - номинальное напряжение РУ, в котором будет установлен данный выключатель.

2. Выбор по току максимального утяжеленного режима:

I_{НОМ.ВЫКЛ} ? I_Р.MAX, (6.4.2)

Где I_{НОМ.ВЫКЛ} - номинальный ток выключателя.

I_Р.MAX - рабочий ток в максимальном утяжеленном режиме.

Сторона 110 кВ:

А; (6.4.3)

А; (6.4.4)

Цепи ввода и секционирования РУ 10 кВ:

А; (6.4.5)

А; (6.4.6)

Цепь наиболее загруженного фидера (фидер №14 - смотри пункт 6.3):

I_НОРМ = 427 А; (6.4.7)

А; (6.4.8)

Расчетные рабочие токи на ПС

Место расчета	Расчетные рабочие токи, А
	в нормальном режиме	в утяжеленном режиме
1. Сторона 110 кВ	330,66	463
2. Цепи ввода и секционирования РУ 10 кВ	1818,6	2546,11
3. Цепь наиболее загруженного фидера	427	449,5

3. Выбор по коммутационной способности:

I_{НОМ.ОТКЛ} ? I_П.О.Т, (6.4.9)

Где I_{НОМ.ОТКЛ} - номинальный ток отключения выключателя.

I_П.О.Т - периодическая составляющая тока трехфазного замыкания к моменту времени Т расхождения контактов выключателя.

, (6.4.10)

Где - коэффициент относительного содержания апериодической составляющей тока КЗ в отключаемом токе. i_А,Т - апериодическая составляющая тока КЗ к моменту Т расхождения контактов выключателя.

, (6.4.11)

Где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в зависимости от места КЗ [16]. t_ОТКЛ - полное время протекания тока КЗ до его отключения.

4. Проверка на электродинамическую стойкость:

I_ДИН.MAX ? I_УД; (6.4.12) I_{ДИН.ДЕЙСТВ}? I_П.О, (6.4.13)

Где I_ДИН.MAX - амплитудное значение тока электродинамической устойчивости выключателя. I_{ДИН.ДЕЙСТВ} - действующее значение периодической составляющей тока электродинамической стойкости выключателя.

5. Проверка на термическую стойкость:

; (6.4.14) , (6.4.15)

Где В_К - интеграл Джоуля.

I_Т.СТ - предельный ток термической устойчивости выключателя. t_Т.СТ - длительность протекания тока термической устойчивости.

Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ

Схема соединения ОРУ - «110-5Н» (без ремонтной перемычки) предусматривает установку трех выключателей, в качестве которых выбираю элегазовые выключатели колонкового типа (в соответствии с рекомендациями [2]).

Характеристики элегазового выключателя на ОРУ-110 кВ

Параметры ВЭКТ-110/ІІ*-40/2000 У1		Расчетные данные
Наружной установки		ОРУ
UНОМ. ВЫКЛ =110кВ (UMAX=123 кВ)	?	UНОМ.РУ =110 кВ
IНОМ.ВЫКЛ = 2000 А	>	IР.MAX =463 А
IНОМ.ОТКЛ = 40 кА	>	IП.О = IП.О.Т = 16,6 кА
=80,9 кА	>	=37,41кА
IНОМ.ВКЛ = 40 кА	>	IП.О= 16.6 кА
IДИН. MAX =102 кА	>	IУД = 45,07 кА
IДИН. ДЕЙСТВ = 40 кА	>	IП.О =16.6 кА
=4800 кАс	>	В=48.223 кА2 с
Собственное время отключения, мс: 45
Полное время отключения, мс: 50
Собственное время включения, мс: 90
Привод: ОМР3 (пружинный)
Ресурс по механической стойкости до первого ремонта -10000 циклов.
Масса: 1650 кг
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 1,6 млн. рублей

Выбор выключателей в КРУ-10 кВ

Схема соединения РУ 10 кВ - «C двумя системами шин и секционированием». В соответствии с рекомендациями [2], в качестве среды гашения дуги выключателя выбрать вакуум, а привод - пружинный. Выключатели вводные на секции (4 штуки) и секционные выключатели (2 штуки) выбираются с I_{НОМ.ВЫКЛ}=3150 А > I_Р.MAX=2546,11 А.

Характеристики вводных и секционных вакуумных выключателей КРУ-10 кВ

Параметры ВВУ-СЭЩ-П-10-31,5/3150 У2		Расчетные данные
Внутренней установки		КРУ-2-10
UНОМ. ВЫКЛ =10кВ (UMAX=12 кВ)	?	UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ.ВЫКЛ = 3150 А	>	IР.MAX =2546,12 А
IНОМ.ОТКЛ = 31,5 кА	>	IП.О = IП.О.Т =16,17 кА
=62,36 кА	>	=31,95 кА
IНОМ.ВКЛ = 31,5 кА	>	IП.О = 16,17 кА
IДИН. MAX =79 кА	>	IУД = 42,31 кА
IДИН. ДЕЙСТВ = 31,5 кА	>	IП.О =16,17 кА
=2976,75 кАс	>	В=32.68 кА2 с
Собственное время отключения, мс: 30
Полное время отключения, мс: 50
Собственное время включения, мс: 30
Привод: ППМ-10 (пружинно-моторный)
Ресурс по механической и коммутационной стойкости до первого ремонта -10000 циклов.
Масса: 188 кг
Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» - ТМ Самара» (г. Самара)
Стоимость: 250 тысяч рублей

Выключатели на отходящие линии выбираются с I_{НОМ.ВЫКЛ}=1000 А > I_Р.MAX=449,5 А, где I_Р.MAX - ток максимального режима наиболее загруженного фидера (фидер №4 - секция №3).

Характеристики вакуумных выключателей на отходящие линии КРУ-10 кВ

Параметры ВВУ-СЭЩ-П-10-20/1000 У2		Расчетные данные
Внутренней установки		КРУ-2-10
UНОМ. ВЫКЛ =10кВ (UMAX=12 кВ)	?	UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ.ВЫКЛ = 1000 А	>	IРАБ.MAX =449,5 А
IНОМ.ОТКЛ = 20 кА	>	IП.О = IП.О.Т =16,17 кА
=39,6 кА	>	=31,95 кА
IНОМ.ВКЛ = 20 кА	>	IП.О = 16,17 кА
IДИН. НОМ =50 кА	>	IУД = 42,31 кА
IДИН. ДЕЙСТВ = 20 кА	>	IП.О =16,17 кА
=1200 кАс	>	В=32.68 кА2 с
Собственное время отключения, мс: 30
Полное время отключения, мс: 50
Собственное время включения, мс: 30
Привод: ППМ-10 (пружинно-моторный)
Ресурс по механической и коммутационной стойкости до первого ремонта -25000 циклов.
Масса: 78 кг
Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» - ТМ Самара» (г. Самара)
Стоимость: 165 тысяч рублей

Данный выключатель с I_{НОМ.ВЫКЛ}=1000 А установлю в КРУ для защиты ДГР и ТСН, чьи токи максимального режима обычно не превышают 100 А.

5.5 Выбор разъединителей на всех уровнях напряжения

Выбор разъединителей производится:

- по конструкции, роду установки.

- по напряжению U_НОМ.

- по току I_НОМ.

- по электродинамической устойчивости.

- по термической устойчивости.

Выбор разъединителей на ОРУ-110 кВ

На ОРУ-110 кВ со схемой «110-5Н» (без ремонтной перемычки) требуется установить 6 штук разъединителей (с двумя заземляющими ножами) и 2 разъединителя (с одним заземляющим ножом). В соответствии с [2], будем применять разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом типа РГП-СЭЩ.

Характеристики разъединителей на ОРУ-110 кВ

Параметры РГП-СЭЩ-з2*(з1*) - ІІ-110/1250-УХЛ1		Расчетные данные
Наружной установки		ОРУ
UНОМ=110 кВ (UMAX=126 кВ)	>	UНОМ.РУ =110 кВ
IНОМ=1250 А	>	IРАБ.MAX =463 А
I ДИН.MAX =80 кА	>	IУД =45,07 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 31,52·1=992,25 кА2с	>	В=48.223 кА2 с
Масса: 220 кг
Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» - ТМ Самара» (г. Самара)
Стоимость: 70 тысяч рублей

Выбор разъединителей в КРУ-10 кВ

В ячейках ввода на секции и в ячейках секционных выключателей будут установлены разъединители типа РВРЗ-2-10/4000 МУЗ.

Характеристики разъединителя типа РВРЗ-2-10/4000 МУЗ

Параметры РВРЗ-2-10/4000 МУЗ		Расчетные данные
Внутренней установки		КРУ-2-10
UНОМ=10 кВ (UMAX=12 кВ)	>	UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ=4000 А	>	IРАБ.MAX =2546,11 А
I ДИН.MAX =125 кА	>	IУД =42,31 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 502·1=2500 кА2с	>	B= 32.68 кА2 с
Масса: 65 кг
Привод: ПД-11-07 УХЛ1 (электродвигательный)
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 32 тысячи рублей

В ячейках отходящих фидеров и в ячейках для защиты ТСН и ДГР будут установлены разъединители типа РВЗ-10/630 І МУХЛ2.

Характеристики разъединителя типа РВЗ-10/630 І МУХЛ2

Параметры РВЗ-10/630 МУХЛ2		Расчетные данные
Внутренней установки		КРУ-2-10
UНОМ=10 кВ (UMAX=12 кВ)	=	UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ=630 А	>	IРАБ.MAX =449,5 А
I ДИН.MAX =50 кА	>	IУД =42,31 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 202·1=400 кА2с	>	В=32.68 кА2 с
Масса: 38 кг
Привод: ПД-14-12 УХЛ1 (электродвигательный)
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 13 тысяч рублей

5.6 Выбор измерительных трансформаторов на всех уровнях напряжения

Условия выбора

Выбор ТТ производится:

- по конструкции, роду установки.

- по номинальному напряжению U_НОМ.

- по нагрузочной способности. - по номинальному току I_НОМ. - по термической устойчивости. - по электродинамической устойчивости. - по предельной кратности тока при номинальной вторичной нагрузки.

Выбор ТН производится: - по конструкции, роду установки. - по номинальному напряжению U_НОМ. - по нагрузочной способности.

Выбор ОЭИТ на ОРУ-110 кВ

В соответствии с [4], для схемы №110-5Н (без ремонтной перемычки) принято решение устанавливать в цепь моста с двух концов выключателя комбинированные оптоэлектронные трансформатора тока и напряжения (далее - ОЭТН). На линейных цепях - оптоэлектронные трансформаторы тока (далее - ОЭТ). Количество устанавливаемых ОЭТН - 6 штук. Количество устанавливаемых ОЭТ - 6 штук.

Характеристики ОЭТН типа NXVCT-115 и ОЭТ типа NXCT-115

Номинальные параметры		Расчетные величины
Наружной установки	?	ОРУ
UНОМ =115кВ (UРАБ.MAX =121 кВ)	?	UНОМ. РУ = 110 кВ
I1. НОМ =1кА (диапазон 100 А ч 4 кА)	?	IРАБ.MAX =463 А
IТ.СТ2·tТ.СТ=632·1=3969 кА2·с	?	B=48.223 кА2 с
IДИН.MAX=170 кА	?	IУД=45,07 кА
Диапазон рабочих температур воздуха: от (-55)0C до 550C
Район по ветру: до V (до 45 м/с)
Класс точности: 0,2S (для измерения - функция ТТ)
Класс точности: 5Р20 (для защиты - функция ТТ)
Класс точности: 0,2 (для измерения - функция ТН)
Класс точности: 0,2 (для защиты - функция ТН)
Масса колонны: 180 кг (ОЭТН); 56 кг (ОЭТ)
Производитель: ООО «ПроЛайн» (г. Ярославль)

Выбор ТТ в КРУ-10 кВ

Устанавливать ТТ буду типа ТЛО-10 производства ООО «Электрощит - К⁰» во все ячейки КРУ-2-10. Данный тип ТТ обладает несколькими преимуществами над остальными литыми ТТ других производителей:

1. В отличие от литых ТТ других производителей (к примеру: ТОЛ-СЭЩ от ЗАО «ГК «Электрощит» - ТМ Самара») линейка номинальных токов ТЛО-10 увеличена до 3150 А. 2. ТЛО-10 обладает более компактными габаритами. 3. Максимальные односекундные токи термической стойкости среди российских аналогов.

ТТ типа ТЛО-10 будут с тремя вторичными обмотками: измерительной обмотка для целей АИИС КУЭ с классом точности 0,2S; обмотка для подключения электронных счетчиков с классом точности 0,2S; обмотка (защитная) для подключения устройств РЗ с классом точности 5Р. РЗ будет выполнена на микропроцессорной основе с максимально возможной мощностью для ТТ в S_MAX.РЗ=0,5 Ва.

В качестве измерительных приборов, с помощью которых будет осуществляться контроль за режимом работы ПС, будут взяты многофункциональные трехфазные микропроцессорные счетчики «ЕвроАльфа». С помощью этих счетчиков можно измерить с погрешностью 0,2S и отобразить на ЖК-дисплее все необходимые параметры электроэнергии: ток и напряжения по фазам, активная и реактивная потребляемые энергии, частота сети, коэффициент мощности. Многотарифность (4 тарифные зоны в день, 4 типа дней недели) позволяет точно и оперативно получать информацию о параметрах потребляемой энергии в соответствии с ее тарифом в тот или иной момент времени.

На рисунке 6.6.1 изображена схема соединения счетчика «ЕвроАльфа», производящего измерения в цепях ввода на секцию. Видно, что подключается счетчик через ТТ типа ТЛО-10 (его измерительную обмотку) и через измерительную обмотку ТН (предполагаемый тип НАМИ).

Проверка нагрузочной способности ТТ типа ТЛО-10 в цепях ввода: Номинальный ток вторичных цепей и счетчиков принят за I₂ =5 А.

Максимально допустимая вторичная нагрузка обмоток S_ДОП = 50 Ва. Тогда найду максимально допустимое сопротивление этой нагрузки:

Ом; (6.6.1)

Схема соединения счетчика «ЕвроАльфа» через ТТ и ТН

Максимальная потребляемая мощность счетчика S_MAX.СЧ =3,6 Ва. Сопротивление счетчика:

Ом; (6.6.1)

Общее сопротивление вторичной нагрузки также состоит из сопротивлений провода, соединяющего выводы обмотки ТТ с счетчиком, и сопротивления контактных соединений Z_КОНТ= 0,1 Ом. Длина соединительных проводов от ТТ до приборов (в один конец) ориентировочно для РУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям (то есть в нашем случае), может быть принята около 40 метров.

Учитывая малое значение нагрузки электронного многофункционального счетчика S_MAX.СЧ =3,6 Ва и максимально возможный ток счетчика в 10 А, примем провод алюминиевый с негорючей изоляцией марки АВВГнг и сечением S_СЕЧ =2,5 мм². Тогда сопротивление провода:

Ом; (6.6.2)

В итоге, суммарное сопротивление вторичной нагрузки обмотки:

Ом; (6.6.3)

Очевидно, что нагрузочная способность ТЛО-10 выполняется, то есть: Z_ДОП.ТТ (2 Ом) > Z_2.РАСЧ (0,692 Ом).

Проверка по предельной кратности тока ТТ типа ТЛО-10 в цепях ввода:

, (6.6.4)

Где I_{1.НОМ.ТТ} = 3000 А - номинальный ток первичной обмотки выбранного ТЛО-10 в цепях ввода с I_Р.MAX=2546,11 А. K_РАСЧ - расчетное значение предельной кратности тока, где значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2. K_{НОМ.ПРЕД} - максимальное значение предельной кратности тока измерительной обмотки ТЛО-10.

Характеристики ТЛО-10 для цепей ввода и секционирования

Номинальные параметры ТЛО-10 формы М8		Расчетные величины
Внутренней установки		КРУ-2-10
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =12 кВ)	?	UНОМ. РУ = 10 кВ
Z2.НОМ=2 Ом	>	Z2.РАСЧ =0,692 Ом
I1. НОМ =3000 А	>	IР.MAX =2546.11 А
кА2с	>	В=32.68 кА2 с
IДИН.MAX=100 кА	>	IУД=42,31 кА
KПРЕД = 10	>	KРАСЧ = 5,39
Число вторичных обмоток - 4 (ввод) и 3 (секц. цепи)
Класс точности - 0,2S (для измерений)
Класс точности - 5Р (для защиты)
Масса: 45 кг
Производитель: OОО «Электрощит-К»
Стоимость: 16 тысяч рублей

Характеристики ТЛО-10 для отходящих линий

Номинальные параметры ТЛО-10 формы М1		Расчетные величины
Внутренней установки		КРУ-2-10
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =12 кВ)	?	UНОМ. РУ = 10 кВ
Z2.НОМ=2 Ом	>	Z2.РАСЧ =0,3 Ом
I1. НОМ =600 А	>	IР.MAX =449.5 А
кА2с	>	В=32.68 кА2 с
IДИН.MAX=100 кА	>	IУД=42,31 кА
KНОМ = 30	>	KРАСЧ = 26,95
Число вторичных обмоток - 3
Класс точности - 0,2S (для измерений)
Класс точности - 5Р (для защиты)
Масса: 28 кг
Производитель: OОО «Электрощит-К»
Стоимость: 13 тысяч рублей

В итоге, полное обозначение выбранных ТТ типа ТЛО-10: Цепи ввода и секционирования: М8АС-0,2SFS10/5P10-10/5-3000/5 УЗ 40 Отходящие линии: М1АС-0,2SFS30/5P30-10/5-600/5 УЗ 40 Расшифровка: М1 и М8 - габариты ТЛО-10. А - выводные контакты вторичных обмоток на корпусе трансформатора расположены с торца. С - наличие крышки для защиты и пломбирования измерительной обмотки. 0,2S - класс точности измерительной вторичной обмотки FS30 и FS10 - коэффициенты предельной кратности по току для измерительной обмотки. 5Р - класс точности вторичной обмотки РЗ. 30 и 10 - коэффициенты предельной кратности по току для обмотки РЗ. 5 - номинальная вторичная нагрузка измерительной обмотки (Ва). 1 - номинальная вторичная нагрузка защитной обмотки (Ва). 3000 и 600 - номинальные первичные токи (А). 5 - номинальный вторичный ток (А). У - климатическое исполнение. 3 - категория размещения. 40 - ток односекундной термической стойкости.

Выбор ТН в КРУ-10 кВ

Как уже ранее было написано, предполагаются к установке ТН типа НАМИ-10-95 УХЛ2. Установка в отдельных шкафах с ОПН на каждой секции КРУ-10 кВ. Имеет две вторичные обмотки, питаемые на линейном напряжении 100 В. К одной обмотке ТН (измерительной) подключают счетчик «ЕвроАльфа», а к другой обмотке (защитная) - органы РЗ, такие как Реле напряжения. Вторичные обмотки заземляются.

Расшифровка НАМИ-10-95 УХЛ2: Н - трансформатор напряжения; А - антирезонансный; М - с масляной изоляцией; И - контроль состояния изоляции; 10 - уровень номинального напряжения (кВ); 95 - выпускается данный тип НАМИ с 1995 года; УХЛ2 - климатическое исполнение и категория размещения (1, 2).

Класс точности данного типа НАМИ равен 0,2, что позволяет их качественно использовать вместе с электронными счетчиками в целях создания АИИС КУЭ. На рисунке 6.6.1 показана схема соединения ТН с счетчиков, осуществляющим контроль за всеми параметрами сети с S_MAX.СЧ =3,6 Ва. При классе точности 0,2 - предельная мощность вторичной обмотки S_ДОП =105 Ва. Очевидно, что по нагрузочной способности данный тип ТН удовлетворяет.

Характеристики ТН на стороне 10 кВ

Номинальные параметры НАМИ-10-95 УХЛ2	Расчетные величины
Внутренней установки	КРУ-2-10
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =12 кВ)	UНОМ. РУ = 10 кВ
SДОП=105 ВА	SРАСЧ.2.У =3,6 ВА
Класс точности для защиты и измерения - 0,2
Схема соединения обмоток - Y0 / Y0 / Л

5.7 Выбор предохранителя для защиты ТН

Для защиты ТН от токов КЗ в шкаф вместе с ними будут установлены три однофазных предохранителя серии VV-Thermo. Главное преимущество этих предохранителей серии VV являются стабильные времятоковые характеристики вследствие особой конструкции и замедленного старения плавкой вставки. В качестве наполнителя применяется кварцевый песок строгоопределенной грануляции и особого химического состава. Корпус в виде фарфоровой трубки покрыт глазурью. Герметичность обеспечивается износо-термостойкой прокладкой.

Возможно применение термоограничителя, который при кратковременных перегрузках не позволяет перегореть вставке. Будет применять термоограничитель серии T-D с ударной силой иглы в 80 Н. Эта игла приводит в движение разрывающий коммутационный механизм предохранителя при достижении критической температуры вставки в 120 ⁰С. Данные предохранители выдерживают максимально возможный ток КЗ на стороне 10 кВ в 42,31 кА (максимальный ток отключения равен 50 кА). Учитывая коэффициент старения плавкой вставки К_СТАР= 1,2, узнаю выполняется ли условие по отключению минимального двуфазного тока КЗ на шинах 10 кВ предохранителем:

; (6.7.1)

Значение минимального тока КЗ гораздо выше тока перегорания вставки, поэтому данный предохранитель беудет защищать ТН от тока КЗ. Ток перегорания вставки (минимально отключаемый ток) равен I_MIN.ОТКЛ =25 А при номинальном токе вставки в 6 А.

Характеристики предохранителя для защиты ТН

Предохранитель VV-T-D-10кV-6А	Расчетные величины
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =17,5 кВ)	?	UНОМ. РУ = 10 кВ
IНОМ.ВСТ=6 А	>	IРАБ. MAX =0,0109 А
IПРЕД.ОТКЛ =50 кА	>	IУД= 42,31 кА
IMIN.ОТКЛ = 25 А	<	IКЗ.MIN =30,53 кА
Максимальная ударная сила иглы = 80 Н
Производитель: «ETI Izlake» (Словения)

5.8 Выбор режима нейтрали сети 10 кВ

Необходимо оптимально выбрать режим заземления нейтрали сети 10 кВ (способ заземления нейтрали), так как он определяет: 1. Ток в месте повреждения и перенапряжения на здоровых фазах при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ). 2. Схему построения РЗ от ОЗЗ. 3. Уровень изоляции электрооборудования. 4. Выбор ОПН для защиты от перенапряжения. 5. Бесперебойность электроснабжения. 6. Допустимое сопротивление контура сопротивления ПС. 7. Безопасность персонала и электрооборудования при ОЗЗ.

Таким образом, очевидно, что выбор того или иного режима нейтрали влияет на значительное количество технических решений, которые необходимо принять при дальнейшем проектировании ПС.

Согласно [7], разрешены к использованию в России способы заземления нейтрали для сетей 6-35 кВ: 1. Изолированная (незаземленная) нейтраль источников питания. 2. Заземленная нейтраль с помощью дугогасящего реактора (ДГР). 3. Заземленная нейтраль с помощью высокоомного или низкоомного резистора. Кроме того, возможен режим смешанного заземления нейтрали через параллельное включение ДГР и резистора.

Режим изолированной нейтрали, как показала практика, несет опасность возникновения при ОЗЗ перенапряжений на здоровых фазах до трехкратного увеличения относительно номинального напряжения. Это часто ведет к пробою изоляции кабелей и проводов этих фаз, а значит к возникновению сложных видов коротких замыканий. Именно поэтому, на практике при проектировании новых ПС этот режим нейтрали уже не используется. Для определения оптимального способа заземления нейтрали сети 10 кВ необходимо узнать: 1. Тип сети 10 кВ. В данном случае - сеть преимущественно выполнена кабельными линиями (КЛ) для питания города Кашира и прилегающих промышленных предприятий. Помимо кабельных линий, есть передача электрической энергии посредством воздушных линий (ВЛ), установленных на металлических опорах. Таким образом, зная особенности типа сети, построю таблицу 6.8.1 с учетом [3] для дальнейшего выбора режима нейтрали.

Подходящие режимы нейтрали для данного типа сети.

Тип электрической сети	UНОМ.С	Суммарный емкостной ток	Режим нейтрали
Сети, имеющие ж/б или металлические опоры на ВЛЭП	6-35 кВ	До (10 А)	Изолированная нейтраль;
			Заземление через высокоомный резистор
		Более (10 А)	Заземление через ДГР

2. Значения суммарного емкостного тока секций РУ НН 10 кВ.

Формула приближенного расчета емкостного тока:

Емкостной ток для ВЛ-10 кВ: , (6.8.1)

Емкостной ток для КЛ-10 кВ: , (6.8.2)

Где U_НОМ.С =10 кВ. L_ВЛ и L_КЛ - длины кабельной и воздушной линий. К= 10 - поправочный коэффициент для кабелей с Б/м изоляции. К= 5 - поправочный коэффициент для кабелей из СПЭ-изоляции. По полученным данным от персонала ЭТЛ с согласия руководства филиала «Южные электрические сети» компании ОАО «МОЭСК» - известны полученные при опытах в ЭТЛ суммарные емкостные токи секций шин РУ 10 кВ на момент до реконструкции.

Суммарные емкостные токи секций РУ НН до реконструкции

Секция РУ НН 10 кВ	Емкостной ток секции	Режим нейтрали
Секция №1 (тр-р №1)	5,6 А	Изолированная
Секция №2 (тр-р №2)	14,2 А	Изолированная
Секция №3 (тр-р №1)	22,5 А	Изолированная
Секция №4 (тр-р №2)	9 А	Изолированная

Сравнивая формулы (6.8.1) и (6.8.2), видно, что после реконструкции с полной заменой КЛ с Б/м изоляции (около 80% по суммарной длине от всех КЛ) на кабели из СПЭ-изоляции - при этом суммарный емкостной ток вырастет в 2 раза на каждой КЛ. Таким образом, можно ввести поправочный коэффициент К=1,8 и тогда получу данные емкостных токов секций после реконструкции (таблица 6.8.3 - обозначены жирным шрифтом).

Суммарные емкостные токи секций после реконструкции

Секция РУ НН 10 кВ	Емкостной ток секции	Емкостной ток секции
Секция №1 (тр-р №1)	5,6 А	10,08 А
Секция №2 (тр-р №2)	14,2 А	25,56 А
Секция №3 (тр-р №1)	22,5 А	40,5 А
Секция №4 (тр-р №2)	9 А	16,2 А

Вывод: Значения емкостных токов всех 4 секций превысят 10 А после реконструкции и учитывая преобладание КЛ в сети 10 кВ - выбираю способ заземления нейтрали через ДГР.

Выбор ДГР

В качестве ДГР буду использовать комбинированный ДГР (то есть совмещенный с трансформатором подключения в одном баке) типа ASRC, производимый чешской компанией «EGE». Особенности данного типа ДГР: - Автоматическое определение емкостного тока сети и его плавную автоматическую компенсацию (от 10% до 100% от тока компенсации). - Комплектование цифровыми регуляторами REG-DPA с высокой чувствительности по напряжению 3U₀ (в диапазоне 0,1-120 В). Регулятор обеспечивает высокое удобство эксплуатации (вычисляет емкостной ток сети; активную составляющую в токе замыкания; отображает на дисплее резонансную кривую сети и в виде засечки на ней текущую позицию реактора; обеспечивает автоматическое слежение за изменением емкости сети). - Комплектование шунтирующим низковольтным резистором, который включается во вторичную силовую обмотку реактора напряжением 500 В, что дает возможность организовать автоматический поиск присоединения с ОЗЗ. Номинальный активный ток, создаваемый шунтирующим резистором только в поврежденном фидере, составляет не менее 10% от максимального тока компенсации ДГР. Допустимое время протекания номинального тока в шунтирующем резисторе варьируется в пределах 6-90 с. - Оснащение устройствами обогрева шкафа управления и привода, что обеспечивает эксплуатацию на ОРУ ПС без дополнительной защиты при зимних температурах до -45є С. - Оснащение газовом реле Бухгольца для контроля уровня масла в ДГР и защиты от внутренних повреждений, а также электроконтактные термометры для контроля температуры масла при работе в режиме ОЗЗ.

ДГР типа ASRC оснащен тремя обмотками: 1. Главная обмотка, которая изготавливается в соответствии с U_{НОМ.СЕТИ}, Q_ДГР и длительностью работы сети в режиме ОЗЗ. 2. Измерительная обмотка (U_2.ИЗМ=100 В; I_2.ИЗМ =3А) используется для автоматического управления ДГР и измерения величины напряжения на нейтрали U₀. 3. Специальная обмотка (U_СПЕЦ= 500 В; Q_СПЕЦ =0,1? Q_ДГР в течение 90 сек) применяется для кратковременного включения шунтирующего резистора, создающего активную составляющую в токе поврежденного присоединения, что обеспечивает его селективное определение при наличии соответствующей РЗ.

Расчет мощностей ДГР:

При выборе мощностей ДГР, которые будет устанавливаться единично на каждой секции, следует подчеркнуть, что расчетный емкостной ток будет равен емкостному току каждой из двух систем шин, то есть в случае, когда секционные выключатели замкнуты (случай выхода из строя одного из двух силовых трансформаторов).

Таким образом, суммируя значения емкостных токов секций (№1 и №2) и секций (№3 и №4) из таблицы 6.8.3 - получаю расчетные значения емкостных токов для выбора ДГР:

I_С.У.1 = 10,08 + 40,5 =50,58 А; (6.8.3)

I_С.У.2 = 25,56 + 16,2 =41,76 А; (6.8.4)

Таким образом, нахожу мощности устанавливаемых ДГР.

Секции (№1; №3): Q_ДГР.1 ?1,25?5,77?I_С.У.1=1,25?5,77?50,58 = 364,81 кВа, (6.8.5) Секции (№2; №4): Q_ДГР.2 ?1,25?5,77?I_С.У.2=1,25?5,77?41,76 = 301,19 кВа, (6.8.6)

Где 1,25 - коэффициент с учетом развития сети 10 кВ. 5,77 - фазное напряжение сети 10 кВ. Из [21] выбираю ДГР одной мощности Q_ДГР = 480 кВа. Мощность трансформатора подключения S_{НОМ.ТДГР} ? Q_ДГР и равна 500 кВа. Тогда мощность специальной обмотки для подключения резистора равна: Q_СПЕЦ =0,1? Q_ДГР = 50 кВа. Диапазон токов компенсации ДГР от 8А до 83 А, то есть максимальное значение тока компенсации I_L.MAX = 83 А. Номинальный активный ток резистора I_R ? 0,1? I_L.MAX и принять равным стандартному значению 10 А.

Характеристики ДГР

Тип ДГР	ASRC
Номинальная мощность	480 кВа
Номинальное напряжение сети	10 кВ
Настройка компенсации	плавная
Размещение	ОРУ - 110 кВ
Диапазон изменения тока компенсации	8 - 83 А
Номинальный активный ток резистора	10 А
Тип шунтирующего резистора	SR 500V / 120 A/ 60 s
Цифровой регулятор реактора	REG-DPA
Привод	Моторный MD1
Номинальная мощность трансформатора ТДГР	500 кВа
Схема соединения обмоток ТДГР	Y0 / Д
Производитель	«EGE» (Чехия)

Марка кабеля, соединяющего ТДГР - АПвВнг-LS (3x16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2-10 с выключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10-20/1000 У2.

5.9 Выбор ОПН

В качестве защиты оборудования ПС и ее изоляции от атмосферных и коммутационных перенапряжений нормативные документы разрешают использовать лишь ОПН (ограничители перенапряжения). В качестве рекомендаций [2], внешняя изоляция будет из полимерного материала. На ПС необходимо установить ОПН в количестве 32 штук: 1. На стороне 110 кВ - 8 штук. Из них 2 штуки - в нейтрали силовых трансформаторов параллельно с заземлителями. 6 штук - на тросы ввода трансформаторов. 2. На стороне 10 кВ - 24 штуки. 12 штук на каждую секцию в шкафах ТН и 12 штук на тросах выводов силовых трансформаторов. Таким образом, 12 штук ОПН будут во внутреннем исполнении, а остальные 20 штук - в открытом. Способ установки - «фаза-земля».

Для выбора типа ОПН на стороне 110 кВ необходимо найти наибольшее длительно допустимое напряжение на ОПН U_НР.ОПН. Для данной ПС (не относиться к категории «особый случай» - смотри [15]) применима формула:

U_НР.ОПН ? 1,05 ?U_{НОМ.Ф.СЕТИ} = 1,05 ?63,51=66,69 кА, (6.9.1)

Где 1,05 - коэффициент запаса для сетей с эффективно-заземленной нейтралью. Используя сайт {5}, выбираю ОПН типа ОПН-П1-110/73/10/2 УХЛ1. Исполнение установки ОПН - на опоре линейного портала.

В качестве ОПН на стороне 10 кВ, устанавливаемые для защиты оборудования именно на ПС, компания ЗАО «ЗЭТО» предлагает ОПН типа ОПН-П1-10/12/10/2 УХЛ2. Исполнение установки ОПН - подвесное к тросам выводов трансформаторов.

Выбранные типы ОПН необходимо проверить по взрывобезопасности к максимальным токам КЗ, то есть I_ВЗ > I_УД. Для стороны 110 кВ: I_ВЗ > 45,07 кА. Для стороны 10 кВ: I_ВЗ > 42,31 кА.

Характеристики ОПН ПС «Сорокино»

Тип ОПН	ОПН-П1-110/73/10/2 УХЛ1	ОПН-П1-10/12/10/2 УХЛ2
Номинальное напряжение	110 кВ	10 кВ
Наибольшее длительно допустимое напряжение	73 кВ	12 кВ
Номинальный разрядный ток	10 кА	10 кА
Категория взрывобезопасности	А (IВЗ = 63 кА)	А (IВЗ = 63 кА)
Остающееся напряжение при импульсе тока в 10 кА за 0,1 мкс	274 кВ	44 кВ
Стоимость	35.000 рублей	2.300 рублей
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)

5.10 Выбор ТСН

В таблице 6.10.1 отображены потребители собственных нужд (СН) ПС и их суммарная нагрузка с учетом коэффициента спроса. Расшифровка обозначений таблицы: P - Номинальная активная мощность единичного потребителя СН (кВт). N - Количество единичных потребителей СН (шт.). P_N - Суммарная активная мощность потребителя СН (кВт). К_СПР - Коэффициент спроса на потребителя СН (о.е). cosц - Коэффициент мощности потребителя СН (о.е). S_РАСЧ - Расчетная нагрузка потребителя СН (кВа). S_РАСЧ.У - Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН (кВа).

Нагрузочные данные потребителей собственных нужд ПС

Потребители собственных нужд	Р (кВт)	N (шт.)	РN (кВт)	КСПР	cosц	SРАСЧ (кВа)
Освещение ОРУ-110кВ	5	-	5	0,5	1	2,5
Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ-10 кВ	7	-	7	0,7	1	4,9
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ	100	-	100	0.7	1	70
Отопление и освещение склада	5,5	-	5,5	0,2	1	1,1
Двигатели системы охлаждения силового трансформатора	4	2	8	0,85	0,85	8
Устройство РПН	1	2	2	0,8	0,9	1,78
Отопление шкафа КРУ	1	39	39	1	1	39
Электроподогрев элегазового выключателя и его привода	5	3	15	1	1	15
Электроподогрев привода разъединителя 110 кВ	0,6	8	4,8	1	1	4,8
Электропитание телемеханики и аппаратуры связи	2	-	2	1	1	2
Электроподогрев шкафа РЗ	1	12	12	1	1	12
Электропитание системы пожаротушения	15	-	15	1	1	15
Зарядно-подзарядное устройство	35	2	70	0,12	1	8,4
ИТОГО: SРАСЧ.У = 184,48 кВа

В соответствии с [1], очевидно, что на ПС будет достаточна установка двух ТСН. Их эксплуатацию можно осуществить следующими способами:

1. Один из двух ТСН питает всю нагрузку СН, а второй находится в автоматическом резерве.

2. Два ТСН работают совместно с загрузкой 50-70% от номинальной мощности ТСН. При этом секции шин 0,4 кВ питают нагрузку раздельно.

К установке принимаю второй вариант эксплуатации ТСН.

На реконструируемой ПС будет отсутствовать постоянный оперативный персонал, поэтому формула для выбора номинальной мощности ТСН такова:

S_{НОМ.ТСН} ? S_РАСЧ.У; (6.10.1) S_{НОМ.ТСН} ? 184,48 кВа, (6.10.2)

Где S_{НОМ.ТСН} - номинальная мощность ТСН. S_РАСЧ.У =184,48 кВа - Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН.

Таким образом, ближайшая стандартная мощность трансформатора равна 250 кВа. В соответствии с [2], ТСН будут с сухой изоляцией обмоток с установкой в комплектной двухтрансформаторной ПС СН.

Паспортные данные ТСН

ТСЗ-СЭЩ-250/10-УЗ	ПБВ - 5 ступеней (±5%)
SНОМ = 250 кВа
UВН = 10 кВ
UНН = 0,4 кВ	Масса: 1185 кг
UK% = 4%	Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» - ТМ Самара» (г. Самара)
Д / Y0 -11	Стоимость: 600 тысяч рублей

Марка кабеля, соединяющего ТСН - АПвВнг-LS (3x16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2-10 с выключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10-20/1000 У2.

Технические характеристики комплектной ПС СН

Наименование	2КТП-СЭЩ-СН-250/10/0,4 - УЗ
Мощность ТСН	250 кВа
Уровень изоляции [ГОСТ 1516.3-96]	Облегченная изоляция
Ток термической стойкости на стороне 10 кВ в течение 1 с	20 кА
Ток динамической стойкости на стороне 10 кВ	51 кА
Тип атмосферы	II [ГОСТ 15150-69]
Сейсмостойкость	9 баллов на 0 м по шкале MSK 64
Габариты:
Длина	13,5 метра
Ширина	12 метров
Высота	22,7 метра

5.11 Выбор аккумуляторной батареи

В соответствии с [1], для получения постоянного оперативного тока на ПС 110 кВ и выше будут установлены две одинаковые аккумуляторные батареи (АБ) стационарной установки закрытого типа с жидким и экологически чистым диэлектриком, исключающими выделение водорода в режиме зарядки и исключающие содержание ядовитых ПХБ (полихлорированные бифенилы).

В соответствии с [2], на ПС будут установлены АБ типа Groe. Каждая из двух АБ будет находиться в отдельных блоках ОПУ. Емкость каждой из двух АБ сможет обеспечивать питанием всех потребителей СН в течение не менее 3 часов при отключенном зарядно-подзарядном устройстве (ЗПУ).

Для выбора модели АБ типа Groe, отличающееся между собой номинальной емкостью, необходимо рассчитать максимальное значение тока с низшей стороны ТСН. В случае отказа обоих ТСН, именно этот ток (ток суммарной нагрузки всех потребителей СН) каждая из двух АБ обязана генерировать своей емкостью даже без подзарядки от ЗПУ. Рассчитаем максимальный ток низшей стороны ТСН:

А; (6.11.1)

Выбираю АБ типа Groe модели SGL 31D с номинальной емкостью С_НОМ =400 (А? час). Через 3 часа разряда емкость снизиться до 373 (А? час), таким образом, обеспечив требования [2].

Таблица 6.11.1 Технические характеристики АБ

Тип АБ	Groe (серия SGL-SGH)
Модель АБ	SGL 33D
Обозначение по стандарту DIN 40738	16_GroE 400
Номинальная емкость при 20 °С	400 А? час
Номинальное напряжение АБ	220 В
Количество элементов в АБ	110 шт.
Номинальное напряжение на одном элементе	2 В
Рекомендуемое напряжение на одном элементе в режиме постоянного подзаряда АБ	2,23 В
Электролит	Раствор серной кислоты
Производитель:	«FIAMM» (Италия)

5.12 Выбор шинных конструкций

Выбор жесткой ошиновки ОРУ - 110 кВ

В соответствии с [2], при реконструкции и строительстве ПС 110 кВ и выше рекомендуется использовать жесткую ошиновку РУ высшего напряжения вне зависимости от его исполнения. На практике ОРУ ПС выполняют только с жесткой ошиновки, которая обладает рядом преимуществ перед ошиновкой гибким сталеалюминиевым проводом. Преимущества жесткой ошиновки: 1. Сокращение площади ОРУ до 30%. 2. Снижение затрат при строительстве ОРУ: металлоемкость сокращается до 15%, расход железобетона до 20%. 3. Снижение объема строительно-монтажных работ и трудозатрат до 25% в зависимости от схемы соединений РУ. 4. Возможность быстрой замены шин при необходимости увеличения пропускной способности. 5. Ускорение сроков строительства ПС. 6. Высокая механическая прочность конструкции и электрических контактов соединений. 7. Долговечная наглядная фазировка порошковыми красками.

На рисунке 6.10.1 изображен общий вид фрагмента жесткой ошиновки, состоящей из: 1 - Шин в виде полых труб алюминиевого сплава 1915Т. Данный сплав позволяет добиться высокой проводимости при низкой металлоемкости. 2 - Токовые компенсаторы гарантируют высокое качество электрического соединения. Они играют роль экранов, устраняя возможность развития коронных разрядов и радиопомех. 3 - Соединение жестких шин между собой, а также шин с контактами оборудования осуществляется сертифицированными литыми шинодержателями и гибкими контактными из сталеалюминиевых проводов АС-400/51. 4 - Поддерживающая трубы шинная опора из полимерного материала. 5 - Прессуемый замок для болтового (несварного) соединения труб. Применение подобного соединения труб из-за отсутствия возможного отжига металла повысило прочность конструкции.

Рис. 6.12.1 Общий вид жесткой ошиновки определенной конфигурации

Расчет жесткой ошиновки ОРУ-110 кВ:

Выбираю для расчета жесткую ошиновку производства компанией ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки) на напряжение 110 кВ. Предназначение этой жесткой ошиновки для ОРУ в районе с характеристиками: Степень загрязнения изоляции оборудования - II. Район по гололеду - до III (расчетная толщина стенки гололеда до 20 мм). Район по ветру - II (расчетная скорость ветра до 40 м/сек). Диапазон рабочих температур воздуха - от (-60)⁰ С до 40⁰С.

Сравнивая с данными из таблицы 2.4.1, делаю вывод о допустимости применения данной ошиновки для ОРУ ПС «Сорокино».

Трубы ошиновки выполнены из алюминиевого сплава 1915Т. Необходимые данные сплава 1915Т для расчета приведены в таблице 6.12.1.

Параметры трубчатых шин из сплава 1915Т

Марка сплава	С0,	Е, ГПа	bТ, МПа	bВ, МПа	СТ
1915Т	0,05 ? 10-6	70	216	353	66

С₀ - удельное сопротивление шины данной марки сплава. Е - модуль упругости материала. b_Т - допустимое напряжение материала. b_В - временное сопротивление разрыву материала (предел прочности). С_Т - коэффициент термической стойкости материала при 70⁰ С.

Проверка по нагреву током максимального режима:

, (6.12.1)

Где I_ДЛ.ДОП =925 А - длительно допустимый ток шины из сплава 1915Т для наружной установки при условиях: D = 70 мм - наружный диаметр трубчатой шины. d = 64 мм - внутренний диаметр трубчатой шины. Штиль, то есть скорость ветра равна нулю. Учет поглощение теплового потока солнечной радиации. Трубы неокрашенные порошковой краской.

Проверка по термической стойкости:

, (6.12.2)

Где S_СЕЧ - сечение трубчатой шины, которую нахожу по формуле:

мм²; (6.12.3)

В =48.223 кА²с - интеграл Джоуля на стороне 110 кВ.

Проверка по электродинамической стойкости:

Первое условие: , (6.12.4)

Где b_MAX - максимальное механическое напряжение в шине. b_ДОП - допустимое механическое напряжение как 70% от предела прочности.

; (6.12.5)

-коэффициент динамической нагрузки шин и изоляторов, определяемый по кривым (рис. 5 из [5]) в зависимости от отношения частоты собственных колебаний ѓ₁ к промышленной частоте ѓ_С=50 Гц. Ударный коэффициент равен больше 1,6 (равен 1,92).

Примем тип балки с одним пролетом с поправочными коэффициентами: л=8; в=1; r₁=3,14.

Гц, (6.12.6)

где l = 6 метра - длина пролета шинной конструкции. J - момент инерции шин, который нахожу по формуле:

м⁴; (6.12.7)

Тогда определяю по кривой (рис. 5 из [5]) значение при параметре (ѓ₁/ ѓ_С = 5,2/50=0,104) и случае трехфазного КЗ. Получаю =0,55.

Определю момент сопротивления шин:

м³; (6.12.8)

Расстояние между фазами а=2 метра.

Коэффициент расположения шинных конструкций К_РАСП=1 для выбранного расположения шин в одной плоскости. Коэффициент формы для трубчатых шин равен К_Ф=1. Таким образом, нахожу максимальное механическое напряжение в шине, используя формулу (6.12.5):

МПа; (6.12.9)

Второе условие: , (6.12.10)

Где F_РАЗР.У = 10 кН - минимальная разрушающая сила на изгиб выбранного типа шинных опор типа ШОП-110-Ш70-4 УХЛ1.

F_РАСЧ - максимальная действующая нагрузка на шинную опору при трехфазном КЗ. Нахожу по формуле:

Н; (6.12.11)

Проверка по условию коронирования:

, (6.12.12)

Где Е_MAX - наибольшая напряженность электрического поля у поверхности шин в зависимости от диаметра и расстояний между шинами. Определяю по формуле:

кВ/см, (6.12.13)

Где U_РАБ.MAX =126 кВ - рабочее максимальное значение напряжения сети. r₀ = D / 2 =3,5 см - наружный радиус шины. А_СР =1,26? а =252 см - среднегеометрическое расстояние между шинами.

Определяю начальную критическую напряженность:

кВ/см,

где b= 1,1036 Па / ⁰ С - относительная плотность воздуха при температуре воздуха на ОРУ в 20⁰ С.

Техническая характеристика жесткой ошиновки ОРУ-110 кВ

Номинальное напряжение ОРУ	110 кВ
Номинальное рабочее напряжение	126 кВ
Материал трубчатых шин	Сплав 1915Т
Длительно допустимый ток шин	925 А
Сечение трубчатых шин	631,14 мм2
Тип балки	Балка с одним пролетом
Длина пролета	6 м
Расстояние между фазами	2 м
Покрытие шин порошковой краской	Отсутствует
Установка одной шины	На одной шинной опоре
Гибкая связь с оборудованием	АС-400/53
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)

Техническая характеристика шинных опор жесткой ошиновки

Марка шинной опоры	ШОП-110-Ш70-4 УХЛ1
Номинальное напряжение ОРУ	110 кВ
Номинальное рабочее напряжение	126 кВ
Материал шинной опоры	Полимерный силикон
Диаметр трубы жесткой ошиновки	70 мм / 64 мм
Минимальная разрушающая сила на изгиб	10 кН
Способ крепления жесткой ошиновки	Шарнирное
Максимально допустимая степень загрязнения изоляции	IV
Масса	28,5 кг
Строительная высота	1,25 м
Размещение

Подобные документы

• Реконструкция подстанции "Сенная 100/35/10 кВ"

  Реконструкция подстанции "Сенная 110/35/10 кВ", расчёт основных технико-экономических показателей подстанции, выбор числа и мощности трансформаторов, главной схемы электрических соединений и электрооборудования. Экономическое обоснование проекта.
  
  дипломная работа [241,2 K], добавлен 27.09.2012
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Выбор схем электрических соединений согласно действующим нормативным документам. Расчет токов короткого замыкания, молниезащиты подстанции. Выбор коммутационного оборудования на проектируемой подстанции, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.02.2014
  

• Подстанция 220/110/35/6 кВ

  Требования Минэнерго к схемам главных электрических соединений электроустановок. Разработка структурной схемы понизительной подстанции. Выбор трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих элементов подстанции.
  
  дипломная работа [2,1 M], добавлен 10.04.2013
  

• Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

  Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014
  

• Характеристика трансформаторной подстанции "Россь" Волковысского района Гродненской области

  Обоснование целесообразности реконструкции подстанции. Выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции. Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции. Расчетные условия для выбора электрических аппаратов.
  
  дипломная работа [282,5 K], добавлен 12.11.2012
  

• Выбор основного оборудования электрической подстанции

  Распределение электроэнергии по суммарной мощности потребителей. Выбор числа трансформаторов на подстанции. Разработка принципиальной схемы соединений. Расчет токов короткого замыкания. Оценка основного и вспомогательного оборудования подстанции.
  
  курсовая работа [503,8 K], добавлен 27.11.2013
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрических станций. Выбор схем электрических соединений на стороне 35 и 10 кВ. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратуры на проектируемой подстанции. Напряжение и мощность трансформаторов. Расчет молниезащиты подстанции.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 02.06.2014
  

• Расчет параметров подстанции

  Структурная схема тяговой подстанции. Определение трансформаторной мощности. Разработка схемы главных электрических соединений подстанции. Методика и принципы вычисления токов короткого замыкания, токоведущих частей и выбор необходимого оборудования.
  
  курсовая работа [467,9 K], добавлен 24.09.2014
  

• Реконструкция подстанции ТП 35/10 кВ

  Расчет электрических нагрузок. Выбор числа мощности и типа трансформатора, выбор местоположения подстанции. Расчет токов короткого замыкания, выбор высоковольтного оборудования. Расчет затрат на реконструкцию подстанции, схема заземления и молниезащиты.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 20.10.2014
  

• Реконструкция электрической подстанции

  Расчет электрических нагрузок. Построение графиков электрических нагрузок. Основные показатели и коэффициенты, характеризующие графики нагрузок. Средняя активная мощность. Выбор силовых трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанции.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 23.06.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам