Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчёт нагрузок подстанции

1.1 Расчёт и построение графиков нагрузки

Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты и компенсирующих устройств, а также для расчета потерь электроэнергии в трансформаторах.

Изменения электрических нагрузок принято показывать графиком нагрузки, т.е. зависимостью мощности от времени.

Как правило, на графиках показано изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они делятся на суточные, сезонные, годовые и т.п.

1.2 Расчёт суммарных значений нагрузок, построение суточного и годового графиков

По числу n и мощности S потребителей на заданном напряжении определяем суммарную максимальную нагрузку потребителей на 10 кВ:

S_{mах СД} = n• Sсд, (1.1)

где n - количество синхронных двигателей на 10 кВ;

S - полная мощность синхронного двигателя, кВА;

S_{mах ТП} = n•P·К_З, (1.2)

где n - количество потребителей на ПС на 10 кВ;

S - мощность потребителей на ПС на 10 кВ, кВА;

К_З - коэффициент загрузки ТП на 10 кВ;

S_{mах СД} = 2• 485 = 970 кВА;

S_{mах ТП1} = 2•1000·0,7 = 1400 кВА;

S_{mах ТП2} = 2•1000·0,7 = 1400 кВА;

S_{mах ТП3} = 2•630·0,65 = 819 кВА;

S_{mах ТП4} = 2•630·0,6 = 756 кВА;

S_{mах ТП5} = 2•400·0,6 = 480 кВА;

S_{mах ТП6} = 2•250·0,65 = 325 кВА;

S_{mах ТП7} = 1•400·0,7 = 280 кВА.

Составим таблицу суточных нагрузок по заданным графикам (Приложение 1).

По полученным данным построим графики суммарных суточных нагрузок подстанции в зимний и летний периоды (Рисунок 1). Суммарный суточный график нагрузки подстанции P определяется суммированием нагрузок всех ТП.

Рисунок 1 Суммарные суточные нагрузки ТП 35/10

подстанция ток релейный автоматика

Значение P_{mах ТП} принимается за 100% типового графика, и в соответствии с этим определяются действительные значения мощности на каждой ступени графика нагрузки ТП.

Составим таблицу годовых нагрузок на основании продолжительности суммарных графиков за летние и зимние сутки (таблица 1.1), по методике, приведенной в [2]. Продолжительность зимнего периода равна 155 суткам, летнего - 210.

Таблица 1.1. Годовая нагрузка ПС 35/10 кВ

РУПС, кВА	кол-во часов	кол-во суток	Суммарное
	зима	лето	зима	лето	кол-во часов
6242	2	-	155	-	310
6100	2	-	155	-	310
5554	2	-	155	-	310
5431,5	1	-	155	-	155
5181	1	-	155	-	155
5116,5	1	-	155	-	155
5086	1	-	155	-	155
4928,5	1	-	155	-	155
4866	1	-	155	-	155
4552,5	2	-	155	-	310
4446	2	-	155	-	310
4020	2	-	155	-	310
3940	-	2	-	210	420
3322	-	2	-	210	420
3268	6	-	155	-	930
2870	-	2	-	210	420
2868	-	6	-	210	1260
2826	-	2	-	210	420
2728	-	2	-	210	420
2680	-	2	-	210	420
2350	-	6	-	210	1260
Итого за год:	365	8760

По данным таблицы 1.1 построим годовой график нагрузок по продолжительности (Приложение).

1.3 Расчёт основных показателей, характеризующих графики нагрузок

Определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление активной энергии W, среднюю активную мощность P_ср, годовое число часов использования максимума активной мощности T_max, время максимальных потерь ф_max, коэффициент заполнения графика k_зп.

Годовое потребление активной энергии, кВА•ч,

, (1.3)

где P_i - мощность i-ой ступени графика, кВА;

T_i - продолжительность i-ой ступени графика, ч.

Средняя активная мощность за сутки, кВА,

, (1.4)

где W_сут - активная энергия за сутки, кВА•ч, определяемая· по соотношению:

. (1.5)

кВА•ч

кВА

Годовое число часов использования максимума активной мощности P_max нагрузки, ч,

(1.6)

ч

Время максимальных потерь, ч,

. (1.7)

ч

Коэффициент заполнения графика

. (1.8)

.

2. Выбор силовых трансформаторов

Выбор мощности силовых трансформаторов производится с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок согласно ГОСТ 14209-97.

Действительное значение номинальной мощности трансформатора S_{т ном}, МВ•А, принимается как ближайшее большее к S_{т расч} по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов по табл. [4]

Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции. В ориентировочных расчетах на понизительной подстанции с двумя трансформаторами расчетную мощность трансформатора S_{т расч} можно вычислить по следующему выражению:

_max, (2.1)

где S _max - максимальная суммарная мощность потребителей, кВ•А;

кВА

По справочной таблице [4] выбираем два двухобмоточных трансформатора типа ТМН - 6300/35

Условные обозначения выбранного трансформатора:

Т - трехфазный трансформатор; М - с естественным масляным охлаждением; Н - с регулированием напряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 6300 кВА, напряжением ВН 35 кВ.

Таблица 2.1 Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора ТМН - 6300/35

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Uном, кВ	uк.мин, %	uк., %	uк.макс, %	PК, кВт	РХ, кВт	IX, %
			ВН	НН
ТМН-6300/35	6,3	61,5%	35	6,3; 11	7,0	7,5	8,6	46,5	8,0	0,8

После определения S_{т ном} следует определить коэффициент загрузки трансформатора k_з в максимальном режиме при работе всех трансформаторов:

, (2.2)

где S_{max У} - суммарная максимальная нагрузка трансформаторов, кВ•А;

S_{m ном} - номинальная нагрузка выбранного трансформатора, кВ•А.

3. Составление схемы электрических соединений подстанции

Схема электрических соединений подстанции выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития.

Выбираем одну из типовых схем РУ ВН, приведенных на рис. 2.1-2.7 [1].

На низком напряжении 10 кВ, применяется схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Рисунок 3.1. Схема электрических соединений подстанции

4. Расчёт токов коротких замыканий

За расчётный вид короткого замыкания (КЗ) для выбора электрических аппаратов и проводников принимаем трёхфазное КЗ. Для расчёта тока КЗ составляем расчётную схему (рис. 3.1), соответствующую максимальному значению тока КЗ в намеченной точке. При этом необходимо помнить, что секционный выключатель на напряжении 6 кВ всегда отключен при работе обоих силовых трансформаторов, а секционный выключатель на напряжениях 35 кВ и выше может быть включен.

По расчётной схеме составляется схема замещения (рис. 4.1), в которой указываются источники питания и все элементы цепи КЗ со своими сопротивлениями. Для упрощения расчётов активными сопротивлениями элементов электрической сети можно пренебречь. Однако при определении ударного тока КЗ необходимо знать постоянную затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Рисунок 4.1 Схема замещения ПС

4.1 Расчёт токов КЗ для точки К1

Принимаем базисную мощность S_б = 100 МВА.

Определим сопротивление системы, о.е:

, (4.1)

где Sk =1200 - мощность короткого замыкания системы, МВА.

Определим базисное значение тока, кА:

(4.2)

где U_б1 = 35 кВ - напряжение первой ступени.

Определим сопротивление ВЛ, Ом:

, (4.3)

где Худ = 0,4 - удельное индуктивное сопротивление ВЛ, Ом/км;

L - расстояние до ПС, км;

U_{б ср} = 37 кВ - среднее напряжение первой ступени, кВ.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К1, кА:

 (4.4)

Определим ударный ток КЗ в точке К1, кА:

(4.5)

где I» - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

Т_а = 0,115 - постоянная затухания согласно ПУЭ.

кА

4.2 Расчет токов КЗ для точки К2

Определим сопротивление трансформатора:

(4.6)

где U_k% - напряжение короткого замыкания, %;

S_{т ном} - номинальная мощность трансформатора, МВ•А

Базисное значение тока в точке К2:

, (4.7)

где U_б2 = 10 кВ - напряжение второй ступени.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К2, кА:

(4.8)

Ударный ток КЗ в точке К2, кА:

кА

5. Выбор токоведущих частей и аппаратов подстанции

Выбираем токоведущие части и аппараты по продолжительным режимам работы.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре окружающей среды.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.

Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжёлый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший ток I_max.

5.1 Выбор токоведущих частей подстанции

На подстанциях (в открытой части) могут применяться провода марки АС или жёсткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6 - 10 кВ или с КРУ 6 - 10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6 - 10 кВ применяется жёсткая ошиновка.

Цепь линии

Сечение проводников F, за исключением сборных шин и ошиновки, выбираем по экономической плотности тока, мм²,

(5.1)

где I_расч - расчетный ток (длительный ток без учета перегрузки при авариях и ремонтах), А;

j_эк = 1,0 - экономическая плотность тока, при T_max=5071, принимаем в соответствии с ПУЭ.

, (5.2)

где S_max - наибольшая мощность потребителей.

Для одиночной или радиальной линии I_норм = I_max и определяется по наибольшей нагрузке линии.

А

I_max = 102,966 А

мм²

Сечение, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего стандартного значения.

Предварительно для ВЛ - 35 кВ выбираем провод марки АС - 95/16 мм²

Выбранное сечение F должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

, (5.3)

где I_{р форс} - максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонтах, А;

I_доп = 330 А - допустимый длительный ток, А, приведен в табл. 5.9 [4].

Произведем проверку выбранного провода для ВЛ - 35 кВ

102,966 ? 330.

Условие проверки выполняется.

Для гибких шин - 35 кВ также выбираем провод сечением 95/16 мм²

Согласно / 2 / сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяется.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания.

(5.4)

где q_min - минимальное сечение по термической стойкости, мм²;

В_к - тепловой импульс квадратичного тока, кА² · с^1/2 при удалённом КЗ.

С = 91 - коэффициент, характеризующий материал проводника (таблица П13, [ПУЭ]);

q - выбранное сечение, мм².

В_к = (I')² · (t_откл + Т_а), (5.5)

где t_откл - время отключения короткого замыкания, с,

t_откл = t_{рз max} + t_пв, (5.6)

где t_{рз max} = 1с - максимальное время действия релейной защиты;

t_пв - полное время отключения выключателя.

t_откл = 1 + 0,08 = 1,08

В_к = 4,084² · (1,08 + 0,115) = 19,931 кА²·с

,

q_min = 49,06 мм² < q = 95 мм².

Условие проверки выполнено.

Так как I⁽³⁾_по < 20 кА и i_у < 50 кА, то проверка на электродинамическое действие тока короткого замыкания не производится.

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см,

(5.7)

где m = 0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r₀ = 0,68 см - радиус провода.

кВ/см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см,

(5.8)

где D_СР - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

D_СР = 1,26 · D, (5.9)

где D - расстояние между соседними фазами, см.

D_ср = 1,26 · 350 = 441 см.

Условие проверки на коронирование:

1,07 · E ? 0,9 · E_0, (5.10)

1,07 · 4,685 < 0,9 · 33,855

Условие проверки выполнено.

Цепь трансформатора

В цепях двухобмоточного трансформатора на подстанции на стороне ВН и НН расчётные нагрузки определяют, как правило, с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S'_ном.т

; (5.11)

; (5.12)

где S`_ном.т - следующая по номенклатуре мощность трансформатора.

Предварительно к установке намечен провод марки АС-120/19.

I_доп = 390 А

Проверка провода на нагрев по условию (5.3):

I_max = 219,942 А ? I_доп = 390 А.

Условие проверки выполнено.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания по условию (5.4):

q_min = 49,06 мм² < q = 120 мм².

Условие проверки выполнено.

Проверка на коронирование. По формуле (5.7):

По формуле (5.8):

Проверка на коронирование по условию (5.10):

1,07 · 4,685 < 0,9 · 31,995

Условие проверки выполнено.

Выбор сборных шин на НН.

Ток рабочего режима на низкой стороне подстанции (5.11). (5.12).

Предварительно к установке намечены алюминиевые шины прямоугольного сечения 60Ч6 мм.

I_доп = 870 А.

Проверка провода на нагрев по условию (5.3):

769,8 < 870.

Условие проверки выполнено.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания (5.4).

q_min = 40,297 мм² < q = 359,1 мм²

Условие проверки выполнено.

Проверка шин на механическую прочность.

у_доп = 41 - 48 МПа - допустимое механическое напряжение в материале шин табл. 4.2 [2].

Шины механически прочны, если

у _max ? у_доп. (5.13)

, (5.14)

где l = 2 м - длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции;

W - момент сопротивления шины, см³;

а - принятое расстояние между фазами, м.

2,047 < 41,

условие проверки выполнено.

5.2 Выбор изоляторов на 10 кВ

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

номинальному напряжению U_уст ? U_ном;

допустимой нагрузке F_расч ? F_доп,

где F_расч - сила, действующая на изолятор;

F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора: F_доп = 0,6 F_разр;

F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила, Н, определяется по выражению:

, (5.15)

где k_h - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро:

(5.17)

где Н_из - высота изолятора.

Проходные изоляторы выбираются:

по напряжению U_уст ? U_ном;

номинальномe току I_max ? I_ном;

допустимой нагрузке F_расч ? F_доп.

Для проходных изоляторов расчётная сила, Н, определяется по формуле:

F_расч = 0,5f_фl. (5.18)

Предварительно к установке приняты изоляторы ИОС-10-500 УХЛ Т1. F_разр = 5000 Н, высота изолятора H_из = 190 мм.

Произведём проверку по допустимой нагрузке.

Определим поправочный коэффициент

мм

1,189.

Определяем величину силы, действующей на изолятор:

Н

F_расч ? 0,6 F_доп

43,805 Н < 0,6 · 5000 = 3000 Н.

Условие проверки выполнено.

Выбраны проходные изоляторы ИП - 10/1000 - 750 УХЛ1. I_ном = 1000 А, F_разр = 750.

I_max = 769,8 А < I_ном = 1000 А.

Проверка на механическую прочность:

Н

36,842 Н < 0,6 · 1000 = 600 Н.

Условие проверки выполнено.

5.3 Выбор электрических аппаратов

Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

- надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

- лёгкость ревизии и смотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и к несчастным случаям с обслуживающим персоналом.

На стороне высокого напряжения приняты к установке вакуумные выключатели типа ВВС-35-20/630УХЛ1 и встроенные разъединители типа РДЗ-2-35/1000 УХЛ. Условия выбора и проверки аппаратов сведены в таблицу.

Таблица 5.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВС-35-20/630УХЛ1	РДЗ-2-35/1000 УХЛ
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном = 35кВ
Imax ? Iном	Imax = 219,942 А	Iном = 630 А	Iном = 1000 А
I'' ? Iдин	I'' = 4,084 кА	Iдин= 20 кА	-
iу ? iдин	iу = 11,07 кА	iдин = 52 кА	iдин = 63 кА
Iпф ? Iотк, ном	Iпф = 4,084 кА	Iн откл = 20 кА	-
	= = 12,013 кА	= = 394,056 кА	-
Вк ? Iтер2 · tтер	Вк = 19,931 кА2 с	Iт2 · tтер = 202 · 3 = = 1200 кА2·с	Iт2 · tтер = 252 · 3 = = 1875 кА2·с

U_ном - номинальное напряжение, кВ;

I_ном - номинальный ток, А;

I_дин - ток электродинамической стойкости (действующее значение периодической составляющей), кА;

i_дин - ток электродинамической стойкости (наибольший пик), кА;

I_{н откл} - номинальный ток отключения, кА;

I_тер - ток термической стойкости, кА;

t_тер - время протекания тока термической стойкости, с.

b_ном - номинальная асимметрия о.е., определяется по соотношению:

(5.19)

ф - момент времени, с, рассчитывается по формуле:

, (5.20)

где t_{рз min} - минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01с;

t_пв - полное время отключения выключателя, с.

с

Периодическую составляющую тока к.з., кА, принимаем

 (5.21)

Апериодическая составляющая тока к.з., кА, рассчитывается по формуле:

. (5.22)

Выбор выключателей на низком напряжении производится аналогично выбору выключателей на высоком напряжении.

Таблица 5.2. Выбор и проверка выключателей на вводных и секционных ячейках на низкой стороне 10 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВ/TEL - 10
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax ? Iном	Imax = 769,8 А	Iном = 1000 А
I'' ? Iдин	I'' = 3,622 кА	Iдин= 12,5 кА
iу ? iдин	iу = 9,224 кА	iдин = 32 кА
Iпф ? Iотк, ном	Iпф = 3,622 кА	Iн откл = 12,5 кА
	= = 7,475 кА	= = 25,792 кА
Вк ? Iтер2 · tтер	Вк = 13,447 кА2 с	Iт2 · tтер = 202 · 3 = = 1200 кА2 · с

с

5.4 Выбор ограничителей перенапряжения

От атмосферных и внутренних перенапряжений трансформаторы защищают разрядниками или ограничителями перенапряжений (ОПН).

ОПН необходимо устанавливать на вводах силовых трансформаторов, подключаемых к воздушным ЛЭП. При этом установка коммутационных аппаратов между ОПН и вводом высокого напряжения силового трансформатора не допускается.

Выбор ограничителей перенапряжения произведён по номинальному напряжению установки. Выбраны следующие ограничители:

- на напряжение 35 кВ: ОПН-35/37-10 (I) УХЛ1;

- на напряжение 10 кВ: ОПН-10/9-10 (I) УХЛ1.

5.5 Измерения на подстанции

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно - измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно - измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться как на главном щите управления, так и на местных щитах.

Система измерений должна обеспечивать контроль необходимых электрических параметров. Измерительные приборы устанавливают в пунктах, откуда производится управление аппаратами главной цепи.

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются:

по номинальному напряжению установки U_ном ? U_{сет.ном};

по току I_1ном ? I_{прод.расч}. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

конструкции и классу точности;

электродинамической стойкости:

k_ЭДI_1ном ? i_уд; i_дин ? i_уд, (5.23)

где i_уд - ударный ток КЗ по расчёту;

k_ЭД - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_ном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

i_дин - ток электродинамической стойкости по каталогу.

по термической стойкости:

(k_ТI_1ном)²t_тер ? B_к; t_тер ? B_к, (5.24)

где k_Т - кратность термической стойкости по каталогу;

t_тер - время термической стойкости по каталогу;

B_к - тепловой импульс по расчёту;

I_тер - ток термической стойкости.

по вторичной нагрузке:

Z₂ ? Z_2ном, (5.25)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

К трансформаторам тока подключаются следующие измерительные приборы: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии, ваттметр, варметр. Класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0. Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо привести схему включения приборов.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока, Ом, определяется по формуле:

r₂ = r_приб + r_пр + r_к, (5.26)

где r_приб - сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока, Ом;

r_пров - сопротивление соединительных проводов, Ом;

r_к - сопротивление контактов, принимается равным 0,05 Ом при количестве двух - трех приборов и - 0,1 Ом при большем числе приборов.

Сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока определяется по формуле:

, (5.27)

где S_приб - мощность, потребляемая приборами, В•А;

I_{2 ном} - вторичный номинальный ток прибора, А.

Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

r_приб + r_пр + r_к ? Z_2ном. (5.28)

Зная r_пр можно определить сечение соединительных проводов:

, (5.29)

где с - удельное сопротивление провода, принимается для меди равным 0,0175 Ом•мм²/м, для алюминия - 0,0283 Ом•мм²/м;

l_расч - расчетная длина провода, м, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока принимается:

для одного трансформатора тока l_расч = 2•l,

для схемы полной звезды l_расч = l,

для схемы неполной звезды l_расч =;

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:

Все цепи ГРУ 6 - 10 кВ, кроме линий к потребителям 40 - 60

Линии 6 - 10 кВ к потребителям 4 - 6

Цепи РУ 35 кВ 60 - 75

Для подстанций указанные длины снижают на 15 - 20%.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение проводов должно быть: из меди не менее 2,5 мм², из алюминия - 4 мм² (ПУЭ, п. 3.4.4.). Сечение больше 6 мм² обычно не применяется.

Выбор трансформаторов тока на напряжение 35 кВ.

На напряжение 35 кВ предварительно принят трансформатор тока наружной установки типа ТОЛ - 35 - У2 класса точности 0,5.

Данные трансформатора по таблице 5.9 [4] приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Условия выбора трансформатора тока на стороне 35 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Imax ? I1, ном	Imax = 219,942 А	I1, ном = 300 А
iу ? iдин	iу = 11,07 кА	iдин =69 кА
Вк ? Iт2 · tтер	Вк = 19,9318 кА2 · с	Iт2 · tтер = 768 кА2·с
Z2 ? Z2 ном	Z2 = 1,226 Ом	Z2 ном = 20 Ом

Выбор принятых контрольно - измерительных приборов на высокой стороне приведён в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Приборы, подключенные к ТА на высокой стороне

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Ц33 - М1	1	1	1
Счётчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230.04	0,1		0,1
Итого	1,1	1	1,1

Общее сопротивление приборов, (5.23), Ом

Ом

Допустимое сопротивление проводов от трансформатора тока до приборов, Ом,

r_пров = Z_2ном - r_приб - r_к, (5.30)

где Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока, Ом;

r_к = 0,05Ом - сопротивление контактов принимаем;

r_пров = 2,0 - 0,044 - 0,05 = 1,906 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов, (5.25), мм²

,

где с = 0,0283 - удельное сопротивление материала провода;

l_расч = 60 м - расчётная длина соединительных проводов. При соединении звездой l_расч = l.

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм².

Сопротивление проводов при выбранном сечении, (5.23), Ом

,

где q - принятое сечение, мм².

Вторичная нагрузка трансформатора тока, (5.22), Ом

Z₂ =r_пров + r_приб + r_к,

z₂ = 1,132 + 0,044 + 0,05 = 1,226 Ом.

Все условия проверок выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

Также к установке приняты трансформаторы тока, встроенные в вводы силовых трансформаторов. На напряжении 35 кВ выбраны трансформаторы тока типа ТВТ35-1-600/5. Каталожные данные трансформатора в соответствии с таблицей 5.11 [4] сведены в таблицу 5.5.

Таблица 5.5. Условия выбора встроенного трансформатора тока

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Imax ? I1, ном	Imax = 219,942 А	I1, ном = 300 А
Вк ? Iт2 · tтер	Вк = 19,9318 кА2 · с	Iт2 · tтер = 2352 кА2·с
z2 ? z2, ном	z2 = 0,543 Ом	z2, ном = 0,6 Ом

Выбор трансформаторов тока на напряжение 10 кВ.

На напряжение 10 кВ предварительно принят трансформатор тока типа ТЛК - 10 - У3.

Данные трансформатора по таблице 5.9 [4] приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.7. Условия выбора трансформатора тока на стороне 10 кВ

Условия выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax ? I1, ном	Imax = 769,8 А	I1, ном = 800 А
iу ? iдин	iу = 9,224 кА	iдин =81 кА
Вк ? Iт2 · tтер	Вк = 13,447 кА2 · с	Iт2 · tтер = 2976,75 кА2·с
Z2 ? Z2 ном	Z2 = 0,595 Ом	Z2 ном = 0,6 Ом

Вторичная нагрузка на трансформатор тока приведена в таблице 5.6.

Таблица 5.8. Вторичная нагрузка ТЛК - 10 - У3.

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Ц33 - М1		1
Варметр	Д-350	5		5
Ваттметр	Д-350	5		5
Счётчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230.05	0,1		0,1
Итого	10,1	1	10,1

Общее сопротивление приборов, (5.23), Ом

Ом

Допустимое сопротивление проводов от трансформатора тока до приборов (5.26):

r_пров = 0,6 - 0,404 - 0,1 = 0,096 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов, (5.25), мм²

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм².

Сопротивление проводов при выбранном сечении, (5.23) Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока, (5.22), Ом

z₂ = 0,091 + 0,404 + 0,1 = 0,595 Ом.

Все условия проверок выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

В ячейках отходящих линий предварительно выбраны трансформаторы тока типа ТЛК-10-У3. Каталожные данные приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9. Выбор трансформатора тока на выходных ячейках

Условия выбора	Расчётные параметры цепи	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax ? I1, ном	Imax = 769,8 А	I1, ном = 800 А
iу ? Iн, дин	iу = 9,224 кА	Iн, дин = 81 кА
Вк ? IТ2 · tТ	Вк = 13,447 кА2 · с	IТ2 · tТ = 2976,75 кА2·с
z2 ? z2, ном	z2 = 0,185 Ом	z2, ном = 0,6 Ом

Выбор принятых контрольно - измерительных приборов во вторичной цепи трансформатора тока приведён в таблице 5.10.

Таблица 5.10. Приборы, подключенные к ТА

Приборы	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Ц33 - М1	1	1	1
Счётчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230.04	0,1		0,1
Итого	1,1	1	1,1

Сопротивление приборов по формуле (5.23):

Допустимое сопротивление проводов согласно формуле (5.26):

r_пров = 0,6 - 0,044 - 0,05 = 0,506 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов согласно формуле (5.25):

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм².

Сопротивление проводов при выбранном сечении согласно формуле (5.23):

Вторичная нагрузка трансформатора тока согласно формуле (5.22):

z₂ = 0,044 + 0,091 + 0,05 = 0,185 Ом.

Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки U_ном ? U_{сет.ном}; (5.31)

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке S_ном ? S_2У, (5.32)

где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности;

S_2У - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А.

Следует отметить, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора.

К основным вторичным обмоткам трансформатора напряжения подключаются вольтметры, ваттметры, варметры, счетчики активной и реактивной энергии. Класс точности трансформаторов напряжения для присоединения расчетных счетчиков должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, иначе это приведёт к увеличению погрешностей.

Если условие (5.28) не выполняется, то устанавливают два или более трансформаторов напряжения.

Выбор ТН на стороне 35 кВ

На напряжение 35 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ-35-УХЛ1. Каталожные данные взяты в соответствии с таблицей П22 [4]: номинальное напряжение первичной обмотки U _ном = 35000 В

номинальное напряжение вторичной обмотки U _ном = 100 В

номинальная мощность S _ном = 360 ВА, (в классе точности 0,5)

Условия выбора:

U_уст = 35 кВ ? U_ном = 35 кВ,

S_2У = 55 ВА ? S_2H = 360 ВА.

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 5.11. Перечень приборов принят в соответствии с таблицей 4.11 [2].

Таблица 5.11. Вторичная нагрузка ТН 35 кВ

Прибор	Тип	Количество приборов	Кол-во х потребляемую мощность обмотки, В·А
			тока	напряжения
Вольтметр	Ц33 - М1	1		2х1
Вольтметр регистрирующий	Н3093	1		2х12
Ваттметр	Д-350	1	2х5	2х5
Варметр	Д-350	1	2х5	2х5
Счетчик активной и реактивной энергии	ION 8500	1	2х0,015	2х4
Итого:	10	20,3	54

Проверяем условие (5.28)

54 ВА < 150 ВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

Выбор ТН на стороне 10 кВ

На напряжение 10 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ-10-УХЛ2. Каталожные данные взяты в соответствии с таблицей П22 [4]: номинальное напряжение первичной обмотки U _ном = 10000 В

номинальное напряжение вторичной обмотки U _ном = 100 В

номинальная мощность S _ном = 300 ВА, (в классе точности 0,5)

Условия выбора:

U_уст = 10 кВ ? U_ном = 10 кВ,

S_2У = 55 ВА ? S_2H = 300 ВА.

Таблица 5.12. Вторичная нагрузка ТН 10 кВ

Прибор	Тип	Количество приборов	Кол-во х потребляемую мощность обмотки, В·А
			тока	напряжения
Вольтметр	Ц33 - М1	1		1х1
Вольтметр регистрирующий	Н3093	1		1х12
Ваттметр	Д-350	1	1х5	1х5
Варметр	Д-350	1	1х5	1х5
Счетчик активной и реактивной энергии*	ION 8500	11	10х0,015	10х4
Итого:	15	10,15	63

Примечание: * - может использоваться как аварийный осциллограф.

Проверяется условие (7.14)

63 < 120 ВА.

Условия проверки выполнены.

5.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды подстанции являются одним из наиболее ответственных потребителей, так как от надёжной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции.

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбрана по нагрузке собственных нужд с учётом коэффициента спроса. Нагрузка собственных нужд проектируемой подстанции приведена в таблице П2.

Полная нагрузка трансформатора собственных нужд определена для летнего и зимнего периодов:

, (5.33)

, (5.34)

где УP_Л и УQ_Л - соответственно суммарная активная и реактивная нагрузка в летний период;

УP_З и УQ_З - соответственно суммарная активная и реактивная нагрузка в зимний период.

,

.

За расчётную нагрузку принята нагрузка в зимний период. Мощность трансформаторов собственных нужд выбрана из условия работы двух трансформаторов с.н. на подстанции без постоянного дежурства:

S_нагр ? S_н,т, (5.35)

где S_нагр - расчётная нагрузка;

S_н,т - номинальная мощность трансформатора.

К установке приняты 2 трансформатора типа ТМ-160/10, подключаемые к шинам 10 кВ. Каталожные данные в соответствии с таблицей П4 [4]:

S_н,т = 160 кВА; U_вн = 10 кВ; U_нн = 0,4 кВ; U_к = 4,5%; ДP_к = 2,65 кВт; ДP_х = 0,73 кВт; i_х = 2,4%.

103,85 кВА < 160 кВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, ТСН выбран верно.

5.7 Выбор предохранителей

Предохранитель - коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определённое значение.

Предохранители выбираются для защиты ТСН. На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

Выбор предохранителя производится:

- по конструкции и роду установки;

- по напряжению установки:

U_ном. = U_сети (5.36)

- по току предохрнителя:

I_норм._расч. ? I _ном, (5.37)

где I_расч - расчетный ток цепи собственных нужд на стороне 10 кВ

определяется по выражению:

(5.38)

- по току отключения:

_. ? I _откл.п (5.39)

где = 3,622кА - периодическая составляющая тока КЗ, (4.8).

Предварительно к установке приняты предохранители типа ПКТ 101-10-20-31,5У3. Условие выбора и проверки предохранителя приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.13. Условия выбора и проверки трансформатора тока

Расчётные данны	Условия выбора и проверки	Каталожные данные
Uуст	10 кВ = 10 кВ	Uном.п
Iрасч.	11,834 А < 20 А	Iном.п
	3,622 кА < 31,5 кА	I откл.п

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки.

5.8 Выбор аккумуляторных батарей и подзарядно-зарядного агрегата

В качестве аккумуляторных батарей на проектируемой подстанции выбраны стационарные аккумуляторы с намазными пластинами типа СН. Эти аккумуляторы имеют крышки, что не требует частой заливки воды и хорошо вентилируемого помещения [5].

В качестве подзарядно-зарядных агрегатов на подстанции установлены выпрямительные устройства типа ВАЗП-3 80/2 60-40/80.

5.9 Выбор комплектного распределительного устройства

По результатам произведённых выше расчётов выбирается подстанция выпускаемая ООО «АББ Силовые системы» ST7-35/10 (6) [19].

Технические характеристики подстанции ST7-35/10 (6) кВ приведены ниже.

Отличительные особенности ST7-35/10 (6) кВ ООО «АББ Силовые системы»:

- высокая заводская готовность;

- минимальные сроки монтажа, наладки и ввода в эксплуатацию;

- возможность быстрого демонтажа и перемещения на новое место;

- возможность установки на подготовленное основание, понтон или раму движущейся машины;

- малые габариты;

- гарантированная безопасность эксплуатации.

ST7-35/10 (6) предназначены для работы на открытом воздухе при следующих условиях:

- высота над уровнем моря до 1000 м;

- температура окружающего воздуха от - 60 до + 40 С;

- тип атмосферы II-III по ГОСТ 15150-69;

- степень загрязнения изоляции II-III по ГОСТ 9920-89;

- климатические районы по ветру и гололёду I «III, по снеговой нагрузке» IV согласно СНиП 2.01.07-85;

КТПМ соответствует требованиям ГОСТ 14695-90, а установленные в них КРУ требованиям ГОСТ 14693"90, ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2.007.4-75.

Трансформаторная подстанция типа ST7 с масляными или сухими трансформаторами мощности от 2500 кВА до 10000 кВА предназначена для электроснабжения высоковольтных электроустановок трёхфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц, на номинальное напряжение до 10кВ Приём электроэнергии на подстанции осуществляется при номинальном напряжении 35 кВ, а распределение (после преобразования трансформатором 35/10 (6) кВ) при номинальном напряжении до 10 кВ. Подстанция типа ST7 разработана в первую очередь для питания объектов нефтяной промышленности России (групповых насосных станций, буровых устройств, устройств нефтедобычи).

Основные технические данные ЗРУ 35 кВ:

- номинальное напряжение 35 кВ;

- номинальная частота 50 ГЦ;

- наибольшее рабочее напряжение

электрической сети 40,5 кВ;

- номинальный ток сборных шин 630 А;

- 1 - секундный ток термической стойкости 16 кА;

- то динамической стойкости при к.з. 40 кА;

- тип выключателя 35 кВ: вакуумный, типа VD4 с пружинно моторным приводом.

Основные технические данные ЗРУ 10 (6) кВ:

- номинальное напряжение 10 (6) кВ;

- номинальная частота 50 ГЦ;

- наибольшее рабочее напряжение

электрической сети 7,2 кВ;

- номинальный ток сборных шин 1250 А;

- 1 - секундный ток термической стойкости 20 кА;

- то динамической стойкости при к.з. 50 кА;

- тип выключателя 10 (6) кВ: вакуумный, типа VD4 с пружинно моторным приводом.

6. Релейная защита силового трансформатора

Согласно ПУЭ электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты (РЗ), предназначенными для:

- автоматического отключения повреждённого элемента от остальной, неповреждённой части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей;

- реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или отключение тех элементов, оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.

Устройства РЗ должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповреждённой части системы и ограничения области и степени повреждения элемента. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключился только этот повреждённый элемент.

Действие РЗ должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле срабатывания. Устройства, фиксирующие действие РЗ на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировать действие каждой защиты, а при сложной защите - отдельных её частей.

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземлённой нейтралью;

- витковых замыканий в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла;

- однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Рекомендуется, кроме того, применение защиты от однофазных замыканий на землю на стороне 6-35 кВ автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше.

На проектируемых силовых трансформаторах предусмотрены:

- дифференциальная токовая защита (ДЗТ);

- газовая защита (ГЗ);

- защита устройства РПН;

- максимальная токовая защита (МТЗ), действующая на отключение;

- защита от перегрузки;

В качестве основной защиты силового трансформатора (от внутренних повреждений и повреждений на выводах) используется продольная дифференциальная токовая защита (ДЗТ).

Газовая защита (защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла) подключается к ДЗТ. Для газовой защиты должны использоваться газовые реле с двумя отключающими контактами. Газовая защита должна иметь контроль изоляции оперативных цепей и контроль оперативного тока, действующий на срабатывание сигнализации неисправности газовой защиты.

6.1 Расчёт сопротивлений трансформатора с РПН

Исходные данные для расчета защит трансформатора см таблицу 2.1.

Система задана мощностью короткого замыкания (S_K). В этом случае сопротивление системы, Ом, определяется по выражению: