Тупиковая подстанция 110/35/10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Аннотация

Введение

1. Составление структурной схемы

2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи

2.1 Выбор трансформаторов связи для первого варианта

2.1.1 Выбор трансформаторов связи

2.1.2 Схема перетоков мощности

2.1.3 Построение графиков нагрузки

2.2 Выбор трансформаторов связи для второго варианта

2.2.1 Выбор трансформаторов связи

2.2.2 Схема перетоков мощности

2.2.3 Построение графиков нагрузки

3. Расчет количества линий

4. Выбор схем распределительных устройств

4.1 Выбор схем распределительных устройств для первого варианта

4.2 Выбор схем распределительных устройств для второго варианта

5. Технико-экономическое сравнение вариантов

5.1 Расчет капитальных затрат для варианта №1

5.2 Расчет капитальных затрат для варианта №2

6. Разработка схемы питания собственных нужд

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Составление расчетной схемы

7.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

7.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2

7.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB

7.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB

8. Выбор выключателей и разъединителей

8.1 Выбор выключателей и разъединителей на 110кВ

8.2 Выбор выключателей и разъединителей на 35кВ

8.3 Выбор выключателей на 10 кВ

9. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

9.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ

9.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ

9.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ

10. Выбор токоведущих частей

10.1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ

10.2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ

10.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ

11. Выбор конструкции распределительных устройств

Список литературы

Аннотация

трансформатор выключатель шина токоведущий

В данном курсовом проекте разрабатывается тупиковая подстанция 110/35/10 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ. Потребителем является предприятие химической промышленности.

Изначально представлены два варианта исполнения. Для обоих вариантов выбирается основное оборудование(трансформаторы связи и их количество). После выбора схем распределительных устройств для высокого, среднего и низкого напряжений производится технико-экономическое сравнение вариантов. Исходя из данного сравнения определяется более дешевый и надежный вариант. Для выбранной схемы производятся дальнейшие расчеты: расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования (трансформаторы собственных нужд, выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, токоведущие части) и описание конструкции РУ.

Графическая часть курсового проекта содержит чертежи полной принципиальной схемы подстанции и разреза ячейки РУ. К чертежам прилагаются спецификации.

Введение

Первые электрические станции и электроустановки в нашей стране стали строиться в конце XIX века. Их появлению способствовали значительные достижения в электротехнике: изобретение генераторов, дуговой лампы (свечи Яблочкова), создание А.Н. Лодыгиным более совершенной лампы накаливания, осуществление трансформации переменного тока, решение проблемы передачи электроэнергии на дальние расстояния. В период бурного развития капитализма в России, наступившего после отмены крепостного права и проведения либеральных реформ 60-70-х годов XIX в., эти технические открытия стали внедряться в производство. В 70-х годах прошлого столетия на Нижне-алдинском металлургическом заводе создается одна из первых отечественных электроустановок, используемая для освещения заводской конторы. В 1882-1883 годах на реке Мойка в Петербурге была построена одна из первых российских электростанций, вырабатывающая ток для общественных потребностей. На этой станции действовали 3 паровых локомобиля и 12 динамо-машин, которые обслуживал 21 рабочий.

БАШКИРЭНЕРГО:

Башкирское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Башкирэнерго" учреждено 30 октября 1992 года.

Сфера деятельности - производство электрической и тепловой энергии; ремонт и техническое обслуживание энергетического оборудования.

ОАО "Башкирэнерго" - одна из крупнейших региональных энергетических систем России. Установленная электрическая мощность составляет 4 295 МВт, установленная тепловая мощность - 13 141 Гкал/ч.

В составе генерирующих мощностей энергосистемы Республики Башкортостан - одна государственная районная электрическая станция (ГРЭС), десять теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), в том числе газопоршневая Зауральская ТЭЦ, две гидроэлектростанции (ГЭС), пять газотурбинных установок, шесть газопоршневых агрегатов, одна ветроэлектростанция и cемь малых ГЭС.

Общее количество бытовых потребителей на 01.07.2010 года составляет 1 191 452.

В "Башкирэнерго" созданы достаточно мощные структуры, позволяющие решать вспомогательные задачи, так называемое сервисное обслуживание: Энергоремонт, Энергосвязь, Энергостройремонт, Энерготехсервис, Энергоавтоматика, Энергоснабкомплект, АТХ, Энергонадзор и др. Каждое из них имеет сложившуюся организационную структуру и определенные успехи в решении поставленных задач.

ТУПИКОВАЯ ПС

Тупиковая ПС - это ПС, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распределения электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

-учитывать требования противоаварийной автоматики;

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом.

1. Составление структурной схемы

При проектировании ПС до составления главной схемы ПС составляются две структурные схемы, на которых обозначены основные функциональные части ПС и связь между ними.

Вариант 1.

Рис.1 Структурная схема 1.

Связь между РУ осуществляется двумя трехобмоточными трансформаторами.

Вариант 2.

Связь между РУ осуществляется четырьмя двухобмоточными трансформаторами.

2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи

Согласно НТП [2], рекомендуется устанавливать на ПС два параллельно работающих трансформатора связи с РПН, чтобы в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Также согласно НТП, установка трех и более трансформаторов, как правило, нецелесообразно, так как приводит к существенному увеличению капитальных вложений в схему РУ. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанциях производится согласно следующим условиям:

.

2.1 Выбор трансформаторов связи для первого варианта

2.1.1 Выбор трансформатора связи

Определим S_max :

(2.2)

Выбираем трансформатор ТДТН-63000/110 [3]

1)115кВ?110кВ

2)38,5кВ?35кВ

3)11кВ?10кВ

4)63МВА?43МВА

Т а б л и ц а 2.1 - Технические данные силового трансформатора

Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:

(2.3)

где S_н,т - номинальная мощность трансформатора

;

Следовательно, трансформатор ТДТН-63000/110 подходит

Данный трансформатор является трёхфазным, трехобмоточным, с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

2.1.2 Схема перетоков мощности

2.1.3 Построение графиков нагрузки

Согласно заданию, принимаются типовые графики промышленных предприятий - потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается, что cos в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле

(2.4)

Строим суточные графики:

Для РУСН:

Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв P_max=22 МВТ=100%, построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции. Проведя относительную линию номинальной нагрузки (K=1), можно заметить, что даже в "часы пик" трансформатор не догружен.



Для РУНН:

P_max=32 МВТ=100%

Для РУВН:

Суммарная мощность:

P_max= P_max,сн + P_max,нн =22+32=54 МВт



Построим годовой график

Исходными данными для построения годовых графиков являются графики зимних и летних суток и условное количество зимних „nз" и летних „nл" суток. При построении годового графика подсчитывается продолжительность действия каждой ступени нагрузки в течение года. По вертикальной оси откладываем значения нагрузки, а по горизонтальной - продолжительность данной нагрузки в течение года. Предполагаем, что по зимнему графику потребитель работает 183 суток, а по летнему - в течение 182 суток. Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₅₄=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_51,4=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_49,6=183*(1+1)=366 часов

Т_46,2=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_43,6=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т₄₁=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_39,3=182*(1+1)=364 часов

Т_35,8=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_33,2=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов

По полученным данным строим годовой график нагрузок:

Площадь, ограниченная кривой P(t) и координатными осями, в определенном масштабе представляет собой количество полученной потребителем электроэнергии (W):

(2.5)

График нагрузки удобно характеризовать показателем, который называется временем (продолжительностью) использования максимальной нагрузки Т_max. Величина Т_max является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Т_max < 8760 ч, в течение которого, работая с максимальной неизменной нагрузкой S_max, потребитель получил бы из сети такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному изменяющемуся в течение года графику нагрузки. Продолжительность использования максимальной нагрузки можно определить по выражению:

 (3.3)

часов

Величина Т_max играет большую роль в расчетах электропотребления, при определении годового расхода и потерь электроэнергии, экономических нагрузок токоведущих элементов и др. Она имеет определенное характерное значение для каждой отрасли промышленности и отдельных видов предприятий и потребителей.

2.2 Выбор трансформаторов связи для второго варианта

2.2.1 Выбор трансформатора связи

Определим S_max :

Для связи РУВН-РУСН:

Выбираем трансформатор ТДН-25000/110 [3]

1)115кВ?110кВ

2)38,5кВ?35кВ

3)25МВА?17,5МВА

Т а б л и ц а 2.1 - Технические данные силового трансформатора

Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:

(2.3)

где S_н,т - номинальная мощность трансформатора

;

Следовательно, трансформатор ТДН-25000/110 подходит

Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным, с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Для связи РУВН-РУНН:

Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110 [3]

1)115кВ?110кВ

2)10,5кВ?10кВ

3)40МВА?36,37МВА

Т а б л и ц а 2.1 - Технические данные силового трансформатора

Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:

(2.3)

где S_н,т - номинальная мощность трансформатора

;

Следовательно, трансформатор ТРДН-40000/110 подходит

Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным с расщепленной обмоткой, масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем и устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

2.2.2 Схема перетоков мощности

2.2.3 Построение графиков нагрузки

Согласно заданию, принимаются типовые графики промышленных предприятий - потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается, что cos в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле

(2.4)

Строим суточные графики и годовые графики:

Для РУСН:

Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв P_max=22 МВТ=100%, построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции. Проведя относительную линию номинальной нагрузки (K=1), можно заметить, что даже в "часы пик" трансформатор не перегружен.



Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₅₄=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_51,4=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_49,6=183*(1+1)=366 часов

Т_46,2=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_43,6=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т₄₁=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_39,3=182*(1+1)=364 часов

Т_35,8=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_33,2=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов

По полученным данным строим годовой график нагрузок:



часов

Для РУНН:

P_max=32 МВТ=100%

Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₅₄=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_51,4=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_49,6=183*(1+1)=366 часов

Т_46,2=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_43,6=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т₄₁=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_39,3=182*(1+1)=364 часов

Т_35,8=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_33,2=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов.

По полученным данным строим годовой график нагрузок:

;

часов.

3. Расчет количества линий

Расчет количества линий на высоком напряжении:

,

где P_1,л =35ч45 -- пропускная способность линии 110 кВ, МВт

;

.

Расчет количества линий на среднем напряжении:

,

где P_1,л =10ч15 -- пропускная способность линии 35 кВ, МВт; .

Расчет количества линий на низком напряжении:

,

где P_1,л =2ч3 -- пропускная способность линии 10 кВ, МВт

.

4. Выбор схем распределительных устройств

Основные требования, предъявляемые к схемам:

Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

- обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС в соответствии с категориями электроприемников в нормальном и послеаварийном режимах;

- учитывать перспективу развития ПС;

- обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

- обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность .

Поскольку предприятие химической промышленности является, согласно ПУЭ, электроприемником I категории - не допускается перерыв в электроснабжении , схемы должны отвечать требованиям надежности.

4.1 Выбор схем распределительных устройств для первого варианта

На высоком напряжении 110 кВ:

Распределительное устройство высокого напряжения имеет четыре присоединения . Согласно стандарту организации ОАО "ФСК ЕЭС" [5], подходят две схемы РУ: схема "четырехугольник" и схема "мостик". схема четырехугольника является практически по всем показателям более предпочтительной. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов; обладает высокой надежностью. К достоинству можно отнести использование разъединителя только для ремонтных работ. Недостатки схемы: сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется.

Рисунок 4.1 - Схема РУВН "четырехугольник"

На среднем напряжении 35 кВ:

Распределительное устройство среднего напряжения имеет четыре присоединения . Согласно стандарту организации ОАО "ФСК ЕЭС" [5], подходит лишь схема "мостик". Т.к. в задании не указано, принимаем что линии короткие и применяем мостиковую схему с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Схема отвечает всем требованиям, но не позволяет производить расширение.



Рисунок 4.2 - Схема РУВН "мостик"

На низком напряжении 10 кВ:

Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секционированными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.

Рисунок 4.3 - Схема РУНН с двумя секционированными выключателями системами сборных шин



Рисунок 4.4 Неполная принципиальная схема. Вариант №1.

4.2 Выбор схем распределительных устройств для второго варианта

На высоком напряжении 110 кВ:

Распределительное устройство среднего напряжения имеет шесть присоединений. Согласно стандартам на подстанции с шестью присоединениями рекомендуется схема шестиугольника.

Рисунок 4.5 Схема "РУВН шестиугольник"

На среднем напряжении 35 кВ:

Распределительное устройство среднего напряжения имеет четыре присоединения . Согласно стандарту организации ОАО "ФСК ЕЭС" [5], подходит лишь схема "мостик". Т.к. в задании не указано, принимаем что линии короткие и применяем мостиковую схему с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Схема отвечает всем требованиям, но не позволяет производить расширение.

Рисунок 4.6 - Схема РУВН "мостик"

На низком напряжении 10 кВ:

Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секционированными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.

Рисунок 4.7 - Схема РУНН с двумя секционированными выключателями системами сборных шин



Рисунок 4.8 Неполная принципиальная схема. Вариант №2.

5. Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико - экономическое сравнение двух вариантов схем производится по методу приведенных затрат:

З = Р_н k + C

где Р_н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности;

K - капитальные затраты (учитывают стоимость оборудования и его монтажа).

С - эксплутационные расходы.

С = С₁ + С₂ + С₃,

где С₁ - стоимость потерянной энергии в трансформаторе (в тыс. руб.).

С₂ + С₃ - расходы на зарплату, на текущий ремонт и отчисления на амортизацию.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в строительство подстанции

5.1 Расчет капитальных затрат для варианта №1

Рассчитаем потери энергии на трансформаторах , кВт•ч:

(5.1)

где - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт.

Т=8760 ч - число часов работы трансформатора в году;

- потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт;

- мощность, проходящая через трансформатор, МВА;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- число часов максимальных потерь.

=5850 ч для Т_max=6917,19 ч [6, рис.5.6]

Потери в трансформаторе ТДТН-63000/110

Определим эксплуатационные затраты , тыс.руб:

,(6.2)

- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт•ч:

, (6.3)

где - стоимость одного кВт•ч, 1,6 руб/кВт•ч

- расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.

, (6.4)

=

5.2 Расчет капитальных затрат для варианта №2

Для Т₁ (ТДН-25000/110):

=5670 ч для Т_max=6897,86 ч [6, рис.5.6]

Для Т₂ (ТРДН-40000/110):

=5800 ч для Т_max=6945,08 ч [6, рис.5.6]

Определим эксплуатационные затраты , тыс.руб:

=

Подсчитаем приведенные затраты :

Относительная разница двух вариантов:

Вывод: Вариант №1 экономичнее Варианта №2 на 21,8% и для дальнейших расчетов выбираем его.

6. Выбор схемы собственных нужд подстанции

Согласно НТП, на всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов собственных нужд. К трансформаторам собственных нужд подстанции могут подключаться только потребители подстанции.

Согласно НТП, пункт 2.8, выбираем на проектируемой ПС постоянный оперативный ток. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея. Батареи, согласно пункту 2.6, работают в режиме постоянного подзаряда от выпрямительных устройств.

Выбор числа и мощности ТСН производим в зависимости от расчетной нагрузки, числа трансформаторов и типа подстанции.

Составим таблицу общих нагрузок собственных нужд на подстанции. Определим расчетную нагрузку по установленной мощности приемников по формулам:

, где коэффициент спроса.

Таблица №6.1. Сводная таблица элементов СН.

Наименование приемника	Установленная мощность				Расчетная нагрузка
	Ед. кол.	Всего кВт ч				Летом	Зимой
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Охлаждение трансформа- торов	2х7,5	15	0,85	0,62	0,85	12,8	7,9	12,8	7,9
Электроподогрев и сушка трансформа- торов	100х2	200	1	0	0	-	-	40	-
Маслоочисти- тельная установка	28х1	28	0,85	0,62	0,2	5,6	3,5	5,6	3,5
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП	23х2	46	1	0	0,12	5,52	-	5,52	-
Постоянно включенные сигнальные лампы	0,5х2х 29	29	1	0	1	29	-	29	-
Подогрев выключателей 110 кВ	4х1.8	7,2	1	0	1	-	-	7,2	-
Подогрев выключателей 35 кВ	3х1,4	4,2	1	0	1	-	-	4,2	-
Подогрев КРУ 10 кВ	20x1	20	1	0	1	-	-	20	-
Подогрев приводов разъединителей	24x0,6	14,4	1	0	1	-	-	14,4	-
Отопление ОПУ	40	40	1	0	1	-	-	40	-
Освещение ОПУ	40	40	1	0	1	40	-	40	-
Освещение, вентиляция ЗРУ	7	7	1	0	1	7	-	7	-
Итого						99,92	11,4	225,72	11,4

Расчетная нагрузка:

Аварийная нагрузка с применением:

аварийной вентиляции

сварочного аппарата

Подстанция с постоянным дежурством, значит можно допустить перегрузку одного трансформатора на 30% в течении 2 часов после аварийного отключения, тогда:



Расчетной нагрузкой является зимняя:

Тогда мощность каждого трансформатора выбираем по условию:

Выбираем два трансформатора ТСЗ-250/10.

Определяем нагрузку трансформаторов в ремонтном режиме:

Определяем загрузку трансформаторов:

перегрузки не будет.



Рисунок 6.1 - Схема питания собственных нужд для постоянного оперативного тока

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ необходимы:

- для сопоставления, оценки выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводникав;

- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;

- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;

- проектирования заземляющих устройств;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- анализа устойчивости работы энергосистем.

В данном курсовом проекте рассчитываются только токи трехфазного короткого замыкания, т.к. он является наибольшим. Токи короткого замыкания рассчитываются приближенным методом в относительных единицах.

7.1 Составление расчетной схемы

Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему установки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.



Рисунок 7.1 - Расчетная схема

7.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Составим схему замещения:

Рисунок 7.2 - Схема замещения для точки К-1

За базисные величины принимают: S_б=1000МВА; U_срI=115 кВ; U_срII=38,5 кВ; U_срIII=10,5 кВ.

Сопротивление системы:



Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):

Для ВЛ 110кВ Х_уд=0,4 ом/км

Упростим схему замещения до вида:

Рисунок 7.3 - Упрощенная схема замещения для точки К-1

Токи короткого замыкания для точки К1:

а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания

, (7.1)

где Е*''- сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*''= 1;

Х_рез - сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;

I_б - базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:



б) Ударный ток короткого замыкания:

(7.2)

где К_уд - ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;

в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

где Т_а - постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;

г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:

- для источника бесконечной мощности (системы);

.

7.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2

Составим схему замещения:

Рисунок 7.4 - Схема замещения для точки К-2

За базисные величины принимают: S_б=1000МВА; U_срI=115 кВ; U_срII=37 кВ; U_срIII=10,5 кВ.

Сопротивление системы:

Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):

Для ВЛ 110кВ Х_уд=0,4 ом/км

Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:

Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:

Упростим схему замещения до вида:

Рисунок 7.3 - Упрощенная схема замещения для точки К-2

Токи короткого замыкания для точки К2:

а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания

, (7.1)

где Е*''- сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*''= 1; Хрез - сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;

I_б - базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:



б) Ударный ток короткого замыкания:

(7.2)

где К_уд - ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;

в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

где Т_а - постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;

г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:

- для источника бесконечной мощности (системы);

.

7.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB

Составим схему замещения:

Рисунок 7.5 - Схема замещения для точки К-3 с выключенным QB

За базисные величины принимают: S_б=1000МВА; U_срI=115 кВ; U_срII=37 кВ; U_срIII=10,5 кВ. Сопротивление системы:

Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):

Для ВЛ 110кВ Х_уд=0,4 ом/км

Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:



Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:

Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:

Упростим схему замещения до вида:

Рисунок 7.3 - Упрощенная схема замещения для точки К-3 с выключенным QB

Токи короткого замыкания для точки К3 с выключенным QB:

а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания

, (7.1)

где Е*''- сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*''= 1;

Х_рез - сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;

I_б - базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:

б) Ударный ток короткого замыкания:

(7.2)

где К_уд - ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;

в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

где Т_а - постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;

г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:

- для источника бесконечной мощности (системы);

.

7.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB

Составим схему замещения:

Рисунок 7.5 - Схема замещения для точки К-3 с включенным QB

За базисные величины принимают: S_б=1000МВА; U_срI=115 кВ; U_срII=37 кВ; U_срIII=10,5 кВ.

Сопротивление системы:

Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):

Для ВЛ 110кВ Х_уд=0,4 ом/км

Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:



Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:

Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:

Упростим схему замещения до вида:

Рисунок 7.3 - Упрощенная схема замещения для точки К-3 с выключенным QB

Токи короткого замыкания для точки К3 с включенным QB:

а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания

, (7.1)

где Е*''- сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*''= 1; Хрез - сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;

I_б - базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:

б) Ударный ток короткого замыкания:

(7.2)

где К_уд - ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;

в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

где Т_а - постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;

г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:

- для источника бесконечной мощности (системы);

.

Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу

Таблица 7.1 - Сводная таблица токов короткого замыкания

Точка КЗ	Iп.0, кА	iу, кА	iаф, кА	Iп.ф, А
К1	5,15	12,51	0,25	5,15
К2	8,62	19,6	0,082	8,62
К3 (QВ отключен)	19,37	37,5	0,0012	19,37
К3 (QВ включен)	23,7	45,89	0,0015	23,7

8. Выбор выключателей и разъединителей

8.1 Выбор выключателей и разъединителей 110кВ

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 тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

- надежное 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;

- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток I_ном и номинальное напряжение U_ном.

В пределах одного распределительного устройства выключатели и разъединители выбираются однотипными по цепи самого мощного присоединения, в данном случае по цепи трансформатора связи.

Выбираем на ЗРУ 110 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВБЭ-110-31,5/1250.

ВБЭ-110-31,5/1250 вакуумный выключатель внутренней установки имеет электромагнитный привод и предназначен для работы на присоединениях частыми коммутациями (например, дуговые сталеплавильные печи). Выключатель ВБЭ-110 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью, удобством и простотой в эксплуатации.

Условия выбора :

где - номинальное напряжение выключателя;

- номинальный ток выключателя;

- номинальный и максимальный токи цепи.

1) 110кВ?110кВ

2) 1250А?230А

3) 1250А?460А

Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:

- на номинальный ток отключения:

I_н,откл =31,5кА?I_п,ф=5,15кА

- на возможность отключения апериодической составляющей :



где в_н- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

- на динамическую устойчивость:

i_дин =80кА? i_уд=12,51кА

- на термическую устойчивость:

где I_t - ток термической стойкости, кА;

t_t- время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

Выбранный выключатель ВБЭ - 110-31,5/1250 удовлетворяет всем требованиям.

Разъединители выбираются в тех же цепях, что и выключатели и по тем же условиям, а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.

Выбираем на ЗРУ 110 кВ разъединители РГД-110-II/1000УХЛ1 (горизонтально-поворотного типа, с исполнением изоляции II по ГОСТ 9920).

РГД-110-II/1000УХЛ1 - горизонтальный двухконтактный разъединитель производства Уфимского завода "Электроаппарат" с номинальным 110 кВ и номинальным током 1000 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 110 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.

Достоинства:

- При расстоянии между полюсами 2000 мм разъединитель способен включать

и отключать ток холостого хода трансформаторов до 4,0 А и зарядные токи до 1,5 А.

- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.

- Ресурс по механической износостойкости не менее 10000 циклов "В-tП-О".

- Срок службы РГД до первого среднего ремонта, при условии не выработки механического ресурса, не менее, 15 лет.

Условия выбора :

1) 110кВ?110кВ

2)1000А?230А

3)1000А?460А

Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:

- на динамическую устойчивость:

- на термическую устойчивость:



Выбранный разъединитель типа РГД -110-II/1000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.

8.2 Выбор выключателей и разъединителей 35кВ

Выбираем на ЗРУ 35 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВВЭЛ-35-25/1000.

ВВЭЛ-35-25/1000 - вакуумный выключатель предназначенный для работы в электроустановках с частыми коммутациями.

Возможна выкатная установка этого высоковольтного выключателя на определенные типы ячеек зарубежного производства. Выкатное исполнение выключателей ВВЭЛ-35 может быть установлено в некоторых типах ячеек зарубежных изготовителей. При этом блок цепей сигнализации и управления выносится за пределы ячейки.

Новые выключатели ВВЭЛ-35 имеют меньшие массу и габариты за счет применения импортных эпоксидных изоляторов, вакуумной камеры и нового электромагнитного привода.

Условия выбора :

где - номинальное напряжение выключателя;

- номинальный ток выключателя;

- номинальный и максимальный токи цепи.



1)35кВ?35кВ

2)1000А?206А

3)1000А?412А

Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:

- на номинальный ток отключения:

I_н,откл =25кА?I_п,ф=8,62кА

- на возможность отключения апериодической составляющей :

где в_н- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

- на динамическую устойчивость:

i_дин =52кА? i_уд=19,6кА

- на термическую устойчивость:

где I_t - ток термической стойкости, кА;

t_t- время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

Выбранный выключатель ВВЭЛ-35-25/1000 удовлетворяет всем требованиям.

Разъединители выбираются в тех же цепях, что и выключатели и по тем же условиям, а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.

Выбираем на ЗРУ 35 кВ разъединители РГТ-35-I/630 УХЛ1.

РГТ-35-I/630УХЛ1 - горизонтальный трехконтактный разъединитель производства Уфимского завода "Электроаппарат" с номинальным 35 кВ и номинальным током 630 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.

Достоинства:

- Разъединитель способен включать и отключать ток холостого хода трансформаторов до 4,0 А и зарядные токи до 1,5 А.

- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.

- Ресурс по механической износостойкости не менее 5000 циклов "В-tП-О".

- Срок службы РГТ до первого среднего ремонта, при условии не выработки механического ресурса, не менее, 15 лет

Условия выбора :



1) 110кВ?110кВ

2)1000А?230А

3)1000А?460А

Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:

- на динамическую устойчивость:

- на термическую устойчивость:

Выбранный разъединитель типа РГТ-35-I/630 УХЛ1 удовлетворяет всем требованиям.

8.3 Выбор выключателей на 10 кВ

В цепи ЛЭП выберем ВБЭ-10-31,5/630 вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и предназначенный для работы на присоединениях с частыми коммутациями (например, дуговые сталеплавильные печи) и встроенный в КРУ типа К-63. Выключатель ВБЭ-10 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью, удобством и простотой в эксплуатации.

Условия выбора :



где - номинальное напряжение выключателя;

- номинальный ток выключателя;

- номинальный и максимальный токи цепи.

1)10кВ?10кВ

2)630А?130А

3)630А?260А

Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:

- на номинальный ток отключения:

I_н,откл =31,5кА?I_п,ф=23,7кА

- на возможность отключения апериодической составляющей :

где в_н- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

- на динамическую устойчивость:

i_дин =80кА? i_уд=45,89кА

- на термическую устойчивость:

где I_t - ток термической стойкости, кА;

t_t- время протекания тока термической стойкости, определяем из паспортных данных, с.

Выбранный выключатель ВБЭ - 10-31,5/630 удовлетворяет всем требованиям.

В качестве вводных и секционных выключателей выберем ВБЭ - 10-31,5/2500 встроенный в КРУ типа К-61М.

Условия выбора :

где - номинальное напряжение выключателя;

- номинальный ток выключателя;

- номинальный и максимальный токи цепи.

1)10кВ?10кВ

2)2500А?1050А

3)2500А?2100А

Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:

- на номинальный ток отключения:

I_н,откл =31,5кА?I_п,ф=23,7кА

- на возможность отключения апериодической составляющей :

где в_н- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.

- на динамическую устойчивость:

i_дин =80кА? i_уд=45,89кА

- на термическую устойчивость:

где I_t - ток термической стойкости, кА;

t_t- время протекания тока термической стойкости, определяем

из паспортных данных, с.

Выбранный выключатель ВБЭ -10-31,5/2500 удовлетворяет всем требованиям.

9. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

9.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ

При установке выключателей и остального оборудования в ЗРУ, трансформаторы тока во всех присоединениях, кроме секционного выключателя, выносятся в стену здания и выбираются такими же, как встроенные во ввод силового трансформатора (типа ТВТ).

Исходя из вышеизложенного, выбираем трансформаторы тока типа ТВТ - 110-I I I- 600/5, встроенные во ввод силового трансформатора и имеющие номинальную предельную кратность вторичной обмотки, равную 20. Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи. Условия выбора:

1)U_н,ТА=110кВ?U_уст=110кВ

2) I_н,1ТА =600А?I_н,цепи=230А

3) I_н,1ТА =600А?I_max,цепи=460А

Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:

- на электродинамическую устойчивость:

- на термическую устойчивость:

675кА² с ?2,65 кА² с

- на вторичную нагрузку:

(10.6)

Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:

;

Для определения r_приб. , составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока :

Таблица 9.1 - Нагрузка трансформаторов тока 110 кВ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА
Амперметр	Э 390	0,5

Определяем rприб. по формуле:

rконт. = 0,05 Ом при числе приборов до трех, включительно.

Определяем r_пров. из формулы (10.7):

r_пров. = z_2ном - r_приб.- r_конт. = 0,8 - 0,02 - 0,05 = 0,73Ом,

Зная r_пров, рассчитывается сечение провода по формуле:



где - удельное сопротивление проводов (для алюминия = 0,0283 Ом/мм2);

lрасч. =100-100•0,2=80

Согласно НТП , на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм²)

Находим действительное сопротивление проводов:

Производим конечную проверку:

z_2ном = 0,8 Ом > z_2расч = r_приб. + r_пров. + r_конт =0,02+ 0,57 + 0,05 = 0,64 Ом

Трансформатор тока ТВТ-110-III- 600/5 проходит по всем условиям.

Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :

1)UномTV ? Uуст;

2);

3)Sн TV ? Sрасч

Предполагаем установить на ЗРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа CPB/CPA-123.

Условия выбора ТН

1)110 кВ ? 110 кВ;

2);

3)Sн TV ? Sрасч.

Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу

Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ

100ВА?34ВА

Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

9.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ

Исходя из того, что распределительное устройство закрытое, выбираем ТН типа ТВТ. ТВТ-35-III-600/5

Условия выбора:

1)U_н,ТА=35кВ?U_уст=35кВ

2) I_н,1ТА =600А?I_н,цепи=206А

3) I_н,1ТА =600А?I_max,цепи=412А

Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:

- на электродинамическую устойчивость:

- на термическую устойчивость:

846,7кА² с ?7,43 кА² с

- на вторичную нагрузку:

(10.6)

Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:

;

Для определения r_приб. , составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока :

Таблица 9.1 - Нагрузка трансформаторов тока 35 кВ

Наименование приборов	тип	Sприб, ВА
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ 6804	2•0,1•1
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	2•0,3•1
	У	1,8

Определяем rприб. по формуле:



rконт. = 0,05 Ом при числе приборов до трех, включительно.

Определяем r_пров. из формулы (10.7):

r_пров. = z_2ном - r_приб.- r_конт. = 1,2 - 0,072 - 0,05 = 1,078Ом,

Зная r_пров, рассчитывается сечение провода по формуле:

где - удельное сопротивление проводов (для алюминия = 0,0283 Ом/мм2);

l_расч. =80-80•0,25=60

Согласно НТП , на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм²)

Находим действительное сопротивление проводов:

Производим конечную проверку:

z_2ном = 1,2 Ом > z_2расч = r_приб. + r_пров. + r_конт =0,072+ 0,4 + 0,05 = 0,522 Ом

Трансформатор тока ТВТ-35-III- 600/5 проходит по всем условиям.

Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :

1)UномTV ? Uуст;

2);

3)Sн TV ? Sрасч

Предполагаем установить на ЗРУ 35 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-35.

Условия выбора ТН

1)35 кВ ? 35 кВ;

2);

3)Sн TV ? Sрасч.

Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу

Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ

200ВА?21ВА

Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

9.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ

Поскольку на РУНН устанавливаются КРУ поставляемые уже со встроенными измерительными трансформаторами тока, то нет необходимости их выбирать и проверять.В КРУ К-63 устанавливают ТЛК-10-30,5/1500, а в КРУ К-61М ТШЛ-10-1/3000.

Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :

1)UномTV ? Uуст;

2);

3)Sн TV ? Sрасч

Предполагаем установить на РУ 10 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-10.

Условия выбора ТН:

1)10 кВ ? 10 кВ;

2);

3)Sн TV ? Sрасч.

Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу

Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ

125ВА?88,5ВА

Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

10. Выбор токоведущих частей

10.1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 110 кВ

Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А

Выполним проверку шин:

- на термическую стойкость

C=90[6,стр 341].

- по условиям коронирования.

Определяем начальную критическую напряженность по формуле :

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.

Определяем напряженность вокруг провода по формуле:

Условие проверки:

1,07•15,24=16,31кВ/см²? 0,9•25,1=22,64 кВ/см²

На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС - 205/27 по условиям короны проходит.

Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6], табл. 4.4);

Выбираем провод типа АС - 240/32, q = 240 мм², I_доп. = 505 А

Проверяем провод по допустимому току:

I_доп =505А? I_max=460А

Проверим провод на термическую стойкость:

Проверим провод по условиям коронирования:

Определяем начальную критическую напряженность:

Определяем напряженность вокруг провода:

Условие проверки:

1,07•14,17=15,15кВ/см²? 0,9•32=28,8 кВ/см²

Провод АС - 240/32 по условиям короны проходит.

10.2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ.

Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А

Выполним проверку шин:

- на термическую стойкость



C=90[6,стр 341].

- по условиям коронирования.

Определяем начальную критическую напряженность по формуле :

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.

Определяем напряженность вокруг провода по формуле:

Условие проверки:

1,07•5,48=5,78кВ/см²? 0,9•25,1=22,64 кВ/см²

На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС - 205/27 по условиям короны проходит.

Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6], табл. 4.4);

Выбираем провод типа АС - 240/32, q = 240 мм², I_доп. = 505 А

Проверяем провод по допустимому току:

I_доп =505А? I_max=460А

Проверим провод на термическую стойкость:

Проверим провод по условиям коронирования:

Определяем начальную критическую напряженность:

Определяем напряженность вокруг провода:

Условие проверки:



1,07•5,12=5,5кВ/см²? 0,9•32=28,8 кВ/см²

Провод АС - 240/32 по условиям короны проходит.

10.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ.

Сборные шины и ошиновка в РУ 10 кВ выполняется жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. В случае применения КРУ шины не выбираются и не проверяются по токам к.з., указывается только номинальный ток сборных шин и шкафов.

11. Выбор конструкции распределительных устройств

Конструкции ЗРУ 110 кВ и ЗРУ 35 кВ:

Так как предпритие химической промышленности является источником большого загрязнения атмосферного воздуха, распределительное устройство, согласно ПУЭ, строится закрытым.

Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. По длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию шин от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа - из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе.