Выбор и проверка оборудования трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

12

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выбор и проверка оборудования трансформаторной подстанции

Введение

трансформатор подстанция ток

Трансформаторная подстанция - электроустановка, предназначенная для преобразования (повышения и понижения) напряжения в сети переменного тока и распределения электроэнергии и состоящая из силовых трансформаторов, распределительного устройства, устройств автоматического управления и защиты, а также вспомогательных сооружений.

Трансформаторные подстанции классифицируются на повышающие и понижающие. Повышающие трансформаторные подстанции, Сооружаемые обычно при электростанциях, преобразуют напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение, необходимое для передачи электроэнергии по линиям электропередачи. Понижающие трансформаторные подстанции преобразуют первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное.

В зависимости от назначения и от величины первичного и вторичного напряжений понижающие трансформаторные подстанции подразделяются на районные, главные понижающие и местные (цеховые). Районные трансформаторные подстанции принимают электроэнергию непосредственно от высоковольтных линий электропередач и передает её на главные понижающие трансформаторные подстанции, а те, понизив напряжение до 6, 10 или 35 кВ - на местные и цеховые подстанции, на которых осуществляется последняя степень трансформации и распределение электроэнергии между потребителями.

В зависимости от способа присоединения электроустановки бывают тупиковые (концевые), ответвительные (отпаечные), проходные и узловые. Ответвительные и проходные подстанции называют общим названием - промежуточные, а проходные и узловые - транзитными подстанциями. Подстанция опорного типа представляет собой более мощную электроустановку. Она получает питание от сети внешнего электроснабжения по трем и более линиям электропередачи напряжением 110 или 220 кВ.

Трансформаторные подстанции изготавливают, как правило, на заводах и доставляют на место установки в полностью собранном виде или же отдельными блоками. Такие трансформаторные подстанции называют комплектными.

Электрическая энергия (электроэнергия) является наиболее совершенным видом энергии и используется во всех сферах и отраслях материального производства. Электрическая энергия обладает неоспоримыми преимуществами перед всеми другими видами энергии. Во-первых, её можно передавать по проводам на огромные расстояния со сравнительно малыми потерями и удобно распределять между потребителям. Во-вторых, электрическую энергию можно преобразовать в другие виды энергии (механическую, тепловую, химическую, световую). В-третьих это экологически чистый вид энергии: при ее преобразовании в другие виды окружающая среда не загрязняется. В-четвертых, невозможность и, соответственно, ненужность ее складирования. А также трансформируется от одного напряжения к другому.

1. Разработка однолинейной схемы коммутации электрической подстанции

Однолинейная схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ. Электроэнергия подается на подстанцию под двум вводам от районной и тяговой подстанций и поступает на систему сборных шин РУ-35 кВ. На каждом вводе установлены трехполюсные дистанционные выключатели типа ВТ-35-800-12.5У1 и трансформаторы тока типа ТФН-35М. Для подключения счетчиков денежного расчета применяются трансформаторы тока типа ТФН-35М. К вводам выключатели ВТ-35-800-12.5У1 подключаются линейными разъединителями с двумя заземляющими ножами типа РНДЗ-2-35У/630, а к секциям шин -- шинными разъединителями типа РНДЗ-35У/630. Разъединители с двух сторон выключателя ввода или секционного позволяют обеспечить безопасность производства ремонтных работ на выключателях и трансформаторах тока.

К каждой секции РУ-35 кВ подключается понижающий трансформатор ТМН-2500/35 через выключатель ВТ-35-800-12.5У1 трансформаторами тока и разъединитель РНДЗ-35У/630 с одним заземляющим ножом, позволяющим отделить выключатель от секции при ремонте.

Трансформаторы напряжения типа НОМ-35-66 и разрядники типа РВС - 35 присоединяются к секциям шин через разъединители РНДЗ-2-35У/630 которые имеют заземляющие ножи для заземления НОМ-35-66 и РВС-35 при ремонте и ножи для заземления секций шин.

Схема РУ-10кВ предусматривает использование одинарной секционированной выключателем системы сборных шин. Размещают оборудование РУ в закрытых помещениях или шкафах наружной установки. В обоих случаях используют комплектные устройства, состоящие из шкафов или камер, в которых размещаются выключатели и трансформаторы тока. Потребители первой категории для надежного электроснабжения получают питание по двум линиям, отходящим от разных секций шин. При отключении или повреждении одной линии или одной секции потребитель будет получать энергию по другой линии от второй секции. Одиночная линия может быть использована для питания потребителей второй или третьей категории. Питание потребителей первой категории по такой одиночной линии возможно, если имеется резервное питание от другого источника питания.

Для питания потребителей собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления и сигнализации, освещения и электрического отопления, подогрева оборудования в зимнее время, освещения, а также проведения ремонтных работ предусмотрена установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) ТМ-63/10 мощностью 63 кВА. ТСН присоединяется к шинам через выключатели ВВЭ-10-20/630У3. Трансформаторы тока ТКЛН-10 используются для подключения релейных защит. Учет энергии, расходуемой на собственные нужды подстанции, ведется со стороны вторичного напряжения ТСН. К секциям шин РУ-10 кВ присоединяются трансформаторы напряжения типа НТМИ-10, защищаемые предохранителями типа ПКН - 10, и разрядники типа РВП-10, защищающие изоляцию РУ-10кВ от перенапряжений. Трансформатор напряжения и разрядник одной секции размещаются на общей выкатной тележке. Секционирование шин выполняется с помощью двух шкафов: в одном установлен секционный выключатель ВВЭ-10-20/630У3 с трансформаторами тока ТПЛ-10; во втором -- выдвижной элемент XТ, выполняющий роль разъединителя.

2. Расчет мощности трансформаторной подстанции

2.1 Расчет активной и реактивных мощностей потребителей

Максимальная активная мощность.

Р_макс = Р_уст К_с

где: Р_уст - установленная мощность потребителя, кВт.

К_с - коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и к.п.д. оборудования, одновременность его включения.

Р_макс1 = Р_уст1 К_с1 = 800 0,5 = 400 кВт

Р_макс2 = Р_уст2 К_с2 = 800 0,5 = 400 кВт

Р_макс3 = Р_уст3 К_с3 = 300 0,6 = 180 кВт

Р_макс4 = Р_уст4 К_с4 = 1000 0,9 = 900 кВт

Р_макс5 = Р_уст5 К_с5 = 250 0,9 = 225 кВт

Максимальная реактивная мощность.

Q_макс = Р_макс tg

Где: tg - тангенс угла , определяется по заданному

Q_макс1 = Р_макс1tg₁ = 400 0,26 = 104 ВАР

Q_макс2 = Р_макс2tg₂ = 400 0,26 = 104 ВАР

Q_макс3 = Р_макс3tg₃ = 180 0,38 = 68,4 ВАР

Q_макс4 = Р_макс4tg₄ = 900 0,98 = 882 ВАР

Q_макс5 = Р_макс5tg₅ = 225 0,98 = 220,5 ВАР

2.2 Расчет суммарной полной мощности потребителей для заданного напряжения с учетом потерь

Сумма максимальных активных мощностей потребителей.

_макс=Р_макс1+ Р_макс2+Р_макс3+Р_макс4+Р_макс5 , кВт.

Р_макс=400+400+180+900+225 = 2105 кВт

Сумма максимальных реактивных мощностей потребителей.

_макс=Q_макс1+ Q_макс2+Q_макс3+Q_макс4+Q_макс5 , ВАР

Q_макс=104+104+68,4+882+220,5 = 1378,9 ВАР

Максимальная полная мощность всех потребителей с учетом потерь в сетях и понижающих трансформаторах:

S_макс=К_р.м.(1+ )

где: К_р.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок подстанции;

Р_пост - постоянные потери 1…2%;

Р_пер - переменные потери 5…8%;

К_р.м.=Р_{макс.рас.}/Р_макс;

Сумма максимальной расчетной мощности:

Р_{мкас.расч.}=К_ум1Р_макс1+ К_ум2Р_макс2+ К_ум3Р_макс3+ К_ум4Р_макс4+ К_ум5Р_макс5 , кВт

К_ум - коэффициент участия в максимуме: 1 категория 0.95, 2 категория 0.9;

Р_{мкас.расч}=0.9400+0.9400+0.9180+0.95900+0.9225=1939,5 кВт.

К_р.м=1939,5/2105= 0,92

S_макс=0.92(1+(2+8/100))=2546,6 кВА.

2.3 Расчет мощности на шинах первичного напряжения подстанции

Двухобмоточный трансформатор, кВА

S_макс.ш.=S_макс+S_тсн

S_макс.ш=2546,6+50=2596,6 кВА.

При наличии потребителя 1 категории на подстанции устанавливается два и более понижающих трансформаторов, номинальная мощность которых определяется по формуле:

S_ном.т ? S_макс/1.4(n-1)

S_ном.т > 2596,6/1.4(2-1)

2500 > 1854,7

2.4 Выбор количества и типа понижающих трансформаторов

Полная мощность подстанции

S_тп=пS_ном.т.

S_ном.т. - мощность главного понижающего трансформатора, кВА;

П - число главных понижающих трансформаторов.

S_тп = 22500 = 5000 кВА.

2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для трансформаторных подстанций собственных нужд принимается равное 0.3-0.5% от полной мощности потребителей (если в здании не указана мощность собственных нужд).

S_сн=(0.003-0.003) S_п

S_тсн=50 кВА

По рассчитанной мощности на собственные нужды подстанции выбирается трансформатор собственных нужд из условия:

S_н.тр ? S_{с.н. ,} кВА 2500 ? 63 кВА

U_1н ? U_{1раб ,} кВ 35 ? 10 кВ

U_2н ? U_{2раб ,} кВ 11 ? 0.4 кВ

Тип и параметры трансформатора собственных нужд.

Таблица №2

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмотки	Потери	Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединения обмотки
		Высшего напряжения	Низшего напряжения	Холостого хода	Короткого замыкания
	Sн , кВА	U1н ,кВ	U2н ,кВ	Рх.х., кВт	Рк.з., кВт	Iх.х.,%	Uк.з. %
ТМ-63/10	63	10	0,4	0.220	1.28	2.8	4.5	Y/ Y

3. Расчет максимальных рабочих токов

Таблица №3

Наименование присоединений	Расчётные формулы	Расчёт
Вводы подстанции тупиковых и на отпайках	Iраб.макс =(КавSн.тр)./Uн1)	Iраб.макс =1,45000/ 35 = 115,5 А
Первичные обмотки высшего напряжения силовых трансформаторов	Iраб.макс =( КперSном.т.) / (Uном1), А	Iраб.макс = 1,42500/ 35 =57,7 А
Сборные шины первичного напряжения	Iраб.макс=( КпрКрнSтп)/ (Uном1), А	Iраб.макс = (1,30,75000)/( 35) = 75,1
Вторичные обмотки низшего напряжения двухобмоточного силового трансформатора	Iраб.макс =( КперSном.т.) / (Uном2), А	Iраб.макс =1,42500/11=183 А
Первичная обмотка ТСН	Iраб.макс = (КпрРном.т)/Uном1), А	Iраб.макс =1,463/ 10 = 5,09 А
Сборные шины вторичного напряжения главных понижающих трансформаторов	Iраб.макс= (КрнSном.т)/Uном2), А	Iраб.макс= 0,55000/11=131.2 А
Питающие линии потребителей	Iраб.макс=(КрнРмакс)/Uномcos), А
Коммунально-бытовое хозяйство		Iраб.макс1=0.5400/110.96=10.9 А;
Механические мастерские		Iраб.макс2=0.5400/110.4=26.2 А;
Спортивный комплекс		Iраб.макс3=0.5180/110.7=6.75А
Кислородная станция		Iраб.макс4=0.5900/110.9= 26.24А
Комбинат бытового обслуживания		Iраб.макс5=0.5225/110.95=6.2А

В таблице №3 приняты следующие обозначения:

К_ав - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, равный 1.4;

S_н.тр - суммарная мощность главных понижающих трансформаторов подстанции, кВА:

U_н1 - номинальное напряжение обмотки главного понижающего трансформатора.

К_пер - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1.4;

S_ном.т. - номинальная мощность силового трансформатора.

U_ном2 - номинальное напряжение вторичной обмотки силового трансформатора, кВ

U_ном2 - номинальное напряжение вторичной обмотки силового трансформатора, кВ

К_рн - коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения распределительного устройства, равный 0.5 - при пяти и более находящихся в работе присоединений к шинам;

Р_макс - максимальная активная мощность потребителя, кВт;

U_ном - номинальное напряжение на сборных шин подстанции и потребителей, кВ;

cos - коэффициент мощности потребителей.

4. Расчет параметров короткого замыкания

Составляется расчетная схема для определения параметров короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах

Эквивалентная электрическая схема замещения

Расчет относительных сопротивлений элементов цепи короткого замыкания

Х^*₁ = S_б/S_кс1 = 100/600 = 0.17

Х^*₂ = S_б/S_кс2 = 100/1100 =0.09

Х^*₃ = Х^*₅ = Х^*₀ L₁ (S_б/U²_ср) = 0.4 15 (100/37²)= 0,42

Х ^*₄ = Х ^*₆ = Х ^*₀ ( L₂ +L₃ +L₄ +L₅ +L₆+ L₇+ L₈+ L₉) (S_б/U²_ср) =

=0.4(22+21+23+24+25+27+28+29) (100/37²) = 5.57

Х ^*₇ = Х ^*₈ = Х ^*₀ L₁₀ S_б/U²_ср = 0.430(100/37²) = 0.84

Х^*₉ = Х^*₁₀ = (U_к/100)( S_б/S_ном.т.) = (6.5/100)(100/2.5) = 2.6

4.1 Преобразование схем замещения

Заменяем параллельные сопротивления Х^*₃ и Х^*₅ на Х^*₁₁ , Х^*₄ и Х^*₆ на Х^*₁₂ , Х^*₇ и Х^*₈ на Х^*₁₃ , a Х^*₁ и Х^*₂ , Х^*₉ и Х^*₁₀ переносим на схему без изменений.

Х^*₁₁ = Х^*₃/2 = 0,42/2 = 0,21

Х^*₁₂ = Х^*₄/2 = 5,57/2 = 2,785

Х^*₁₃ = Х^*₇/2 = 0,84/2 = 0,42

Заменяем последовательные сопротивления Х^*₁ и Х^*₁₁ на Х^*₁₅ , Х^*₂ и Х^*₁₂ на Х^*₁₆ Х^*₁₃ , Х₉^* и Х₁₀ переносим на схему без изменений.

Х ^*₁₅ = Х ^*₁ + Х ^*₁₁ = 0,7 + 0,21 = 0,91

Х ^*₁₆ = Х ^*₂ + Х ^*₁₂ = 0,09 + 2,785 = 2,875

Заменяем последовательные сопротивления Х^*₁₅ и Х^*₁₆ на Х^*₁₇, Х^*₉ и Х^*₁₀ на Х^*₁₈ , а Х ^*₁₃ переносим на схему без изменений.

Х ^*₁₇ = 1/((1/Х ^*₁₅) + (1/Х ^*₁₆)) = 1/((1/0,91) + (1/2,875)) = 0,69

Х ^*₁₈ = Х ^*₉/2 = 2,6/2 = 1,3

Определяем относительное базисное сопротивление до точки К₁:

Х^*_бК1 = Х^*₁₉ = Х^*₁₇ + Х^*₁₃ = 0,69+0,42 = 1,11

Определяем относительное базисное сопротивление до точки К₂:

Х^*_бК2= Х^*₂₀= Х^*₁₉+ Х^*₁₈=1,11+1,3=2,41

4.2 Расчет параметров цепи короткого замыкания для всех точек

Расчётные выражения при определении токов короткого замыкания.

Таблица №4

Расчёт токов и мощностей коротких замыканий во всех точках коротких замыканий.

Таблица №5

Точка короткого замыкания	Расчётная формула	Расчётные данные	Расчёт
К1 (Uср = 37кВ)	Iб = Sб/·Uср, кА	Sб, МВА Uср, кВ	Iб = 100/37 = 1.56
	Iк = Iб/ xбК1, кА	Iб, кА; x*У	Iк = 1.56/1.11= 1.4
	iа = Iк e -ф/Tа , кА ф = tз min + tсв	tз min, с tсв, с Iк, кА Tа, с	ф = tз min + tсв = 0.1+0.1 = 0.2 iа = 1.4 e -0.2/0.05 = 0.036
	Sк = Sб/ xбК1, МВА	Sб, МВА x*У	Sк = 100/1.11 = 90.1
	iу = 2.55· Iк, кА	Iк, кА	iу = 2.551.4 =3.5
	Iу = 1.52 Iк , кА	Iк, кА	Iу = 1.521.4= 2.1
	Bк = IкІ · (tотк + Ta), кА2с tотк = tср+tрз+tсв	tср=0.1 с tрз =1.0 с Iк, кА Tа, с	Bк = 1.42 (1.7 + 0.05) =3.43 tотк = 1.5+0.1+0.1=1.7
К2 (Uср = 10.5кВ)	Iб = Sб/·Uср, кА	Sб, МВА Uср, кВ	Iб = 100/10.5 = 5.5
	Iк = Iб/ ХбК2, кА	Iб, кА; x*У	Iк = 5.5/2.41 = 2.28
	iа = Iк e -ф/Tа , кА ф = tз min + tсв	tз min, с tсв, с Iк, кА Tа, с	ф = tз min + tсв = 0.1+0.1 = 0.2 iа = 2.28 e -0.2/0.05 = 0.06
	Sк = Sб/ ХбК2, МВА	Sб, МВА ХбК2	Sк = 100/2.41 = 41.5
	iу = 2.55· Iк, кА	Iк, кА	iу = 2.552.28= 5.8
	Iу = 1.52 Iк , кА	Iк, кА	Iу = 1.522.28= 3.5
	Bк = IкІ · (tотк + Ta), кА2с tотк = tср+tрз+tсв	tср, с tрз = 0.5 с Iб, кА Tа, с	Bк = 2.282 (1.2+ 0.05) = 6.5 tотк =1+0.1+0.1=1.2

5. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанции

5.1 Выбор и проверка токоведущей части

- Гибкие токоведущие части;

- Жесткие токоведущие части (шины).

Выбор гибких токоведущих частей.

Гибкие токоведущие части предназначены на напряжение 35 кВ, расчёты сведены в таблицу.

Таблица №6

№ п/п	Характеристика условий выбора гибких шин	Формулы	Расчёты
1	По длительному допускаемому току	Iдоп > Iр. макс	175 ? 115.5 А
2	По термической стойкости	q > qmin = /C;	qmin = / 88 = 21 35 > 21
3	По условию отсутствия коронирования	0.9E0 > 1.07E E0=30.3m(1 + 0.299/ ); E = 0.354U/ Rпр lg (Dср/Rпр); Dср = 1.26D	E0 = 30.30.82(1+0.299/) = 28.5 Dср = 1.26150 = 189 E = 0.35435/4.2 = 1.78 0.9 28.5 > 1.071.78 25.65 > 1.9

В таблице №6 приняты следующие обозначения:

I_доп - ток допустимый для данной марки шины;

I_{р. макс} - рабочий максимальный ток.

B_к?тепловой импульс тока короткого замыкания для расчетной точки подстанции, кА² с;

С - коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы.

q - сечение выбранной шины

q_min - минимальное допустимое сечение

E₀ -максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при которой возникает коронный разряд;

m - коэффициент, учитывающий не гладкость (шероховатость) поверхности провода, принимаемый для многопроволочных проводов равным 0,82;

Е -- напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см;

U -- линейное напряжение, кВ;

r-радиус провода, см;

D -- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Условия выполняются , поэтому выбираем провод АС - 35 .

Выбор жёстких шин.

Жёсткие токоведущие части применяются на напряжение 10кВ, условия выбора и расчёты сведены в таблицу №7.

Таблица №7

№ п/п	Характеристика условий выбора жёстких шин	Формулы и данные	Расчёты
1	По длительному допустимому току	Iдоп > Iр. макс, А	165 А ? 131.2 А
2	По термической стойкости	q > qmin qmin = /C;	q = 153 = 45 мм2 qmin = /88 = 29 45 мм2 > 29 мм2
3	По электродинамической стойкости	удоп > урасч урасч = (iу2 L2/Wa)10-8 Wп = b·h2/6 , м3 Wр = b2·h/6 , м3	Wп = 3152/6 = 112.510-9 Wр = 3215/6 = 22.510-9 урасч.=((5.821.252)/(112.510-90.35)) 10-8 = 23 урасч.=(5.821.252/22.510-90.35)10-8 = 115.5 40?23

В таблице №7 приняты следующие обозначения

q - сечение выбранной шины, мм²

q_min - минимальное допустимое сечение, мм²

у_доп - допустимое механическое напряжение, МПа;

у_расч - расчётное механическое напряжение, Мпа;

i_у - ударный ток;

L - расстояние между соседними изоляторами одной фазы, равное 1.25 м;

a - расстояние между осями шин, равное 0.35 м;

b - узкая сторона шины ребро), м;

h - широкая сторона шины, м.

Условия выполняются , поэтому выбираем шину марки А 15x3

5.2 Выбор и проверка изоляторов (подвесные, опорные изоляторы)

Таблица №8

№ п/п	Характеристика условий выбора изоляторов	Формула и данные	Расчёт
1	Соответствие по напряжению	Uн ? Uр	10 = 10
2	Соответствие по механической прочности	F ? 0.6Fразр F = 0.176( iу2 L/ a)	F = 0.176(5.82 1.25/0.35)=21.14 0.63680 = 2208 21.14 < 2208

В таблице №8 приняты следующие обозначения:

Uн - номинальное напряжение изолятора, кВ

Uр - рабочее напряжение распределительного устройства, кВ

F - сила действующая на изолятор при коротком замыкании, Н

F_разр = разрушающая нагрузка на изгиб изолятора, Н

Подвесные изоляторы.

Таблица №9

Тип изолятора	Количество изоляторов при напряжении установки 35 кВ
ПС - 70	3

Опорные изоляторы.

Таблица №10

Тип изолятора	Номинальное напряжение 10кВ	Минимальное разрушающее усилие на изгиб, Н	Масса, кг.
ОФ - 10 - 375	10	3680	1.50

5.3 Выбор и проверка высоковольтных выключателей переменного тока. Условия выбора выключателей

В таблице №11 приняты следующие обозначения:

U_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ; U_раб - рабочее напряжение выключателя, кВ; I_ном - номинальный ток выключателя, А; I_{раб. макс} - максимальный рабочий ток выключателя, А; I_{н. отк} - номинальный ток отключения, кА; I_к - ток короткого замыкания, кА;

i_aф - апериодическая составляющая тока короткого замыкания;

Я_н - номинальное относительное значение апериодической составляющей тока;

I_пр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА;

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока, кА;

i_у - ударный ток, кА:

I_т² - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА;

t_т - длительность протекания тока термической стойкости, с;

B_к - тепловой импульс тока короткого замыкания, кА² с.

Выбранные выключатели .

Таблица №11

5.4 Выбор и проверка разъединителей

Разъединители на электрической подстанции предназначены для создания видимого разрыва цепей и могут быть оборудованы одним или двумя стационарными заземляющими ножами. Условия выбора и проверки сведены в таблицу №12

Таблица №12.

N п/п	Место установки разъединителя	Тип разъединителя	Условия выбора	Условия проверки
			Uном ______ Uраб кВ	Iном ________ Iр.макс А	iпр.с ________ iу кА	Iт2·tт ________ Bк кА2с
1	Ввод в РУ-35 № 1, 2.	РНДЗ-2-35У/630	35/35	630/115.5	64/3.5	1600/3.43
2	Секционные разъединители РУ-35	РНДЗ-35У/630	35/35	630/115.5	64/3.5	1600/3.43
3	Первичная обмотка трансформатора	РНДЗ-35У/630	35/35	630/57.7	64/3.5	2500/3.43
4	Трансформатор напряжения	РНДЗ-2-35У/630	35/35	630/57.7	64/3.5	2500/3.43

В таблице №12 приняты следующие обозначения:

U_ном - номинальное напряжение, кВ

U_раб - рабочее напряжение, кВ

I_ном - номинальный ток, А

I_{раб. макс} - максимальный рабочий ток, А

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока, кА

i_у - ударный ток, кА

I_т² - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА

t_т - длительность протекания тока термической стойкости, с

B_к - тепловой импульс тока короткого замыкания, кА² с

5.5 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для снижения высокого напряжения до величины 100 или 100/В для питания измерительных приборов, счётчиков активной и реактивной энергии, устройств релейной защиты.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям:

1) в зависимости от конструкции и места установки.

2) По номинальному напряжению U_1н ? U_раб;

3) Выбранный трансформатор напряжения должен быть проверен по нагрузке вторичной цепи по условию S_2н ? S_2расч.

Выбранные измерительные трансформаторы напряжения и их параметры приведены в таблице №13

Таблица №13

Тип	Напряжение, В	Номинальная мощность, ВА, в классе точности	Предельная мощность,ВА	Схема и группа соединения обмоток
	U1н	U2н	Дополнительной обмотки, НН	0.5
НОМ-35-66	35000	100	-	150	1200	1/1-0
НТМИ - 10-66	10000	100	103:3	120	960	Y/Y-0

Подключаемые приборы к РУ - 10кВ: вольтметр, счётчики активной и реактивной энергии, реле напряжения.

Таблица №14

Прибор	тип	Число катушек	Число приборов	Мощность потребляемая одной катушкой	Cosцпр	Sinцпр	Общая потреб. Мощность
							УPприб Вт	УQприб Вар
Счётчик активной Энергии	САЗУ	2	5	4	0.38	0.93	15.2	37.2
Счётчик реактивной энергии	СР4У	3	5	7.5	0.38	0.93	42.7	104.6
вольтметр	Э378	1	1	2	1	0	2	-
Реле напряжения	РН-54	1	3	1	1	0	3	-
Итого	62.9	141.8

S_2расч = = = 155.1ВА

S_2н = 2 S_н = 1202 = 240 ВА

S_2н = 240 ВА ? S_2расч = 155.1 ВА

Расчетная схема для проверки трансформаторов напряжения НТМИ-10

Результат проверки принимаем удовлетворительным , трансформатор НОМ-10 - подходит.

Подключаемые приборы к РУ - 35кВ: вольтметр, счётчики активной и реактивной энергии, реле напряжения.

Таблица №15

Прибор	тип	Число катушек	Число приборов	Мощность потребляемая одной катушкой	Cosцпр	Sinцпр	Общая потреб. Мощность
							УPприб. Вт	УQприб. Вар
Счётчик активной энергии	САЗУ	2	1	4	0.38	0.93	3.04	7.44
Счётчик реактивной Энергии	СР4У	3	1	7.5	0.38	0.93	8.55	20.9
вольтметр	Э378	1	1	2	1	0	2	-
Реле напряжения	РН-54	1	3	1	1	0	3	-
Итого	16.59	28.34

S_2расч = = = 32.8ВА

S_2н = 2 S_н = 1502 = 300 ВА

S_2н = 300 ВА > S_2расч = 32.8 ВА

Расчетная схема для проверки трансформатора напряжения.

Результат проверки принимаем удовлетворительным, трансформатор НОМ-35 - 66 - подходит.

Обозначения:

U_1н - первичное напряжение трансформатора напряжения, кВ

U_раб - напряжение на шинах распределительного устройства, к которым подключают первичную обмотку трансформатора, кВ

S_2н - номинальная мощность вторичной обмотки, ВА

S_2расч - расчётная вторичная мощность, ВА

5.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов (амперметров), токовых цепей счётчиков активной и реактивной энергии и устройств релейной защиты.

Условия выбора приведены в таблице №16

Таблица №16

№ п/п	Характеристика условия выбора трансформаторов тока	Формулы
1	По конструкции
2	По номинальному напряжению	U1н ? Uраб
3	По номинальному току	I1н ? Iр.макс
4	По электродинамической стойкости	I1номКд ? iу
5	По термической стойкости	(I1номКт)2tт ? Вк

Обозначения:

U_ном - номинальное напряжение, кВ;

U_раб - рабочее напряжение, кВ;

I_{раб. макс} - максимальный рабочий ток, А;

I_1н - первичный номинальный ток, кА;

К_д - кратность электродинамической стойкости по паспорту трансформатора;

К_т - кратность термической стойкости по паспорту трансформатора;

t_т - время прохождения тока термической стойкости, с (по паспорту);

i_у - ударный ток, кА.

В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания, кА² с

Выбранные измерительные трансформаторы тока и их параметры приведены в таблице №17

Таблица №17.

№ п/п	Наименование присоединений	Тип	, кВ	, А		(I1н Кт)2 tт ? Вк,кА	I1н Кд ? iу, кА
1	Вводы в РУ-35 кВ	ТФН-35М
2	На перемычке РУ-35 кВ	ТФН-35М
3	Первичная обмотка трансформатора	ТФН-35М
4	Вторичная обмотка трансформатора	ТПЛ-10
5	Сборные шины РУ-10	ТПЛ-10
6	Трансформатор собственных нужд	ТПЛ-10
7	Коммунально-бытовое хозяйство	ТКЛН-10
8	Механические мастерские	ТКЛН-10
9	Спортивный комплекс	ТКЛН-10
10	Кислородная станция	ТКЛН-10
11	Комбинат бытового обслуживания	ТКЛН-10

5.7 Выбор высоковольтных предохранителей

Высоковольтные предохранители предназначены для защиты силовых цепей и электрооборудования в аварийных режимах от токов короткого замыкания и перегрузки.

Условия выбора приведены в таблице №18

Таблица №18

№ п/п	Характеристика условия выбора трансформаторов тока	Формулы
1	По конструкции и роду установки
2	По номинальному напряжению	Uн ? Uраб

Обозначения:

U_ном - номинальное напряжение предохранителя, кВ;

U_раб - рабочее напряжение установки, кВ;

Выбранные предохранители и их параметры приведены в таблице №19.

Таблица №19

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Отношение наименьшего отключаемого тока к номинальному	Предельный ток отключения, кА	Наибольший пик отключении предельного тока КЗ, кА	Общая масса предохранителя без цоколя, кг.
				Симметричная составляющая	С учетом периодической составляющей
ПКН-10	10	200	1.3	12	18	24	16.61

5.8 Выбор оборудования для защиты от перенапряжений

Выбор разрядников.

Для защиты изоляции оборудования всех распределительных устройств электрических подстанций от волн перенапряжений, набегающих с линии, вызванных грозовыми и коммутационными воздействиями, применяют вентильные разрядники и ограничители перенапряжений.

Выбранные разрядники приведены в таблице №20

Таблица №20

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее допустимое напряжение на разряднике кВ (эфф.)	Пробивное напряжение, при частоте 50 Гц, кВ (эфф.)	Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени от 2 до 20 мкс) кВ не более	Остающееся напряжение кВ, не более, при импульсном токе с длиной фронта волны 8мкс и амплитудой
					3000А	5000А	10000А
РВП-10	10	12.7	26 - 30	50	47	50	-
РВС - 35	35	40.5	78 - 98	125.0	122.0	130.0	143.0

Выбор ограничителей перенапряжения.

Таблица №21

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Номинальный разрядный ток	Расчетный ток коммутационного перенапряжения на волне 30/60 мкс, А	Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационного перенапряжения, кВ	Остающееся напряжение при волне импульсного потока 8/20 мкс, кВ и с амплитудой, А
						250	500	2500	5000	10000
ОПН-П1-10УХЛ1	10	12	10	400	29.2		29.5		36	38

Требования Правил устройств электроустановок (ПУЭ) к сооружению трансформаторных подстанций.

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

4) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

При использовании открытых ножевых разъединителей или открытых ножевых отделителей для отключения и включения тока ненагруженных трансформаторов, зарядного или уравнительного тока линий электропередачи, тока замыкания на землю расстояния между токоведущими частями и от токоведущих частей до земли должны соответствовать требованиям настоящей главы и специальных директивных документов, утверждённых в установленных порядках.

Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до температуры 50°С и выше; недоступные для прикосновения -- до 70 °С и выше.

Конструкции могут не проверяться на нагрев, если по находящимся вблизи них токоведущим частям проходит переменный ток 1000 А и менее.

Во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т. п.) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками, высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.

В отдельных случаях, обусловленных конструктивными или схемными соображениями, допускается устанавливать трансформаторы тока до разъединителя, отсоединяющего остальные аппараты цепи, от источников напряжения.

Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено», «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей положения выключателя не допускается. Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выключателя, то указатель должен быть и на выключателе, и на приводе.

При расположении РУ и подстанций в местах, где воздух может содержать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу установки: применена усиленная изоляция; применены шины из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, или покраска их защитным покрытием; РУ и подстанции расположены со стороны господствующего направления ветра; РУ и подстанции выполнены по наиболее простым схемам; закрытое исполнение РУ и подстанций, защищенное от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение.

При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий, а также в местах, где длительным опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия от коррозии, следует применять специальные алюминиевые и сталеалюминевые провода, защищенные от коррозии.

Ошиновка РУ и подстанций должна выполняться, как правило, из алюминиевых, сталеалюминевых и стальных проводов, полос, труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.

Распределительные устройства 3 кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой, исключающей возможность :

включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;

включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

На заземляющих ножах линейных разъединителей со стороны линии допускается устанавливать только механическую блокировку с приводом разъединителя и приспособление для запирания заземляющих ножей замками в отключенном положении.

Для РУ с простыми схемами электрических соединений рекомендуется применять механическую (ключевую) оперативную блокировку, а во всех остальных случаях -- электромагнитную. Приводы разъединителей, доступные для посторонних лиц, должны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положениях.

РУ и подстанции выше 1 кВ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки, как правило, без применения переносных заземлений.

Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов -- в цвета оборудования.

В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.

При наличии трансформаторов напряжения заземление сборных шин должно осуществляться, как правило, заземляющими ножами разъединителей трансформаторов напряжения.

В случае, когда деформации проводов (шин), обусловленные изменениями температуры, вибрацией и т. п., могут вызывать опасные механические напряжения в проводах или изоляторах, следует предусматривать меры, исключающие возникновение таких напряжений (компенсаторы, ослабленное тяжение и т. п.).

Указатели уровня и температуры масла маслонаполненных трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характеризующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (например, со стороны прохода в камеру).

Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или поверхности земли до крана трансформатора или аппарата должно быть не менее 0,2 м или должен быть предусмотрен соответствующий приямок.

Трансформаторы, реакторы и конденсаторы наружной установки для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца должны окрашиваться в светлые тона красками, стойкими к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

Распределительные устройства и подстанции должны быть оборудованы электрическим освещением. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание.

Распределительное устройство и подстанции должны быть обеспечены телефонной связью в соответствии с принятой системой обслуживания.

Размещение РУ и подстанций, генеральный план и инженерная подготовка территории и защита их от затопления, оползней, лавин и т. п. должны быть выполнены в соответствии с требованиями СНиП Госстроя России.

Расстояния между РУ (подстанциями) и деревьями высотой более 4 м должны быть такими, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева.

Для РУ и подстанций, размещаемых в районе жилой и промышленной застройки, должны предусматриваться мероприятия по снижению шума, создаваемого работающим электрооборудованием (трансформаторами, синхронными компенсаторами и т. п.), до значений, указанных в СНиП II-12-77 Госстроя России.

Распределительные устройства и подстанции с постоянным дежурством персонала, с постоянно находящимся на них оперативно-ремонтным персоналом, а также при наличии вблизи них жилых зданий должны быть обеспечены питьевой водой путем устройства хозяйственно-питьевого водопровода, сооружения артезианских скважин или колодцев.

Для РУ и подстанций с постоянным дежурством персонала, имеющих водопровод, должны быть устроены утепленные уборные с канализацией. При отсутствии вблизи подстанций канализационных магистралей допускается выполнение местных канализационных устройств (отстойники, фильтры). Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается устройство неутепленных уборных с водонепроницаемыми выгребами.

При расположении подстанций ПО кВ и выше без постоянного дежурства персонала вблизи существующих систем водоснабжения и канализации (на расстоянии до 0,5 км) в здании общеподстанционного пункта управления (ОПУ) должны предусматриваться санитарные канализованные узлы.

В качестве оперативного тока на подстанциях должен применяться переменный ток во всех случаях, когда это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановок при обеспечении необходимой надежности их работы.

Литература

1. Почаевец В. С. «Электрические подстанции»

2. Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию

Размещено на Allbest.ru