Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И ФОРМИРОВАНИЕ СЕТИ 110 КВ ЧЕЧЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В РАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ ОЙСУНГУР
• 1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС 110 кВ Ойсунгур
• 1.2 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ Ойсунгур
• 1.3 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции
• 1.4 Технические решения реконструкции ПС 110 кВ Ойсунгур
• 1.4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ
• 1.4.2 Реконструкция КРУ 10 кВ
• 2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
• 2.2 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах
• 3. Расчет токов короткого замыкания
• 3.1 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ
• 3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 3.3 Выбор выключателей высокого напряжения
• 3.4 Выбор разъединителей
• 3.5 Выбор ячеек КРУН - 10 кВ
• 3.6 Выбор измерительных трансформаторов
• 3.6.1 Трансформаторы тока
• 3.6.2 Трансформаторы напряжения
• 3.7 Выбор гибкого токопровода
• 3.8 Выбор шинопровода
• 3.9 Выбор изоляторов
• 3.10 Выбор ограничителей перенапряжения
• 3.11 Выбор устройства компенсации емкостных токов
• 3.11.1 Расчет емкостных токов
• 3.11.2 Дугогасящие катушки
• 3.11.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек
• 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
• 4.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов
• 4.2 Защиты трансформаторов 110/35/10 кВ
• 4.2.1 Общие положения
• 4.2.2 Газовая защита
• 4.2.3 Токовая защита обратной последовательности и максимальной токовой защитой с пуском по напряжению
• 4.2.4 Дистанционная защита от многофазных замыканий
• 4.2.5 Токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю
• 4.2.6 Максимальная токовая защита от перегрузки
• 4.2.7 Дифференциальная токовая защита

4.3 Устройство автоматического включения резерва

4.4 Автоматическое повторное включение

4.5 Автоматическая частотная разгрузка

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

5.1 Определение капитальных затрат, необходимых для реконструкции

5.2 Определение экономического эффекта от внедрения нового оборудования

6. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Безопасность труда

6.2 Расчет заземляющего устройства подстанции «Ойсунгур»

6.3 Молниезащита

6.4 Оценка экологичности проекта

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие электроэнергетики России: проблематика и перспективы

Рост потребления электроэнергии - одна из основных тенденций развития мировой экономики. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн кВт.ч по сравнению с 14,8 трлн кВт.ч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

В России потребление электроэнергии после затяжного спада 1990-1998 гг. неуклонно растет и в 2005 году, по прогнозам МЭРТ, достигло уровня 1993 года. Несмотря на резкое снижение инвестиций в строительство и реконструкцию генерирующих мощностей в 90-е годы, генерирующие мощности России превосходят потребности экономики. В то же время разрыв между производством и потреблением электроэнергии в России в 2001-2005 гг. постепенно сокращался ,"Энергетической стратегией России на период до 2020 года" прогнозировался прирост потребления электроэнергии в 2000-2005 гг. 46-50 млрд кВт.ч, однако реальный прирост оказался выше более чем в 1,5 раза и составил 73 млрд кВт.ч. В некоторых регионах разрыв между прогнозным и реальным приростом потребления электроэнергии в 2000-2005 гг. оказался более существенным: в Белгородской области - в 1,8 раза, в Ленинградской области - в 3 раза, в Калининградской области - в 3,4 раза, в Москве и Московской области - в 3,8 раза, в Тюменской области - в 4,8 раза. В указанных регионах потребление электроэнергии уже превысило показатели 1990 года, что в условиях прогрессирующего физического и морального износа и недостаточных объемов ввода новых генерирующих мощностей создает предпосылки формирования дефицита электроэнергии.

Объем и структура установленной мощности электростанций России в 2001-2005 гг. существенно не изменились. По оценке ИА "INFOLine", динамика инвестиционных процессов в электроэнергетике и возрастная структура генерирующих мощностей не позволяют прогнозировать до 2009 г.

Основные производственные фонды в электроэнергетике России имеют высокую степень морального и физического износа, величина которого в течение 2000-2004 гг., по данным ФСГС, возросла с 51,6 до 57,3%.

По мнению экспертов ИА "INFOLine", данные ФСГС, характеризующие износ производственных фондов электроэнергетики России, не позволяют оценить ситуацию в отрасли, так как в состав основных средств гидроэлектростанций включаются, например, плотины со сроком службы 100 лет. Более адекватной представляется оценка износа генерирующих мощностей на уровне 65-75% в зависимости от региона. При этом до 40% оборудования гидроэлектростанций и не менее 20% оборудования тепловых электростанций России выработало 100% паркового ресурса.

Таким образом, в целом по тепловым и гидроэлектростанциям России парковый ресурс истек для 50 тыс. МВт генерирующих мощностей.

По мнению экспертов ИА "INFOLine", рост уровня физического износа генерирующих мощностей обусловлен следующими факторами:

ограниченностью собственных финансовых средств, невозможностью привлечения значительных кредитных ресурсов и низкой привлекательностью энергетических компаний для стратегических инвесторов в рамках существующей в настоящее время модели регулирования тарифов на электроэнергию;

неконкурентоспособностью по показателям эффективности и надежности продукции ряда предприятий энергетического машиностроения и электротехнической промышленности, а также недостаточным уровнем конкуренции на рынке инжиниринговых услуг;

низким уровнем цен на энергетические ресурсы, в первую очередь природный газ, доля которого в структуре используемого тепловыми электростанциями топлива составляет около 65%, в результате чего техническое перевооружение генерирующих мощностей характеризуется меньшей инвестиционной привлекательностью по сравнению с продлением срока эксплуатации, способствующим увеличению расхода топлива и затрат на ремонт; неэффективной моделью инвестиционного финансирования предприятий электроэнергетики: привлечение частных инвестиций для строительства и модернизации генерирующих мощностей сопряжено со значительными ограничениями, а реализуемые за счет собственных средств энергетических компаний и финансирования РАО "ЕЭС России" инвестиционные проекты зачастую недостаточно чувствительны к рыночному соотношению перспективного спроса и предложения электроэнергии и характеризуются низкой экономической эффективностью. По оценкам экспертов, резерв экономии средств при реализации инвестиционных проектов составляет от 15 до 30%.

Проблема физического износа генерирующих мощностей усугубляется высоким уровнем их морального износа. При этом если снижение уровня физического износа может быть достигнуто путем увеличения централизованных инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей, что позволит в целом обеспечивать потребности экономики в электроэнергии, то использование устаревшего оборудования и технологий в производстве электроэнергии приводит к снижению конкурентоспособности российской экономики.

Генерирующие мощности в России в основном представляют собой электростанции с паросиловым циклом, КПД которых на 40-45% ниже парогазовых или газотурбинных электростанций

По оценке экспертов ИА "INFOLine", большинство частных инвесторов, которые приобрели пакеты акций энергетических компаний, не заинтересованы в масштабной модернизации генерирующих мощностей в целях удовлетворения потребностей экономики России в электроэнергии. При реализации неблагоприятного сценария приватизации энергетических компаний, генерирующие мощности в России примерно на 23-25% будут контролироваться компаниями-поставщиками энергоресурсов (ОАО "Газпром", "СУЭК", ОАО "ЛУКойл"), на 24-26% - крупными металлургическими холдингами-потребителями электроэнергии, и на 38-42% - государством. Таким образом, генерирующие мощности будут распределены между крупными холдингами из смежных отраслей экономики, заинтересованными в основном в повышении прибыльности основного бизнеса (топливного либо энергопотребляющего) путем влияния на цены на топливо для электростанций либо на производимую ими электроэнергию, и государством, эффективность инвестиционной политики которого существенно ниже, чем у частных инвесторов.

По мнению экспертов ИА "INFOLine", именно на избежание подобного сценария развития событий направлены последние инициативы правительства России, которое предложило заменить планируемую приватизацию оптовых и территориальных генерирующих компаний путем проведения аукционов на реализацию схемы, при которой часть генерирующих компаний выделится из ОАО "РАО "ЕЭС России" в 2006 году, а их акции будут распределены между нынешними акционерами ОАО "РАО "ЕЭС России", а другим генерирующим компаниям предлагается проведение дополнительных эмиссий акций, направленных на привлечение финансирования инвестиционных проектов. Кроме того, не исключен вариант совмещения двух указанных выше вариантов.

Подписанное Михаилом Фрадковым 7 декабря Постановление Правительства России N738 "О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности" направлено на привлечение частного капитала в электроэнергетику России путем формирования механизма гарантирования инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей в энергодефицитных регионах на период до 2010 года. Необходимость формирования подобного механизма обусловлена невозможностью отказа от тарифного регулирования рынка электроэнергии, а также прогрессирующим физическим и моральным износом генерирующих мощностей, который способен к 2008-2009 гг. привести к дефициту электроэнергии в ряде регионов.

Суть механизма гарантирования инвестиций заключается в том, что инвестору компенсируется разница между текущей ценой электроэнергии и показателем, необходимым для обеспечения инвестиционной привлекательности проекта строительства генерирующих мощностей.

В условиях, когда тарифы на электроэнергию регулируются Федеральной службой по тарифам, а темпы роста тарифов на электроэнергию в течение 2004-2005 гг. были ниже уровня инфляции, причем подобная ситуация сохранится и в 2006 году, государство принимает на себя часть рисков инвестора, осуществляющего строительство генерирующих мощностей. Финансирование разницы между уровнем регулируемых тарифов на электроэнергию и показателем, необходимым для обеспечения привлекательности инвестиционных проектов, будет осуществляться за счет тарифа "Системного оператора" на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в виде платы за формирование перспективного технологического резерва. Реализация комплекса мер в рамках механизма гарантирования инвестиций может обеспечить ввод дополнительно до 5 ГВт генерирующих мощностей до 2010 года, причем определение величины генерирующей мощности, территориального расположения, сроков ввода в эксплуатацию энергетических объектов будет осуществляться в соответствии с правилами, разработанными Министерством промышленности и энергетики России, а выбор инвестора - путем проведения открытых конкурсов на основании критериев, также разрабатываемых Министерством промышленности и энергетики.

Подстанция 110 кВ Ойсунгур является одним из энергоузлов, входящих в системообразующую сеть Чеченской энергосистемы.

Реконструкция ПС 110 кВ Ойсунгур вызвано необходимостью модернизации и замены устаревшего электрооборудования и автоматики.

В настоящей работе рассматриваются вариант реконструкции ПС 110кВ Ойсунгур для повышения надёжности схемы электроснабжения.

Реконструкция ПС 110кВ Ойсунгур включает:

1) Установку вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;

2) Установку элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;

3) Установку вакуумных выключателей на стороне 35 кВ;

4) Замена разрядников, на более современные, ограничители перенапряжения нелинейные;

5) Установку более мощных устройств компенсации емкостного тока.

1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И ФОРМИРОВАНИЕ СЕТИ 110 КВ ЧЕЧЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В РАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ ОЙСУНГУР

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС Ойсунгур

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. . От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели.

Потребителями электроэнергии ПС Ойсунгур являются: Хлебозавод, Кирпичный завод, Котельная, Бытовая нагрузка, Птицеферма, Животноводческий комплекс, Зверосовхоз, кирпичный завод, КНС. Баланс мощности электрических нагрузок ПС Ойсунгур приведён табл. 1.1.

Таблица 1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС Ойсунгур

Наименование потребителей	Зимой в (А)	Летом в (А)	cos
Хлебозавод Кирпичный завод Котельная Бытовая нагрузка Животноводческий комплекс МТФ	95 210 272 120 65 219	134 204 140 91 45 117	0,95 0,8 0,9 0,95 0,95 0,9
Птицеферма Зверосовхоз КНС Итого	35 15 50 1081	13 5 117 866	0,9 0,95 0,9 ----

1.2 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ Ойсунгур

Подстанция 110 кВ ойсунгур была введена в эксплуацию в 1975 году, подключена к энергосистеме путём сооружения ВЛ 110 кВ 127 и ВЛ 110 кВ 128. Она предназначалась для развития промышленной зоны и части поселка, находящегося вблизи подстанции.

Напряжение на вводах трансформаторов подается по двум взаиморезервируемым линиям: Л-127 и Л-128. Такая схема позволяет производить поочередный ремонт выключателей без отключения потребителей.

1.3 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции

Подстанция 110 кВ Ойсунгур состоит из основного оборудования выпуска семидесятых годов.

На подстанции установлены:

Два трех обмоточных трансформатора 1Т и 2Т - ТДН-25000/110

На стороне 110 кВ трансформатор 1Т запитан от ВЛ 127, 2Т - от ВЛ 128.

Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ, допускается кратковременно (не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов 1Т, 2Т автоматически или дистанционно.

В цепи линий установлены аппараты, необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий, для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях, а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.

Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20/630.

Разъединители применяются для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка, недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе.

На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-1-110У1 и РНДЗ-2-110У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т - КРУН-10 кВ и 2Т - КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-10/2000.

В результате электромагнитных процессов, связанных с резким изменением режима работы электрических сетей внутри электроустановки, или внешних воздействий, например, молний, возникают перенапряжения. Для защиты от них на стороне 110 кВ применяют разрядники РВС - 110/73 - 10(I)УХЛ1 и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС - 110/44 - 10(I)УХЛ1; на стороне 10 кВ: РВ0 - 10/11 - 10(I)УХЛ1. Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высокого напряжения применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Таблица 1.2.

U,кВ	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения
10 10	ТЛМ-10 ТЛН-10	НТМИ-10

Схема КРУН-10кВ двух-секционированная система шин. В целях ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа секций. В схеме предусмотрен секционный выключатель с устройством автоматического включения резерва (АВР). Надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ, позволяющих производить быструю замену выкатной части ячейки для ремонта выключателя. Установлены ячейки K-37. Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТМ - 160/10/0,4, присоединенные к секциям 10 кВ.

Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется:

10 кВ - кабельными и воздушными ЛЭП.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс.

Кроме того, с течением времени выявились недостатки расположения ПС Ойсунгур: большая длина кабельных линий, и как следствие, высокий уровень емкостных токов, требующий применения соответствующего оборудования.

Поэтому необходима реконструкция действующей подстанции, целью которого является замена устаревшего оборудования и автоматики.

1.4 Технические решения реконструкции ПС 110 кВ Ойсунгур

Технические решения реконструкции подстанции «Ойсунгур» направлены на повышение надежности схемы подстанции:

- установка выключателей на стороне 110 кВ на подходящих линиях;

- выключателя на перемычке между линиями 110 кВ;

- замена устаревшего оборудования на новое и более совершенное.

Кроме того, рассматривается выбор дополнительного оборудования для компенсации емкостных токов.

Замена оборудования на 35кВ в данном проекте реконструкции не будет произведено исходя из экономических соображений. Из-за отсутствия нагрузки на стороне 35 кВ, оборудования практически не использовалось и имеет большой рабочий ресурс…

1.4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ

В основу реконструкции ОРУ 110 кВ подстанции Ойсунгур заложены следующие принципы:

обеспечение возможности подключения ВЛ 110 на любом из этапов реконструкции;

сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ;

минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

минимальное количество и протяжённость временных перемычек и участков линий.

Гибкость, надежность.

1.4.2 Реконструкция КРУН 10 кВ

К существующему КРУН 10 кВ ПС Ойсунгур подключены линии электропередачи, одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Указанные особенности присоединений КРУН 10 кВ определяют расчётные условия, в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.

В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:

максимальное сохранение в работе всех присоединений;

обеспечение выдачи всей установленной мощности ;

сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;

минимальное количество временных перемычек;

исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Мощность трансформаторов подстанции определяется электропотреблением потребителей 10 кВ. Часовые потребления нагрузок сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

Время	S, МВА
2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00	17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 19.5 19.5 19.5 19.5 19.5 19.5 19.5 19.5 19.5 19.5 23.2 23.2 23.2 23.2 23.2 19.5 19.5 17,5 19.5

Находим полную среднеквадратичную мощность из графика нагрузки подстанции по формуле:



МВА.

1) Номинальная мощность трансформаторов определяется по условию:

(3.1)

гдеn - число трансформаторов на подстанции (n=2).

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки 70%.

МВА.

С перспективой развития промзоны и строительством новых микрорайонов оставляем существующие трансформаторы мощностью МВА.

Определяем коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

(3.2)

Следовательно, в нормальном режиме трансформаторы перегрузок не испытывают.

2) Определим коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме, т.е. когда один трансформатор отключен:

(3.3)

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме не превышает установленной нормы 1,5.

Следовательно, трансформаторы мощностью 25 МВА каждый удовлетворяют требуемым условиям.

Выбираем трансформаторы ТРДН-25000/110. Параметры трансформатора сведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Тип трансформатора	ТДН-25000/110
Sном, МВА	25
Uвн, кВ	115
Uсн, кВ	38.5
Uнн, кВ	10,5
Pхх, кВт	25
Pк, кВт	120
Uк, %	10,5
Iк, %	0,65
Количество трансформаторов	2

2.1 Регулирование напряжения на подстанции

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах ПС. В электрических сетях предусматриваются различные способы регулирования, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), то есть после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).

Районные понизительные ПС согласно ПУЭ должны иметь силовые трансформаторы со встроенными в них устройствами РПН. Регулирование под нагрузкой позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для увеличения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки. Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положение II, а избиратель И на ответвление 6. Наименьший коэффициент трансформации при положение переключателя I, а избирателя - на ответвлении 1.

Рисунок 2.1,1 Схема включения регулирующих ступеней РПН трансформатора

2.3 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах

Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт*ч:

(3.4)

где- нагрузочные потери активной мощности в трансформаторе, МВт*ч;

- время максимальных потерь, ч;

- номинальные потери холостого хода трансформатора, МВт;

Т - время работы трансформатора, ч (при работе круглый год принимается Т=8760 ч).

(3.5)

где- фактическая мощность, протекающая по трансформатору, МВА;

- номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;

- активное сопротивление трансформатора, Ом.

(3.6)

где- номинальные потери к.з. трансформатора, МВт;

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

(3.7)

Потери электроэнергии в группе одинаковых параллельно включенных трансформаторов:

(3.8)

гдеn - число трансформаторов в группе.

(ч)(3.9)

где- число часов использования максимума, ч в год.

(3.10)

где- значения мощностей за соответствующие периоды времени ;

- максимальное значение мощности за сутки (из графика нагрузок).

Потери электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах и трансформаторах с расщепленной обмоткой, МВт*ч:

(3.11)

где- фактические мощности, протекающие соответственно по обмотке высокого, среднего и низкого напряжения, МВА.

Потери электроэнергии в группе одинаковых параллельно включенных трансформаторов, МВт*ч:

(3.12)

гдеn - число трансформаторов в группе.

Расчеты представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Тип трансформа-ра	Число транс-форматоров	, ч	, МВт	, МВт	Т, ч	, МВА	, МВА	, МВт*ч
ТДН- 25000/110	2	6298	0,025	0,12	8760	20,36	25	561,6

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ

3.1 Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ).

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения:

все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;

короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

сопротивление места КЗ считается равным нулю;

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

напряжение источников питания остаются неизменным.

В сетях 110 кВ и выше, работающих с глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше. В сетях менее 110 кВ, расчёт токов КЗ производится для трёхфазного вида КЗ.

В связи с необходимостью проверки выбираемого силового и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий, а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.

В зависимости от назначения расчёта выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.

Например, выбор и проверка коммутационной аппаратуры на термическую стойкость требует, чтобы в ветви с КЗ протекал максимально возможный ток. Этот режим требует включения в расчетной схеме всех источников питания и ветвей связи. Такой режим называется максимальным.

Наоборот, проверка чувствительности устройств релейной защиты должна производится с учётом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.

Однако, хотя расчётные режимы и виды повреждения для проверки чувствительности устройств РЗиА должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных условий работы системы, выбранный режим работы должен быть реально возможным.

Схема замещения для расчётов токов КЗ представлена на рис. 2.1.

Рис.3.1,1

Найдем параметры схемы замещения приведенные к напряжению 110 кВ:

1) Сопротивление системы.

5,57/6,47 Ом

2) Найдем сопротивления трансформаторов.

 Ом

Ом

Запишем параметры схемы замещения в общем виде:

1)Удельное реактивное сопротивление параллельных i - j линий:

(2.1)

2) Общее сопротивление линии:

(2.2)

3) Общее реактивное сопротивление линии:

(2.3)

где - удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км);

- длина линии (км).

4) Общее активное сопротивление линии:

(2.4)

где - удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км);

- длина линии (км).

5) Общее сопротивление i -j линий:

(2.5)

6) Реактивное сопротивление i -j линий:

(2.6)

7) Активное сопротивление i -j линий:

(2.7)

Параметры линии 110 кВ (АС-150):

X_л= 2,38 Ом

R_л= 1,092 Ом

Параметры токопровода 10 кВ (2АС-150):

X_т.п.=0,41 Ом

R_т.п.= 0,19 Ом

Запишем формулы для расчета тока короткого замыкания в общем виде:

1) Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

(2.8)

где - расчетное напряжение;

- сопротивление участка до точки короткого замыкания.

2) Постоянная времени:

(2.9)

где - реактивное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

- активное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

3) Ударный коэффициент:

(2.10)

4) Ударный ток короткого замыкания:

(2.11)

Для примера рассмотрим точку К1, рис.2.2:



рис. 3.1,2

кА

гдеI_к.б. max/min - приведенный к 110 кВ ток к.з. при максимальном и минимальном режимах системы.

Ток к.з., приведенный к номинальному напряжению:

с

кА

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Расчетная точка к.з.	Max режим системы	Min режим системы
	К1	К2	К3	К4	К1	К2	К3	К4
Х110, Ом	7,95	63,55	63,96	36	8,85	64,45	64,86	36,9
R110, Ом	1,092	3,632	3,822	2,5	1,092	3,632	3,822	2,5
Ikiб, кА	8,4	1,05	1,04	1,4	7,5	1,03	1,02	1,2
Uн, кВ	110	10	10	10	110	10	10	10
Ik, кА	8,4	11,5	11,4	15,3	7,5	11,3	11,2	23,1
Та, с	0,023	0,056	0,053	0,046	0,026	0,057	0,054	0,047
iуд, кА	20,2	29,3	29,0	38,9	18,0	28,7	28,5	33,0

3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Непрерывность процесса передачи и распределения электроэнергии потребителям на подстанции обеспечивается потребителями собственных нужд. В качестве источников энергии для них используются понижающие трансформаторы 10/0,4.

В таблице 3.4 представлены потребители собственных нужд подстанции «Ойсунгур».

Таблица 3.2

Наименование потребителя	Iн, А
1. Охлаждение 1Т	25
2. Охлаждение 2Т	25
3. Освещение ОРУ	50
4. Регулирование напряжения 1Т	50
5. Регулирование напряжения 2Т	50
6. Обогрев счетчиков Альфа	50
7. Освещение ячеек 10кВ	25
8. Аварийное освещение ЗРУ-10 кВ	25
9 Обогрев приводов ОД и КЗ-110 кВ	25
10. Освещение коридора ЗРУ	25
12. Проверка устройств РзиА	25
13. Телеизмерение	88

Путем замеров было выяснено, что электроснабжение потребителей собственных нужд составляет в среднем S_ср=144 кВА.

Определим мощность трансформаторов собственных нужд:

кВА

Выбираем трансформаторы S_н=160 кВА

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

Т.е. трансформаторы собственных нужд не испытывают перегрузок.

На подстанции «Ойсунгур» установлено два трансформатора собственных нужд ТМ-160/10/0,4.

Таким образом, трансформаторы собственных нужд на подстанции «Ойсунгур» в замене не нуждаются.

3.3 Выбор выключателей 110кВ 35кВ и 10кВ

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

Выключатели вакуумные с электромагнитным приводом, с усиленной изоляцией, наружной установки предназначены для работы в электрических сетях на открытых частях станций, подстанций, для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, в распределительных устройствах в сетях трёхфазного переменного тока. Предназначены для замены маломасляных выключателей ВМУЭ-35II-25/1250 УХЛ1, ВМК-35-20/1000 У1 и масляных баковых выключателей МКП-35-20/1000 У1, С-35М-630-10 У1, ВТ-35-12,5/630 У1.

Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86, КУЮЖ.674153.003ТУ

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

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

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво- и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания.

Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .

Выбор выключателей производится:

по напряжению

;(3.13)

по длительному току

;(3.14)

по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения

,(3.15)

где - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент начала расхождения дугогасительных контактов;

- номинальный ток отключения, кА.

Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания, т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей

,(3.16)

где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов ;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе короткого замыкания; - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов,

,

где = 0.01 с - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя.

На электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

;(3.17)

;(3.18)

где - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

- действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по справочнику);

- ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;

- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по каталогу).

На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу

,(3.19)

,(3.20)

где - тепловой импульс по расчёту;

- предельный ток термической устойчивости по каталогу;

- длительность протекания тока термической устойчивости, с.

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающего напряжения обычно не проводится.

Рассмотрим выбор высоковольтного выключателя на ОРУ 110 кВ для присоединения линии Л-127. Максимальный рабочий ток в линии равен:

, (3.21)

А

Намечаем выключатель типа:

ВЭБ-110Б/1000/УХЛ1 и производим его проверку:

1) По напряжению:

2) По номинальному току:

3) По току отключения:

4) По величине ударного тока к.з. в сети:

5) На термическую стойкость:

6) На способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания:

Таким образом, выключатель удовлетворяет условиям. Результаты выбора выключателей ОРУ 110 и ЗРУ 10 кВ сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5. Выбор высоковольтных выключателей

ВЭБ-110Б/1000УХЛ1
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	106. А	1000 А
	8,4 кА	20 кА
	20,2 кА	52 кА
	5,2 кА2с	1200 кА2с
	Iк=8,4 кА	Iпр.скв.=20 кА

ВБС-35Ш25/1000УХЛ1
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
	35 кВ	35 кВ
	305 А	1000 А
	10,5 кА	11,1 кА
	20,2 кА	52 кА
	8,2 кА2с	1200 кА2с
	Iк=10,5 кА	Iпр.скв.=20 кА
ВБКЭ-10-20/1600УХЛ (для вводных и межсекционных выключателей)
	10 кВ	10 кВ
	825,6 А	1600 А
	15,3 кА	20 кА
	38,9 кА	52 кА
	22,4 кА2с	1200 кА2с
	Iк=15,3 кА	Iпр.скв.=20 кА
ВБКЭ-10-20/630УХЛ (на присоединение)
	10 кВ	10 кВ
	272 А	630 А
	15,3 кА	20 кА
	38,9 кА	52 кА
	22,4 кА2с	1200 кА2с
	Iк=15,3 кА	Iпр.скв.=20 кА

3.4 Выбор разъединителей 110 и 35кВ

Выбор разъединителей производится:

по напряжению;

по току;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической устойчивости;

по термической устойчивости.

Результаты выбора разъединителей сведены в табл. 3.6

Таблица 3.6

РНДЗ 1-110/1000ХЛ
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1.	110 кВ	110 кВ
	Iраб.макс=75,1 А	1000 А
	iу=20,2 кА	80 кА
4.	Bк=5,2 кА2с	3969 кА2с
РГ 35/1000УХЛ1
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1.	110 кВ	35 кВ
	Iраб.макс=305 А	1000 А
	iу=5,09 кА	80 кА
4.	Bк=5,4 кА2с	1024 кА2с

Разъединители не проверяют на коммутационную способность при коротких замыканиях, поскольку они не предназначены для работы в таком режиме.

3.5 Выбор ячеек КРУ - 10 кВ

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями, благодаря своим достоинствам:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;

резкое снижение эксплуатационных затрат;

полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

широкий диапазон температур, в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;

повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);

бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла, газов при отключении КЗ;

отсутствие загрязнений окружающей среды;

высокая надёжность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

К недостаткам относится повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что требуют применения специальных технических средств и высокая цена.

В качестве распределительного устройства 10 кВ целесообразно применить закрытое КРУ заводского изготовления, состоящего из отдельных ячеек различного назначения.

Для комплектования КРУН-10 кВ выберем малогабаритные ячейки К-59, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ-10.

В составе КРУ сери К-59 входят вакуумные выключатели типа ВБЭ-10-20/1600 с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножи, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы.

3.6 Выбор измерительных трансформаторов

3.6.1 Трансформаторы тока

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

Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,5 - применяем для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 - для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 - для релейной защиты.

Контроль за режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в табл. 3.7.

Выбор и проверка трансформаторов тока:

Таблица 3.7

ТФЗМ - 110Б-1
Условие выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	75,1А	300 А
	Bк=5,2 кА2с	2187 Ка2с
	iу=20,2 кА	62 кА
ТВ-35-Ш-1500/5
	110 кВ	110 кВ
	75,1А	300 А
	Bк=5,2 кА2с	2187 Ка2с
	iу=20,2 кА	62 кА
ТШЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	825,6А	1500 А
	Bк=22,4 кА2с	2187 Ка2с
	iу=38,9 кА	69 кА
ТПЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	272А	400 А
	Bк=22,4 кА2с	3675 Ка2с
	iу=38,9 кА	66 кА

Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам (табл. 3.8. ).

Из табл. 3.8. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФЗМ 110Б-1. Общее сопротивление приборов:

Ом.

Таблица 3.8

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э365	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д365	1,5	-	1,5
Варметр	Д365	2,5	-	2,5
Счётчик активной энергии	СА4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
РЗиА		5	5	5
Итого		14,1	10,1	14,1

Из табл. 3.8. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТШЛ-10. Общее сопротивление приборов

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1, тогда сопротивление проводов

Ом.

Проверка трансформаторов тока на 110 и 10 кВ сведена в табл. 3.9.

Таблица 3.9

Тип ТТ	, А	, Ом	, Ом
ТШЛ-10	25	0,564	0,136
ТФЗМ-110Б-1	25	0,564	0,136
ТШЛП-10	25	0,564	0,136

3.6.2 Трансформаторы напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты - 0,5, 1,0 и 3,0.

Трансформаторы напряжения выбирают:

по напряжению

; (3.22)

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

, (3.23)

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

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

.(3.24)

Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83. Подсчёт нагрузки производим в табл. 3.10.

Таблица 3.10 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Потр. мощн-ость			Кол-во приб.	Суммарная мощность S
Вольтметр Ваттметр Варметр Счётчик активной энергии Счётчик реактивной энергии РзиА	Э365 Д365 Д335/1 СА4У-И670(3) СР4У-И670(3)	0,1 1,5 2,5 2,5 2,5 5	1 1 0,38 0,38 0,38 1	0 0 0,92 0,92 0,92	3 2 2 3 3	0,3 3 5 7,5 7,5 5

Рассмотрим выбор трансформатора на U=110 кВ:

Рассмотрим выбор трансформатора на U=10 кВ:

S_ном=120ВА>25,6ВА

Выбор трансформаторов напряжения сведён в табл. 3.11

Таблица 3.11

Тип ТН	, В·А	, В·А
НАМИ-10	25,6	120
НКФ-110-83	25,6	400

Таким образом, трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

3.7 Выбор гибкого токопровода на напряжение 10 кВ

электроснабжение ток трансформатор замыкание

Выберем токопровод, по которому электроэнергия передается от трансформатора 110/10 кВ в КРУН - 10 кВ.

1) Определим экономически выгодное сечение токопровода (материал - алюминий):

(3.25)

где i_эк - экономическая плотность тока (для зоны данного региона i_эк =1,3 А/мм²);

I_раб - рабочий ток нормального режима.

(3.26)

гдеI_расч - расчетное значение тока.

=825,6 А

=412,8 А

= 317,5 мм²

Выбираем токопровод 2АС-150.

2) Условие выбора по продолжительному нагреву:

(3.27)

гдеI_{раб.утяж}. - максимальный рабочий ток токопровода.

(3.28)

гдеI_т - максимальное допустимое значение тока для проводника по ПУЭ;

к₁ - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

к₅ - коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение.

Выберем в качестве проводника АС-150.

I_т =450 А

к₁ =1

к₅ =1,05

А

А

Пусть на каждую фазу токопровода идут линии АС - 150, таким образом токопровод будет представлять собой линию 2АС-150.

А

3) Проверка по электродинамической стойкости:

Для обеспечения электродинамической стойкости шинопровода при токах короткого замыкания расчетное напряжение не должно превосходить допустимого напряжения _доп.

(3.29)

Для алюминия _доп.=70 мПа.

Так как в нашем случае на каждую фазу идет две линии, то возникают электродинамические силы двух видов: усилие от взаимодействия токов различных фаз и усилие от взаимодействия токов в проводниках одной фазы.

_расч.= ₁ +₂ (3.30)

где₁ - напряжение на шине в результате взаимодействия токов различных фаз.

₂ - напряжение в проводниках одной фазы.

(3.31)

гдеi_уд - ударный ток короткого замыкания i_уд =38,9 кА;

a - расстояние между фазами, м;

а=1 м.

l - длина пролета токопровода, м;

l=0,5 м.

=10

W - момент сопротивления поперечного сечения, м³;

W₁=2W

(3.32)

гдеd - диаметр проводника, м;

d=17,5 мм.

гдеq - сила взаимодействия между проводниками одной фазы на 1м длины.

(3.33)

гдеl₂ - расстояние между проводниками одной фазы, м;

l₂ =0,15 м.



МПа

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.12

Таблица 3.12

Условия для выбора	Расчетные данные	Данные для токопровода
U= 10 кВ
	iэк =1,3 =412,8А мм2	S=150 мм2 2АС-150
	А l=1 м, а=1 м, =10, iуд =7 кА d=17,5 мм.	Iт=450 А Iдоп=2*472,5 А
Таким образом, выбираем токопровод 2АС-150 для соединения выводов трансформаторов с шинами КРУН-10 кВ.

3.8 Выбор шинопровода

Сечение сборных шин выбирают по:

1) По допустимому нагреву, исходя из токовой нагрузки в утяжеленном режиме;

2) По термической стойкости;

3) По электродинамической стойкости.

Выбираем шинопровод для КРУН-10 кВ.

Расчетный ток утяжеленного режима:

I_утяж. =825,6 А.

Выбираем алюминиевые шины сечение 60х6 мм².

I_доп. =870 А.

1. Проверка по допустимому нагреву:

2. Минимальное сечение шинопровода по термической стойкости:

гдеI_к. - установившийся ток к.з., А;

t_n. - приведенное время к.з., с;

С - коэффициент, для алюминия С=92.

t_n. = t_откл. +Та

t_n. =0,05+0,046=0,096 с.

I_к. =15,3 кА=15300 А.

3. По электродинамической стойкости шины выбирают исходя из условия:

где- напряжение в материале шин;

(3.34)

Где М- максимальный изгибающий момент, Н*м;

W- момент сопротивления сечения шин, м³.

(3.35)

гдеF - сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока к.з., Н;

l- расстояние между изоляторами, l=1м.

=10

(3.35)

гдеa - расстояние между фазами, а=0,15 м;

Кф- коэффициент формы, Кф=0,35;

i_уд - ударный ток короткого замыкания i_уд =38,9 кА.

Пусть шины расположены друг к другу узкими сторонами:

b= 6мм=6*10^-3 м.

h= 60мм=6*10^-2 м

Н

Н*м.

м³.

мПа.

Наибольшее допустимое при изгибе напряжение _доп не должно превышать для алюминия 70 мПа.

4. Найдем частоту собственных колебаний шин:

(3.36)

Где Е- модуль упругости материала шин, для алюминия Е=7*10¹⁰ Па;

J- момент инерции поперечного сечения шин, м⁴.

(при расположении шин друг к другу узкими сторонами). (3.37)

гдеm - масса одного погонного метра шины, кг/м.

Следовательно, явление резонанса не учитывается.

Таким образом, алюминиевые шины прямоугольного сечения 60х6 мм² удовлетворяют необходимым условиям.

3.8.1 Выбор гибких шин.

Согласно ПУЭ §1.3.28, сечение сборных шин выбирается по условию нагрева Iр.м.Iдоп

Сечение сборных шин выбираю по наибольшему току присоединения.

По таблице 7.35 [3] с учетом минимального сечения по коронированию принимаю провод марки АС-95/16, d=13,5мм, Iдоп=330А

Согласно ПУЭ шины не проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Проверка по условию коронирования не производится.

Для крепления проводов на опоры выбираю подвесные изоляторы типа:

ПС-70Д в 5 штук в трансформаторе и 3 в линии.

3.9 Выбор изоляторов

Изоляторы предназначены для крепления шин и их безопасного обслуживания. Изоляторы, выбираются по следующим условиям:

1. Род установки

(3.37)

2. Допустимая механическая нагрузка:

(3.38)

Расчетная нагрузка на изолятор определяется по формуле:

(3.39)

гдеl - расстояние между изоляторами в пролете, l=1м.

а - расстояние между фазами, а=0,15 м.

кН

Выбираем изолятор для внутренней установки: ИОР-10-30.00УХЛ:

1.

2.

Выбранный изолятор удовлетворяет условиям. Высота изолятора 130 мм.

3.10 Выбор ограничителей перенапряжения

До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно, так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.

В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка, имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до заданных значений.

Выбираем ограничители перенапряжения.

Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10/11-10(I)УХЛ1.

Для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.

3.11 Выбор устройства компенсации емкостных токов