Понизительная подстанция переменного тока 35/10 кВ с расчетом заземляющего устройства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство транспорта Российской Федерации

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ»

Кафедра "Системы электроснабжения"

Понизительная подстанция переменного тока 35/10 кВ с расчетом заземляющего устройства

Пояснительная записка к дипломному проекту

Студент

Е.А. Алёшин

Консультант по электробезопасности М.В. Наконечный

Консультант по экономике О.В. Мироненко

Консультант по безопасности

жизнедеятельности А.И. Андреев

Хабаровск - 2016



З А Д А Н И Е

1.Тема ВКР «Понизительная подстанция переменного тока 35/10 кВ с расчетом заземляющего устройства»

утверждена приказом по университету от « 29 » апреля 2016г. № 345^а

2. Срок сдачи студентом законченной ВКР « 14 » июня 2016г.

3. Исходные данные к ВКР 1) Схема главных электрических соединений; 2) Параметры понизительной подстанции; 3) Параметры линий продольного электроснабжения; 4) Суточные показания приборов учета электроэнергии;

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): 1) Проверка мощности трансформаторов подстанции; 2) Расчет токов короткого замыкания; 3) Выбор основного оборудования; 4) Молниезащита понизительной подстанции; 5) Расчет заземляющего устройства подстанции; 6) Экономическое обоснование; 7) БЖД; 8) Раздел электробезопасности.

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): 1) Суточные графики нагрузок понизительной подстанции; 2) Схема главных электрических соединений понизительной подстанции; 3) Планы первого и второго этажей подстанции; 4) Разрез здания ЗРУ; 5) План заземления подстанции; 6) Схема молниезащиты подстанции; 7) Заземляющее устройство подстанции; 8) Методы оценки состояния заземляющих устройств.

6. Консультанты по ВКР (с указанием относящихся к ним разделов ВКР)

Наименование раздела	Консультант	Подпись, дата
		Задание выдал	Задание принял
БЖД и охрана труда Электробезопасность Экономическая часть	Андреев А. И. Наконечный М.В. Мироненко О.В.



7. Дата выдачи задания ___________________________________

Календарный план

выполнения выпускной квалификационной работы

№ п/п	Наименование этапов выполнения выпускной квалифицированной работы	Срок выполнения этапов ВКР	Примечание
1	Анализ схем главных электрических соединений.	Март 2016
2	Проверка мощности трансформаторов подстанции.	Март 2016
3	Расчет токов короткого замыкания.	Март 2016
4	Выбор основного оборудования и токоведущих частей элементов подстанции.	Апрель 2016
5	Расчет заземляющего устройства и определение зоны защиты молниеотводов.	Апрель 2016
6	Расчет заземляющего устройства понизительной подстанции.	Май 2016
7	Раздел экономики.	Май - Июнь 2016
8	Раздел БЖД.	Июнь 2016
9	Раздел электробезопасности.	Июнь 2016
10	Оформление расчетно-графической части.	Июнь 2016



ABSTRACT

The draft proposed activities for the reconstruction step-down substation 35/10 kV AC Far Eastern Railway. The project shows the calculation of short-circuit currents on all connected stations, calculates the maximum operating current and other parameters necessary for the selection of modern equipment. Selects and checking the main substation equipment. Calculated and the choice of maintenance-free batteries and unit. Also calculates the grounding and lightning open part of the substation.



РЕФЕРАТ

100 страницы, 7 рисунков, 15 таблиц, 8 приложений 18 источников

ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, СХЕМА ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ, ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, КОМПЛЕКТНОЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, МОЛНЕЗАЩИТА, ЗАЗЕМЛЕНИЕ.

Объектом исследования дипломного проекта является понизительная подстанция переменного тока 35/10 кВ.

Цель работы - реконструкции подстанции 35/10 кВ на основе действующих норм проектирования

Расчет и анализ выполнены по методикам, изложенным в справочной, нормативной и научно- технической литературе.

В ходе работы над проектом проведен расчет токов короткого замыкания и максимальных рабочих токов, произведена проверка и выбор основного оборудования, производен расчет и выбор необслуживаемых аккумуляторных батарей и зарядно-подзарядного агрегата. Произведен расчет молниезащиты и заземляющего устройства понизительной подстанции.

Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности, электробезопасности, а также определена экономическая эффективность замены оборудования понизительной подстанции.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СХЕМЫ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

4. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

4.1 Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

4.2 Определение величины теплового импульса

4.3 Выбор сборных шин и токоведущих элементов

4.4 Выбор выключателей

4.5 Выбор разъединителей

4.6 Выбор трансформаторов тока

4.7 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

4.8 Выбор изоляторов

4.9 Выбор устройств защиты от перенапряжения

4.10 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства

4.11 Выбор комплектных распределительных устройств ЗРУ-10 кВ

4.12 Выбор трансформаторов собственных нужд

4.13 Выбор кабеля

4.14 Расчет токов короткого замыкания в точке К3

4.15 Выбор трансформатора автоблокировки

5. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОНЫ ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДОВ

5.1 Расчет заземляющего устройства

5.2 Определение зоны защиты молниеотводов

6. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДА

6.1 Анализ влияния состояния заземляющих устройств на электромагнитную обстановку

6.2 Современные методы оценки состояния заземляющих устройств

6.3 Расчет токораспределения по элементам сетки сложного заземляющего устройства

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МОДЕРНИЗАЦИИ КРУ НА ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

7.1 Расчет капитальных вложений, необходимых для модернизации КРУ

7.2 Расчет эксплуатационных расходов на содержание и обслуживание подстанций

7.2.1 Расчет для нового оборудования

7.2.2 Расчет для старого оборудования

7.3 Расчет срока окупаемости инвестиций в замену оборудования

8 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ. РАСЧЕТ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОСВЕЩЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

8.2 Характеристики производственного освещения подстанции

8.3 Расчет искусственного освещения подстанции

8.4 Безопасность при монтаже и эксплуатации электрического освещения

9 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ УСТАНОВКЕ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

9.1 Установка заземлений в распределительных устройствах

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

ПРИЛОЖЕНИЕ З

ПРИЛОЖЕНИЕ И



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время без электрической энергии наша жизнь немыслима. Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность и сельское хозяйство, науку и космос. Представить без электроэнергии наш быт также невозможно.

Актуальность дипломного проекта, является тематика специального вопроса, которая освящает ряд вопросов связанных с эксплуатацией одной из наиболее уязвимых и подверженных разрушительному постоянному воздействию и в тоже время обеспечивающей электробезопасность персонала, частей электроустановок - заземлением. Рассмотреть современные системы заземления. Произвести технико-экономическое обоснование эффективности замены вышедшего из строя заземляющего устройства на понизительной подстанции. Наибольшие трудности возникают с заземлителями понизительных подстанций, особенно тех, что находятся в районах с большим удельным сопротивлением земли.

Задача электробезопасности в электроустановках, сооружаемых и эксплуатируемых, исключительно многогранна, и ее качественное решение немыслимо без использования новейших достижений в области электротехники, геофизики, вычислительной математики и т. д.

Внедрение же новых систем заземления, средств диагностирования позволит более четко оценивать состояние оборудования. Степень применения технического диагностирования определяет глубину и качество определения технического состояния изделия, а значит правильность и эффективность принимаемых решений. При проведении периодических диагностик, осмотров, даст представление о развивающихся дефектах, возможности спрогнозировать их дальнейший рост, в конечном итоге перейти на стратегию технического обслуживания и ремонта по состоянию с контролем параметров. И этот переход неразрывно связан с повышением уровня профессиональных знаний всего эксплуатационного персонала.

Приведённые выше положения определили целесообразность проведённой в дипломном проекте работы.

Важнейшими техническими задачами энергетики являются: обеспечение безопасной работы обслуживающего персонала, безаварийная работа электрических систем и установок, грозозащита зданий, различных сооружений и линий связи с помощью устройства надежных заземлений, удовлетворяющих требованиям Правил устройства электроустановок (ПУЭ) в течение всего года. подстанция защита молниеотвод трансформатор

В основной части выпускной квалификационной работе предложены мероприятия по реконструкции понизительной подстанции переменного тока 35/10 кВ. Рассматриваемая подстанция введена в эксплуатацию в 1981 году. В связи с этим все оборудование на подстанции морально и материально устарело. Целью данной работы является выбор и проверка современного оборудования для данной подстанции, для повышения эффективности и надежности функционирования.

В выпускной квалификационной работе проверяется мощность установленных понижающих трансформаторов. Подстанция является промежуточной и получает питание от двух линий продольного электроснабжения 35 кВ. В работе производится выбор схемы главных электрических соединений подстанции согласно, современных требований. В проекте представлен расчет токов короткого замыкания на всех присоединениях подстанции, производится расчет максимальных рабочих токов и других параметров, необходимых для выбора современного оборудования. Производится выбор и проверка основного оборудования подстанции. Производится расчет и выбор необслуживаемых аккумуляторных батарей и зарядно-подзарядного агрегата. Также производится расчет заземления и молниезащиты открытой части подстанции.



1. АНАЛИЗ СХЕМЫ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

Транзитная подстанция включена в рассечку воздушной линии (ВЛ) 35 кВ по схеме [3] 5А “Мостик с выключателями” обеспечивая секционирование ВЛ, на случай отключения трансформаторов (Рисунок А.1, Приложение А). По шинам осуществляется передача транзитом электрической энергии питающей системы РУ 35 кВ промежуточных подстанций. Разъединители ремонтной перемычки включают для обеспечения транзита мощности энергосистемы при отключении выключателя рабочей перемычки. Защиту от перенапряжений выполним установкой ограничителей перенапряжения. Понижающие трансформаторы подключены к линиям 35 кВ через шинные разъединители и элегазовые выключатели, поскольку во всех цепях распределительных устройств должны быть установлены разъединители с видимым разрывом, обеспечивающие возможность отсоединения всех аппаратов каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

РУ-10 кВ на подстанциях переменного тока предназначено для питания районных нагрузок нетяговых потребителей.

Схема комплектного распределительного устройства КРУ 10кВ выбрана на основании представленной продукции «ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК». КРУ 10кВ комплектуются из отдельных компактных шкафов, в каждом из которых может находиться от двух до четырех присоединений к сборным шинам (модулей). Внутреннее пространство шкафа разделено на три отсека: низковольтный, высоковольтный и кабельный. На объекте монтажа сверху на шкаф главных цепей устанавливается релейный отсек. Модули закрепляются на горизонтальных отрезках профиля, разделяющего низковольтный и высоковольтный отсеки. При этом в низковольтном отсеке располагаются приводы вакуумных выключателей, части приводов и органы управления разъединителей, гнёзда датчиков напряжения. В низковольтном отсеке также расположены элементы электромеханических блокировок и действующая мнемосхема.

В высоковольтном отсеке располагаются отрезки сборных шин, вакуумные камеры выключателей, подвижные контакты разъединителей, трансформаторы тока и датчики напряжения.

В кабельном отсеке располагаются кабельные приёмники, отключающие пружины разъединителей, перемычка узла секционирования сборных шин модулей, трансформаторы напряжения и заземляющая перемычка

В случае возникновения короткого замыкания на одном из присоединений авария локализуется в пределах одного модуля.

Трансформаторы тока нулевой последовательности устанавливаются в кабельном канале на специальных горизонтальных уголках, проложенных по всей длине РУ. Схема КРУ 10кВ представлена на рисунке А.2 (приложение А)

Отдельным видом РУ-10кВ является КРУН для питания устройств СЦБ от тяговых подстанций, которые с одной системой шин. К ней подключают один повышающий трансформатор, связывающий шины РУ с шинами низкого напряжения собственных нужд подстанции и фидеры 10кВ.

Схемы главных электрических соединений составлены на основании решений приведённых в учебной литературе с соблюдением ГОСТ.

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Согласно [1], для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора S_HOM, кBА, в общем виде определяется из выражения (2.1)

. (2.1)

где S_max - максимальная мощность потребителей подстанции, кВА; k_I-II - коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории, для подстанций с числом таких потребителей более 75% принимается равным 1; k_пер - коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов к_н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением

. (2.2)

где Р_с - среднесуточная мощность потребителей, кВт.

Так как k_I-II < 1, а k_пер > 1, то их отношение k = k_I-II/k_пер всегда меньше единицы и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Полную суммарную мощности потребителей 10 кВ S_max определим по формуле, кВА

. (2.3)

где ?Р_max - наибольшая суммарная активная мощность на шинах 10 кВ ПС; ?Q_max - наибольшая суммарная реактивная мощность на шинах 10 кВ ПС.

Для примера рассмотрим суточный график нагрузок по фидеру - 5 ,представленному на рисунке Б.4 (Приложение Б).

Согласно суточным замерам по фидеру - 5 , наибольшая активная и реактивная мощность потребляется в интервал времени с 8 до 9 часов. Наибольшая активная мощность в этот интервал времени равна 204 кВт, а наибольшая реактивная мощность равна 107 кВАр.

Аналогично определяем наибольшую активную и реактивную мощность по другим фидерам по графикам представленным в Приложении Б. Результаты заносим в таблицу Б.1 (Приложение Б)

Рассчитаем значение наибольшей суммарной мощности потребителей 10 кВ по выражению (2.3)

.

Тогда, определяем номинальную мощность трансформатора S_HOM по выражению (2.1)

.

Выбираем два понижающих трансформатора мощностью 1000 кВА, каждый типа ТМ-1000/35. Один трансформатор в работе, второй в резерве.

Далее, определяем коэффициент заполнения графика нагрузки k_н. Согласно суточным замерам, среднесуточная мощность потребителей шин 10 кВ составляет Р_с = 486,6 кВА

Следовательно, выбранные трансформаторы типа ТМ-1000/35, при работе в аварийном режиме, удовлетворяют указанным выше условиям и могут быть установлены для питания районных потребителей 10 кВ. Здесь необходимо отметить, что такая проверка выбранных трансформаторов производилась из-за того, что районные потребители 10 кВ являются потребителями I категории, перерыв в электроснабжении которых недопустим.

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Согласно [2] , выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания I_k⁽³⁾. Поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания I_k⁽³⁾ для всех РУ и однофазного тока замыкания на землю I_k⁽¹⁾ для РУ питающего напряжения. Для чего на основании схемы внешнего электроснабжения, исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная схема (рисунок В.1, Приложение В), а по ней расчетная схема (рисунок В.2, Приложение В) проектируемой подстанции.

Согласно [3], расчет токов короткого замыкания производится с учетом удаленности источников питания. При расчете короткого замыкания для подстанции можно считать, что есть электрическая система с неограниченной мощностью.

Для достоверной проверки электрических аппаратов необходимо определится с расчетным видом короткого замыкания представленных в [2].

Таким образом, необходимо определить трехфазный, двухфазный и однофазный ток короткого замыкания, протекающие ко всем точкам короткого замыкания.

3.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

Исходными данными для расчета токов короткого замыкания являются: мощность короткого замыкания на шинах высшего напряжения подстанции S_кз; количество, мощность и паспортные характеристики понижающих трансформаторов.

Для расчета токов короткого замыкания воспользуемся следующей формулой, кА

, (3.1)

где U_ст - напряжение ступени, для которой определяется ток короткого замыкания, кВ; Х_кз - результирующее сопротивление до точки КЗ.

Однофазный и двухфазный токи короткого замыкания определим, кА

, (3.2)

, (3.3)

Ударный ток К.З. можно определить по выражению, кА

, (3.4)

где k_уд - ударный коэффициент, принимаем k_уд = 1,8.

Мощность короткого замыкания, МВА

, (3.5)

Двухобмоточный трансформатор имеет схему замещения, в которой обмотка представлена сопротивлением Х_Т.

Указанное сопротивление определяют по величине напряжения короткого замыкания обмотки u_k, %.

, (3.6)



Сопротивление системы определи по следующему выражению, Ом

, (3.7)

Мощность короткого замыкания на шинах 35 кВ подстанции равняется

S_кз = 295 МВА.

По формуле (3.7) определим сопротивление системы

.

Определяем трехфазный ток короткого замыкания в точке К1 (рисунок 3.2) по формуле (3.1)

.

Двухфазный ток короткого замыкания определяется по формуле (3.2)

.

Ударный ток рассчитываем по формуле (3.4):

.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

Результирующее сопротивление короткого замыкания до точки К2 будет равняться, Ом

, (3.8)

где - сопротивление системы, приведенное к напряжению ступени К2, Ом.

, (3.9)

Мощность понижающего трансформатора S_т = 1000 кВА, напряжения короткого замыкания u_k для трансформатора ТМ-1000/35 согласно [4] равно 6,5%.

Тогда определим сопротивление трансформатора по формуле (3.6)

.

По формуле (3.9) определяем приведенное сопротивление системы к напряжению 10 кВ

.

Рассчитаем сопротивление короткого замыкания до точки К2 по выражению (3.8)

.

Определяем трехфазный ток короткого замыкания в точке К2 (рисунок 3.2) по формуле (3.1)

.

Двухфазный ток короткого замыкания определяется по формуле (3.2)

.

Ударный ток рассчитываем по формуле (3.4):

.

Определяем мощность короткого замыкания по (3.5), МВА

.

Результаты расчетов сопротивлений и токов короткого замыкания для точек К1 и К2 сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Расчетные значения сопротивлений и токов короткого замыкания для точек К1 и К2

Точка КЗ	Напряжение ступени, кВ	Хкз, Ом	Iкз(3), кА	Iкз(2), кА	iуд, кА	Sкз, МВА
К1	37,0	4,641	4,603	3,986	11,717	295,000
К2	10,5	3,957	1,532	1,327	3,900	27,862

4. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

4.1 Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы, сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током.

Расчет максимальных рабочих токов выполним по следующим формулам:

для вводов главных понизительных трансформаторов и перемычки между вводами [2], А

(4.1)

где - коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3; S_ТП - максимальная полная мощность подстанции, = 2000 кВА; - номинальное напряжение на вводе подстанции, = 37 кВ;

Для первичной обмотки понижающего трансформатора, А

(4.2)

где - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1,5;

S_Н.ТР - номинальная мощность трансформатора, S_Н.ТР=1000 кВА.

Для вводов РУ - 10 кВ, А

(4.3)

где - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора,

= 10,5 кВ;

Для сборных шин РУ - 10 кВ, А

(4.4)

где - коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения, равный 0,5;

Для потребителей 10 кВ, рассчитываем по мощности наиболее загруженного фидера

(4.5)

где S_мах.10 - мощность наиболее загруженного фидера потребителей 10 кВ, кВА.

Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений тяговой подстанции выполнен в таблице Г.1 ( Приложение Г).



4.2 Определение величины теплового импульса

Согласно [4] расчетную продолжительность КЗ при проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость при КЗ следует определять сложением времени действия основной релейной защиты, в зону действия которой входят проверяемые проводники и аппараты, и полного времени отключения ближайшего к месту КЗ выключателя.

При наличии устройства автоматического повторного включения (АПВ) следует учитывать суммарное термическое действие тока КЗ.

Для проверки электрических аппаратов и токоведущих элементов по термической устойчивости в режиме короткого замыкания необходимо определить величину теплового импульса для всех РУ. Основываясь на материале, изложенном в [4] можно принять следующее допущение. В тех случаях, когда , тепловой импульс В_К (интеграл Джоуля) и термически эквивалентный ток КЗ допустимо определять по формулам, А²·с

, (4.6)

где I_пс- действующее значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного источника энергии (системы), кА; Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с принимаем по [4]; t_откл - время отключения тока КЗ, с.

Время отключения тока КЗ, с., рассчитаем по формуле, с

, (4.7)



где t_рз - время выдержки срабатывания основной защиты, с.; t_св - собственное время отключения выключателя с приводом, с; t_ср - собственное время срабатывания защиты, 0,1, с.

Приведём пример расчета для ЗРУ-35 кВ. Рассчитаем время отключения по формуле (4.7)

Соответственно, В_К равняется

,

Аналогично ведём расчет для всех РУ, а результаты сносим в таблицу Г.2 (Приложение Г)

4.3 Выбор сборных шин и токоведущих элементов

Поскольку на проектируемой подстанции все РУ выполнены закрытого типа, то все шины, включая вводы трансформатора, будут выполняться жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения.

Характеристика условий выбора жестких шин:

а. По длительно допускаемому току

, (4.8)

где - длительно допустимый ток для выбранного сечения, А; - максимальный рабочий ток сборных шин, А.

б. По термической стойкости

, (4.9)



где q - выбранное сечение, мм²; - минимально допустимое сечение токоведущей части по условию её термической стойкости, мм².

Минимальное, по условию допустимой температуры нагрева в режиме КЗ, сечение шины, мм²

, (4.10)

где - принимаем по [4] в зависимости от материала шины для алюминиевых шин и неизолированных алюминиевых шин, С=91, .Согласно [5], все соединения внутри закрытого распределительного устройства 6…35 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. При токах до 3000 А в закрытых распределительных устройствах 6…35 кВ применяются однополосные и двухполосные алюминиевые шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают лучшие условия охлаждения и меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта.

Согласно [4], следует учесть, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых длительных токов , приведенные в [4], должна быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и на 8% для шин с шириной полос > 60 мм.

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению _расч, возникающему в них при КЗ. Расчётное сечение в опасном сечении шины, Па

, (4.11)

где l - расстояние между опорными изоляторами, м; а - расстояние между осями шин соседних фаз, м; W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, м³.

Момент сопротивления однополосных прямоугольных шин при установке на ребро определяется по формуле:

, (4.12)

где b и h - толщина и ширина шины, м.

Допустимое напряжение [], зависящее от материала шины, находим по [5], для чистого алюминия марки АД31Т1, [] = 91 МПа.

По формуле (4.10) рассчитаем минимальное, по условию допустимой температуры нагрева в режиме КЗ, сечение шины для ЗРУ-35 кВ

, мм².

Для сборных шин ЗРУ- 35 кВ максимальный рабочий ток рассчитан в таблице 4.1, =40,5 А.

Согласно ГОСТ 839-80 по [5] принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 253 мм, допустимый ток для такой шины, при количестве одна полоса на фазу составляет =265 А, следовательно, условие выполняется

265 А ?40,5 А.

Номинальное сечение шины составляет 75 мм² что также больше рассчитанного минимального сечения шины, по условию допустимой температуры нагрева в режиме КЗ, q_мin=65,4 мм². Для ЗРУ-10 кВ а = 1 м, l = 1,5 м.

По формуле (4.10) определим момент сопротивления однополосных прямоугольных шин при установке плашмя для ЗРУ-35 кВ:

.

По формуле (4.11) определим расчётное сечение в опасном сечении шины

.

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют всем условиям.

Произведем выбор шин для ЗРУ-10 кВ. По формуле (4.10) рассчитаем минимальное, по условию допустимой температуры нагрева в режиме КЗ, сечение шины для ЗРУ-10 кВ

мм².

Для сборных шин ЗРУ- 10 кВ максимальный рабочий ток рассчитан в таблице 4.1, =24,3 А.

Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 203 мм, допустимый ток для такой шины, при количестве одна полоса на фазу составляет =215 А, следовательно, условие выполняется

215 А ?24,3 А.

Номинальное сечение шины составляет 60 мм² что также больше рассчитанного минимального сечения шины, по условию допустимой температуры нагрева в режиме КЗ, q_мin=44,9 мм². Для ЗРУ-10 кВ а = 0,25 м, l = 1 м.

По формуле (4.12) определим момент сопротивления однополосных прямоугольных шин при установке плашмя для ЗРУ-35 кВ:

м³

По формуле (4.11) определим расчётное сечение в опасном сечении шины

.

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют всем условиям.

Результаты выбора шин для всех РУ сведены в таблице Г.3 (Приложение Г).

4.4 Выбор выключателей

При выборе выключателей его паспортные параметры сравнивают с расчётными условиями работы [4].

Характеристика условий выбора и проверки выключателей:

- По месту установки (наружная или внутренняя);

- По номинальному напряжению

, (4.13)

- По номинальному току

, (4.14)

- По электродинамической стойкости:

а) по действующему значению предельного сквозного тока КЗ:

, (4.15)

где - действующее значение предельного сквозного тока КЗ; - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ:



, (4.16)

б) по мгновенному значению предельного сквозного тока КЗ

, (4.17)

- По току включения:

а) по действующему значению тока включения

, (4.18)

б) по мгновенному значению тока включения

, (4.19)

- По термической стойкости:

а) при следует проверять условие

, (4.20)

б) при следует производить проверку по условиям

, (4.21)

, (4.22)

, (4.23)



где - ток термической стойкости выключателя (из паспортных данных выключателя); - номинальный ток отключения выключателя (из паспортных данных выключателя); - периодическая составляющая тока КЗ в момент времени (t=); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени (t=); - номинальная апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени (t=).

Номинальная апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени

(t=) определяется по формуле:

, (4.24)

где _ном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени ф определяем для средних условий эксплуатации [2] по кривым _ном = f() или из паспортных данных выключателя.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени (t =) определяется по формуле, кА

, (4.25)

где - минимальное время от начала КЗ до момента расхождения контактов выключателя, с, определяемое по формуле, с.

, (4.26)



где - собственное время отключения выключателя; - минимальное время действия релейной защиты (принимается равным 0,01, с).

Произведем выбор и проверку выключателя для ОРУ-35 кВ.

Очевидно, необходимо подобрать выключатель на напряжение 35 кВ, при номинальном токе не менее I_Р.MAX = 40,5 А. Принимаем выключатель ВБГЭ-35-12,5/630 УХЛ1, номинальный ток которого I_НОМ = 630А. Проверим выбранный выключатель по электродинамической стойкости:

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (t=0) определим по формуле (4.14):

.

По формуле (4.15) неравенство выполняется, так как 12,5 кА>5,063 кА следовательно, выключатель удовлетворяет заданному условию. По мгновенному значению предельного сквозного тока КЗ выбранный выключатель тоже проходит, так как неравенство выполняется 32 кА?11,717 кА. Следовательно, выключатель по электродинамической стойкости проходит.

Так как время отключения короткого замыкания в месте установки выключателя составило t_ОТКЛ = 1,65 с., а время термической стойкости исходя из паспортных параметров t_ТЕР = 3 с., следовательно, проверку по термической стойкости необходимо производить по пункту 6.2, так как . Зная, что ток термической стойкости проверяемого выключателя =12,5 кА, приходим к выводу что условие (4.21) выполняется так как 468,75 МА2·с > 35,383 МА2·с.

Для проверки по условию (4.22) определим номинальную апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени (t=) по формуле (4.24). Согласно [6], для выключателя ВБГЭ-35-12,5/630 УХЛ1 ном=32%.

Тогда

.

Для определения апериодической составляющей тока КЗ (4.25) в момент времени (t=) необходимо по формуле (4.26) определить минимальное время от начала КЗ до момента расхождения контактов выключателя

= 0,01 + 0.065=0,075 с,

Тогда

Очевидно, что условие (4.20) выполняется, так как 5,657>0,153 кА.

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям.

На все остальные присоединения ЗРУ-35 кВ устанавливает такие же выключатели ВБГЭ-35-12,5/630 УХЛ1, всего 3 шт.

Для ЗРУ-10 кВ выключатели не выбираются, поскольку ниже будут выбираться комплектные распределительные устройства (КРУ). При выборе КРУ и будет производится выбор выключателей.

4.5 Выбор разъединителей

Разъединители, выключатели нагрузки, отделители, короткозамыкатели выбирают по тем же условиям и формулам, что и выключатели отличие состоит в том, что согласно [2] отделители и разъединители не требуется проверять по коммутационной способности при КЗ.

Производим выбор разъединителей, согласно [5]. Для установки в ЗРУ-35 кВ принимаем, согласно [8], выключатель серии РГП-35/1000 УХЛ1.

Выбор по номинальному напряжению, кВ.

35?35

Выбор по номинальному току, А

40,5?1000

По электродинамической стойкости, кА

11,717?113,44

Проверка разъединителя по тепловому импульсу тока короткого замыкания, 10⁶·кА²·с

35,3832976,75

Отличие разъединителей для ЗРУ-35 кВ заключается в различном количестве заземляющих ножей. Для ввода ЗРУ-35 принимаем разъединители РГП-2-35/1000 УХЛ1, а для остальных присоединений разъединители РГП-1-35/1000 УХЛ1. Для управления разъединителями такого типа применяется привод ПД-14 УХЛ11.

4.6 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются по [5]. И проверяются по тем же параметрам что и разъединители.

Проверка трансформатора тока ТОЛ-35-ІII-II (трансформатор тока однофазный с литой изоляцией).

Выбор по номинальному напряжению, кВ

35?35

Выбор по номинальному току, А

40,5400

Причем, номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Выбор по электродинамической стойкости, кА

11,71740,

Проверка разъединителя по термической стойкости, 10⁶·кА²·с

35,38320²·3=1200

Встроенные ТТ на электродинамическую и термическую устойчивость не проверяем, т.к. она согласована с соответствующими параметрами ранее выбранных выключателей.

Выбор ТТ для ЗРУ-10 кВ произведем при выборе ячеек КРУ.

4.7 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Принимаем методику согласно [5]. Перечень измерительных приборов и потребляемая ими мощность приведены в таблице Б.1 Приложения Б.

Выбор по номинальному напряжению

. (4.27)

Выбор по вторичной нагрузке

, (4.28)

где - номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности, ВА, [4]; - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА, [4].

Составим перечень измерительных приборов для РУ-35 кВ и произведём подсчёт потребляемой ими мощности.

Полная мощность подключённая к трансформатору напряжения для РУ-35 кВ =42 ВА.

Посчитанная мощность должна удовлетворять условию (4.28)

2150 42.

Условие выполняется, окончательно для РУ-27,5 кВ выбираем по [4] трансформаторы типа ЗНОЛ 35-III-УХЛ1. Характеристики выбранных трансформаторов напряжения заносим в таблицу Б.2 приложения Б.

Полная мощность подключённая к трансформатору напряжения для РУ-10,5 кВ =32,01 ВА.

Посчитанная мощность должна удовлетворять условию (4.28)

2120 > 32,01.

Условие выполняется, окончательно для КРУ-10 кВ выбираем по [4] трансформаторы типа 3хЗНОЛ.06-10. Характеристики выбранных трансформаторов напряжения заносим в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Измерительные трансформаторы напряжения

Наименование РУ	Тип трансформатора напряжения	, кВ	Класс точности
РУ-35 кВ (внутренняя установка)	ЗНОЛ 35-III-УХЛ1	3535	0,5
РУ-10 кВ (внутренняя установка)	3хЗНОЛ.06-10	1010	0,5

4.8 Выбор изоляторов

Выбор изоляторов производим, согласно 7. Для ЗРУ-35кВ выбираем стержневые полимерные изоляторы ОСК-20-35-А-4 УХЛ1. проверяем по допускаемой нагрузке

(4.29)

где - расчетная разрушающая нагрузка на изгиб изолятора, Н; - допустимая нагрузка на изолятор при коротком замыкании, Н.

(4.30)

где - ударный ток короткого замыкания, кА; - длина гирлянды изоляторов, м; - расстояния между изоляторами, м.

Произведем вычисления по формулам (4.29)-(4.30)

Н,

Для выбранного типа изоляторов =20000 Н. Отсюда следует

Н.

Условие выполняется.

Произведем также выбор проходных изоляторов для ЗРУ-35 кВ. Выбираем по [7] изолятор ИППУ-35/630-7,5 Б4 УХЛ1. Проверка производится так же, как и трансформаторов тока.

По той же методике производим выбор изоляторов для РУ-10 кВ.

Результаты выбора изоляторов приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Опорные и проходные изоляторы

Наименование РУ	Тип изолятора	, Н	, кВ	, А	, 106 А2·с
ЗРУ-35 кВ	ОСК-20-35-А-4	35,668?12000	35?35	-	-
	ИППУ-35/630-7,5 Б-4	-	35?35	40,5?630,0	35,386?48,000
ЗРУ-10 кВ	ШОП-10 1Л63-4	2,195?6000	10?10	-	-
	ИППУ-10/4000-30 А-4	-	10?10	24,3?4000,0	16,676?300,000



4.9 Выбор устройств защиты от перенапряжения

Для того чтобы ограничитель отвечал требованиям электрической сети, надежно защищал оборудование и не разрушался в процессе эксплуатации, необходимо выполнение следующих условий:

Наибольшее допустимое напряжение ОПН должно быть больше наибольшего рабочего напряжения сети или оборудования, В

(4.31)

Для защиты распределительных устройств 110, 27,5 кВ выбираем, согласно [17] , результаты сводим в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Выбор ОПН

Наименование РУ	Тип ОПН	Условие выбора
ЗРУ-35 кВ	ОПН-П1-35 УХЛ2	38,5>37
ЗРУ-10 кВ	ОПН-КР/TEL-10/12 УХЛ1	11,5>10,5

ОПН должны быть установлены на шинах в присоединениях силовых трансформаторов, а в случае необходимости - в линейных ячейках. Однако один и тот же аппарат, в зависимости от оперативной схемы подстанции, может выполнять несколько функций. Так, например, при включенных выключателях силовых трансформаторов или линий защитные аппараты, устанавливаемые в присоединениях, одновременно защищают изоляцию электрооборудования и шин. В то же время нелинейные ограничители перенапряжений сборных шин не принимают участия в защите трансформаторов и линий при их отключениях.

Таким образом, количество и размещение ОПН зависит от требований, предъявляемых им. Наиболее простым и малозатратным способом размещения ОПН является демонтаж вентильных разрядников и установка на их месте ОПН.

4.10 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного устройства

Аккумуляторные батареи применяются, как автономный источник питания для оперативных цепей постоянного тока и для резервирования различных устройств и цепей ПС. Для питания оперативных цепей применяют свинцово-кислотные батареи кратковременного разряда, работающего в режиме постоянного подзаряда. В качестве рабочего напряжения оперативных цепей принимаем напряжение U_н = 220 В. У батареи делаются отпайки на U = 220 В, которые подключаются к цепи включения выключателей. При выборе батареи исходят из аварийного режима работы. Аккумуляторная батарея должна обеспечивать работу наиболее мощного привода выключателя подстанции после получасового разряда ее током постоянной и аварийной нагрузки при отключенном ЗПУ, а также работу аварийного освещения и устройств телемеханники и связи после двух часового разряда батареи.

Методику выбора аккумуляторных батарей принимаем из [2].

Нагрузки на аккумуляторную батарею сведены в таблицу Д.3 Приложения Д.

Ток длительного разряда в аварийном режиме, А

, (4.32)

где - ток постоянной нагрузки рабочего режима, =12, А; - ток временной нагрузки , =13, А,

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме, А



, (4.33)

где - ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, Для выключателя ВБГЭ-35-12,5/630 УХЛ1 =100, А.

Необходимая расчетная емкость батареи, АЧ

, (4.34)

где -длительность разряда при аварии, принимаем =2, ч.

Расчетное число батарей, шт

, (4.35)

где , Ач.

Необходимо проверить количество батарей по току кратковременного разряда по формуле, шт

, (4.36)

где 145-значение кратковременного допускаемого разрядного тока аккумулятора типа ESPACE 6-RG-70.

Полное число последовательно включенных элементов батареи определим по формуле:

, (4.37)



где - напряжение на шинах выключателя, В; - напряжение аккумуляторного элемента при зарядке, В.

Число элементов, питающих шины управления и защиты:

, (4.38)

где - напряжение на шинах управления, В,

Произведем расчет и выбор аккумуляторной батареи по выражениям (4.32 - 4.38) . Ток длительного разряда в аварийном режиме

А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме

.

Необходимая расчетная емкость батареи

А,

Расчетное число батарей

.

Количество батарей по току кратковременного разряда по формуле

.

Полное число последовательно включенных элементов батареи

шт.

Число элементов, питающих шины управления и защиты

шт.

Расчетная мощность подзарядного агрегата, Вт



, (4.39)

где - напряжение заряда, В; - зарядный ток батареи, А.

Напряжение заряда зарядно-подзарядного агрегата, В

, (4.40)

где n - полное число элементов батареи, шт.

Зарядный ток батареи, А

, (4.41)

где - емкость аккумуляторной батареи, при температуре в аккумуляторной равной , согласно [9].

Произведем вычисления по формулам (4.39) - (4.41). Зарядный ток батареи будет равен

=0,1·70 = 7 А,

Напряжение заряда зарядно-подзарядного агрегата

=1,02·(107·2,20) = 240,1 В,

Расчетная мощность подзарядного агрегата

кВт.

Выбираем по [8] зарядно-подзарядное устройство типа НРТ-60.220.

4.11 Выбор комплектных распределительных устройств ЗРУ-10 кВ

На основании [10], для установки на проектируемой подстанции принимаем комплектные распределительные устройства «Классика» (далее КРУ) серии D-12P компании «Таврида Электрик». Данные КРУ предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц напряжением 6(10) кВ в сетях с изолированной или заземлённой через дугогасящий реактор или резистор нейтралью.

КРУ серии D-12P применяются в качестве распределительных устройств напряжением 6(10) кВ трансформаторных подстанций 110/35/6(10) кВ, 110/6(10) кВ, 35/6(10) кВ и 6(10)/0,4 кВ, а также в распределительных пунктах.

Отличительными особенностями КРУ/TEL представлены в приложении Е

Произведем выбор выключателей, ТТ, ТН и ОПН для КРУ. Пример выбора приведен выше и поэтому результаты выбора аппаратов сразу представляем в виде таблицы Д.6 Приложения Д.

Окончательно принимаем для установки на ПС следующие ячейки:

- Ячейка ввода и измерительного ТН - D12P 1.2-10-51/630 У3;

- Ячейка секционного выключателя - D12P 1-10-51/630 У3;

- Ячейка фидера и ввода ТСН - D12P 3-10-51/630 У3

4.12 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность трансформатора собственных нужд определяют исходя из условия обеспечения питания наибольшей возможной длительной нагрузки. Согласно [2] требующуюся мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют суммированием присоединений мощности всех потребителей. К основным потребителям собственных нужд переменного тока тяговой подстанции относятся следующие: электродвигатели обдува трансформаторов; устройства подогрева масла и приводов высоковольтных выключателей, приводов быстродействующих отделителей и короткозамыкателей, СЦБ и приборных отсеков, печи отопления всех помещений, освещение, зарядно-подзарядные устройства (ЗПУ) аккумуляторной батареи и т.д. Согласно нормативным требованиям по резервированию [3] на всех подстанциях устанавливают по два трансформатора собственных нужд с вторичным напряжением 380/220 В, работающих с глухозаземлённой нейтралью.

Расчётная мощность собственных нужд (S_СН.РАС) определяется по формуле, кВА

, (4.42)

где P_рас, и Q_рас - соответственно активная и реактивная мощность потребителей собственных нужд (по таблице Б.1в приложении Б),

Мощность трансформатора собственных нужд (S_{ТСН.РАС}), кВА

, (4.43)

где к_с - коэффициент спроса, принимаемый для трансформаторных и понизительных подстанций равным 0,8.

Произведем расчет мощности ТСН по формулам (4.42 - 4.43).

Расчётная мощность собственных нужд

Мощность трансформатора собственных нужд

По [4] выбираем на ПС ближайший по мощности трансформатор типа ТМ-160/10-74У1., его характеристики представлены в таблице 4.7.



Таблица 4.7 - Потери мощности и напряжения трансформатора собственных нужд.

Тип	Pк , Кв	Pх , кВт	Uк , %
ТМ-160/10-74У1	3,10	0,51	4,50

4.13 Выбор кабеля

Кабели выбирают, прежде всего, по напряжению установки, по конструкции и по максимальному рабочему току. Рассчитаем максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора собственных нужд, по которому будем выбирать кабель. Исходя из условий, А

; (4.44)

где U_н - номинальное напряжение, U_н = 0,4 кВ; к_п - коэффициент перегрузки, к_п = 1,4; S_Н.ТСН - номинальная мощность трансформатора собственных нужд, для выбранного трансформатора, S_Н.ТСН =160 кВА.

Трансформатор присоединяется к шинам 0,4 кВ кабелями, которые необходимо выбрать по условию из [2]

(4.45)

где - максимально допустимый ток параллельно включенных кабелей, А; - количество включенных кабелей, шт; - длительно допустимый ток для принятого сечения кабеля, А.

Произведем расчет по выражениям (4.44 - 4.45).

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора собственных нужд

.

Выбираем по [12, с.401], 4^х жильный кабель ААБ-4*120мм² с алюминиевыми жилами, прокладываемый в земле. Длительно допустимый ток такого кабеля I_доп = 350, А. Длину кабеля принимаем 30, м.

Для данного кабеля по [4]

R₀ = 0,258, Ом/км,

Х₀ = 0,076, Ом/км.

На электродинамическую стойкость кабели не проверяют, так как по конструкции кабель представляет собой балку, имеющую бесконечно много близких точек закрепления.

4.14 Расчет токов короткого замыкания в точке К3

Перед тем как начать расчеты необходимо упростить схему до точки К3 это показано на рисунке 4.5.

Активное сопротивление трансформатора собственных нужд, Ом

, (4.46)

Полное сопротивление трансформатора собственных нужд, Ом

, (4.47)

Реактивное сопротивление трансформатора собственных нужд, Ом.

, (4.48)

Активное и индуктивное сопротивления кабельной линии длинной 30 м определим по формулам из [4], Ом

Х_К = Х₀ · l_К, (4.49)

R_К = R₀ · l_К, (4.50)

где X₀ и R₀ - соответственно паспортные удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км; l_К - длина кабеля, км;

Сопротивление контактов автомата и рубильников (переходные) оценивают R_Р = 0,6 мОм на один контакт.

Рисунок 4.5 - Схемы замещения цепи собственных нужд непреобразованная, преобразованная

Приведенное сопротивление точки К2 к напряжению 0,4 кВ определяется по выражению, Ом

(4.51)

Суммарные полное, активное и реактивное сопротивления до точки К3 находим по следующему выражению, Ом

, (4.52)

(4.53)

(4.54)

Чтобы определить периодическое значение тока короткого замыкания воспользуемся формулой, кА

.

Для определения ударного тока найдем постоянную времени затухания фа, с

, (4.55)

Ударный коэффициент находим по формуле

, (4.56)



Ударный ток короткого замыкания

, (4.57)

Произведем расчет сопротивлений ТСН по выражениям (4.46 - 4.57).

Активное сопротивление трансформатора собственных нужд

Полное сопротивление трансформатора собственных нужд

Реактивное сопротивление трансформатора собственных нужд

Активное и индуктивное сопротивления кабельной линии

Х_К = 0,076·0,03 = 2,28 мОм

R_К = 0,258·0,03 = 7,74 мОм

Приведенное сопротивление точки К2 к напряжению 0,4 кВ

Суммарные полное, активное и реактивное сопротивления до точки К3

Периодическое значение тока короткого замыкания

Постоянная времени затухания

Ударный коэффициент находим по формуле:

Ударный ток короткого замыкания

.

4.15 Выбор трансформатора автоблокировки

Расчётная мощность потребителей автоблокировки (S_АБ.РАС) определяется по формуле, кВА

, (4.58)

где P_аб.рас, и Q_аб.рас - соответственно активная и реактивная мощность потребителей линий АБ (по таблице Б1 в приложении Б),

Мощность трансформатора АБ (S_{ТСН.РАС}), кВА

, (4.59)

где к_С - коэффициент спроса, принимаемый для потребителей линий АБ равным 1.

Произведем расчет мощности трансформатора АБ по формулам (4.58 - 4.59). Расчётная мощность потребителей АБ

.

Мощность трансформатора собственных нужд

.

По [4] выбираем ближайший по мощности трансформатор АБ типа ТМ-100/10-74У1.



5. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДОВ

5.1 Расчет заземляющего устройства

Методика расчета заземляющего устройства представлена в приложении Ж.

Произведем расчет заземляющего устройства для подстанции по приведенной методике.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов. Известно, что эквивалентное сопротивление грунта на подстанции составляет 130 Ом·м. Тогда

.

Определяем сопротивление, одного вертикального заземлителя. Согласно паспорту заземления подстанции вертикальные заземлители выполнены из стали круглого сечения диаметром 25 мм и длиной 2,5 м. ЗУ располагается на глубине 0,5 м. Тогда

.

Допустимое сопротивление заземляющего устройства для данной подстанции, согласно [3, 12], равняется 4 Ом. Определяют количество вертикальных заземлителей