Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Введение

Ведущую роль в развитии общественного производства и повышения его эффективности, увеличении производительности труда и ускорении научно-технического прогресса играет электрификация всей страны.

Важным элементом повышения благосостояния народа является рост электрификации быта. В настоящее время, после экономического спада последнего десятилетия, наблюдается повышение уровня электропотребления, электрификации быта населения, увеличение числа бытовых приборов, развитие сферы услуг. В связи с этим систему электроснабжения необходимо строить с учетом повышения потребления электроэнергии.

Перерыв в электроснабжении потребителей приводит к простоям предприятий, недостаточному выпуску продукции, в некоторых случаях повреждению оборудования, что приносит государству большой ущерб, а перерыв в электроснабжении жилых кварталов - к прекращению подачи воды, остановки лифтов, нарушению работы тепловых сетей, радио, телевизионных станций, узлов связи.

Потребление электроэнергии жилыми и общественными зданиями, коммунальными предприятиями имеет ряд особенностей, обусловленных составом электроприемников и режимом их работы. Это, прежде всего, неравномерность потребления электрической энергии по часам суток и сезонам года. В жилых домах 60% электроэнергии расходуется в период между 18 и 22 часами. Летом электроэнергии потребляется на 30-35% меньше, чем зимой.

Максимумы электрической нагрузки коммунальных предприятий и общественных зданий имеют суточную и сезонную неравномерность. Это приводит к тому, что суточный график нагрузки электрических сетей имеет ярко выраженный неравномерный характер с существенным ростом нагрузки вечером и утром и резким спадом в ночные часы.

Такой резко переменный характер нагрузки предъявляет особые требования к системе производства и распределения электрической энергии. Энергосистемы должны обеспечивать выработку электроэнергии с учетом роста и спада коммунально-бытовой нагрузки.

Возросшая стоимость по прокладке, наладке, и обслуживанию электрических сетей, при улучшении их качества, требуют принятия наиболее оптимальных решений по уменьшению капиталовложений, сокращению энергетических потерь, улучшению структуры производства и энергосбережению.

Климат п. Ольга имеет ярко выраженный муссонный характер, отличающийся большими колебания влажности воздуха. Лето теплое, влажное. Зима холодная, сухая. Повторяемость ветра имеет резко выраженное направление: зимой северные ветры составляющие 53%, летом южные - 52%. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым - август. Средне годовая температура +4,8С.

В последнее время в экономике Ольгинского района наблюдаются существенные изменения. Растет численность предприятий, появились новые отрасли, возрождаются прежние. На сегодняшний день в районе зарегистрировано более 320 предприятий всех отраслей экономики.

Крупнейшим предприятием п. Ольга является ОАО «Ольгалес», оборудование которого позволяет производить погрузку судов любого типа. После заметного спада резко набирает темпы рыбная отрасль благодаря активной деятельности таких предприятий, как рыболовецкий колхоз «Моряк рыболов» и совхоз "Прибрежный". Действует порт.

Население составляет 11 000 человек.

Высотная жилая застройка состоит из двух микрорайонов:

В первом: 8 пятиэтажных домов на 60 квартир.

Во втором: 223 дома частного сектора.

Малоэтажная жилая застройка, состоит из 9 посёлков. В квартирах жилых домов для приготовления пищи установлены электроплиты. Коммунально-бытовые учреждения и жилые дома микрорайона относятся ко второй категории электроснабжения токоприемников.

Имеется больница ЦРБ на 200 коек.

Из детских учреждений на территории поселка: 2 детских садов на 120 мест, 2 средние школы на 800 учащихся, детский дом «Надежда».

На территории микрорайона размещена насосная для снабжения его водой.

Котельная для обеспечения поселка горячей водой в летний период и отопления в зимний период.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Определение расчетных нагрузок

Для определения нагрузок использованы данные ведомостей зимних и летних замеров нагрузок в контрольные дни 2000 и 2010 годов.

Основные формулы:

Q = Р • tg ?; (2.1)

; (2.2)

где: S - Полная мощность, МВА;

Р - Активная мощность, МВт;

Q - Реактивная мощность, Мвар;

tg ? - Коэффициент мощности.

Определение нагрузок на НН, МВт:

; (2.3)

Определение нагрузок на СН, МВт:

; (2.4)

Определение нагрузок на ВН, МВт:

; (2.5)

Результаты расчетов приведены в таблицах 2.1? 2.12.

2.2 Построение графиков электрических нагрузок

Графики отображают изменение нагрузки за отдельный период времени. По этому признаку их разделяют на суточные, сезонные, годовые. График нагрузки необходим для того, чтобы определить максимальную мощность или ток, для выбора электрического оборудования и расчета потерь напряжения в электрической сети, для определения суточного и годового энергопотребления, что необходимо для расчета технико-экономических показателей электроустановки или системы электроснабжения.

2.2.1 Суточные графики нагрузок 2000 года



2.2.2 Суточные графики нагрузок 2010 года



2.3 Построение годового графика нагрузки

Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, кВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Рmax до Рmin.

Продолжительность потребления нагрузки Ti определяется по формуле:

Ti = ti N, (2.6)

где: ti - длительность ступеней суточных графиков;

N - количество календарных дней: NЗИМ= 200 дней, NЛЕТ = 165 дней.

Результаты расчетов сводим в таблицы 2.13?2.18.

Годовой график нагрузки по продолжительности представлен на рисунке 2.13.

Таблица 2.13 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на НН 2000 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
10,5	2	200	400
10	6	200	1200
9,5	8	200	1600
8,5	1	200	200
8	2	200	400
7,5	3	200	600
7	2	200	400
5	4	165	660
4,5	9	165	1485
4	6	165	990
3,5	3	165	495
2	2	165	330

Рисунок 2.13. Годовой график по продолжительности НН 2000 г

Таблица 2.14 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на СН 2000 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
1	24	200	4800
0,6	24	165	3960

Рисунок 2.14. Годовой график по продолжительности СН 2000 г

Таблица 2.15 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на ВН 2000 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
11,5	2	200	400
11	6	200	1200
10,5	8	200	1600
9,5	1	200	200
9	2	200	400
8,5	3	200	600
7,5	2	200	400
5,6	3	165	495
5,1	9	165	1485
4,6	6	165	990
4,1	4	165	660
3,6	2	165	330

Рисунок 2.15. Годовой график по продолжительности ВН 2000 г

Таблица 2.16 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на НН 2010 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
12,5	1	200	200
12	5	200	1000
11,5	1	200	200
11	4	200	800
10,5	5	200	1000
9	4	200	800
8,6	1	200	200
8,3	2	200	400
6	2	165	330
5,5	6	165	990
5	9	165	1485
4	3	165	495
3,5	4	165	660

Рисунок 2.16. Годовой график по продолжительности НН 2010 г

Таблица 2.17. Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на СН 2010г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
1	24	200	4800
0,6	24	165	3960

Рисунок 2.17. Годовой график по продолжительности СН 2010 г

Таблица 2.18. Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на ВН 2010г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
13,5	1	200	200
13	5	200	1000
12,5	1	200	200
12	4	200	800
11,5	5	200	1000
10	4	200	800
9,6	1	200	200
9,3	2	200	400
6,6	2	165	330
6,1	6	165	990
5,6	9	165	1485
4,6	3	165	495
4,1	4	165	660

Рисунок 2.18. Годовой график по продолжительности ВН 2010 г

2.4 Основные показатели и коэффициенты, характеризующие графики нагрузок

Годовое потребление активной энергии, МВт•ч:

; (2.7)

где: Рi - мощность i-ой ступени графика, МВт;

Тi - продолжительность i-ой ступени графика, ч.

WНН = 10,5•400 + 10•1200 + 9,5•1600 + 8,5•200 + 8•400 + 7,5•600 + 7•400 + 5•660 + 4,5•1485 + 4•990 + 3,5•495 + 2•330 = 59935 МВт•ч;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Средняя активная мощность за сутки, МВт:

; (2.8)

МВт;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Рmax нагрузки, ч:

; (2.9)

ч;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Время максимальных потерь, ч:

; (2.10)

ч;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Коэффициент заполнения графика:

; (2.11)

; ;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Коэффициент неравномерности:

; (2.12)

; ;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Коэффициент летнего снижения нагрузки:

; (2.13)

;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Таблица 2.19. Основные показатели и коэффициенты, характеризующие графики нагрузок

Показатели	2000 г.	2010 г.
	НН	СН	ВН	НН	СН	ВН
Wгод. , МВт•ч	59935	7176	66993,5	67480	7176	74456
РСР. З/Л , МВт	6,84	0,82	7,65	7,7	0,82	8,5
Тmax , ч	5708	7176	5825,5	5398,4	7176	5115,3
?max , ч	4229	6204,6	4373,1	3660,4	6204,6	3538,2
КЗП.ЗМ	0,65	0,82	0,66	0,62	0,82	0,63
КЗП.ЛТ	1,37	1	1,36	1,28	1	1,29
Кнеравн. ЗМ	0,66	1	0,65	0,66	1	0,68
Кнеравн. ЛТ	0,40	1	0,64	0,66	1	0,62
Клетн. сниж. нагр.	0,48	0,6	0,49	0,46	0,6	0,48

3. Выбор силовых трансформаторов

Для условий нормальной работы на подстанции устанавливают два трехфазных трансформатора. Несмотря на то, что отключения трансформаторов довольно редки, однако с такой возможностью следует считаться, и при наличии потребителей I и II категорий устанавливают на ГПП два трансформатора. При аварии любой из трансформаторов, оставшийся в работе, должен обеспечить бесперебойное питание потребителей нагрузки.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора, двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65 ? 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Выбор трансформатора производим по зимнему суточному графику нагрузки 2010 г. Выбор мощности силовых трансформаторов производим с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции согласно рис.5:

Smax = 14 МВА;

Мощность одного трансформатора, МВА:

SНТ = (0,65?0,7)• Smax ; (3.1)

SНТ = (0,65?0,7)•14 = 9,1?9,8 МВА;

выбираем по табл. Пр 2.6. стр. 616 /1/ ближайший по мощности трансформатор:

ТДТН - 10000/110

Проверка:

Проверяем трансформатор перегрузочной способности:

Определяем коэффициент недогрузки К1:

, (3.2)

где: Si - ступень недогрузки;

?ti - длительность ступени.

;

Определяем коэффициент перегрузки - К2 :

; (3.3)

где: - ступень перегрузки;

?hi - длительность ступени.

;

К2 =1,23 < 0,9 •Кmax =1,26

Выбираем для дальнейших расчетов К2 = 0,9 Кmax

Определяем К2 доп , по справочной таблице 1.36 /2/.

К2 доп = 1,2

Т.к. К2 доп =1,2 < К2 = 1,26 , трансформатор ТДТН - 10000/110 проходит по систематическим перегрузкам.

При монтаже подстанции в 1967 году были установлены трансформаторы

ТДТН - 10000/110 , в связи с подъемом производства и ростом нагрузок в 1983 г. трансформаторы работали с перегрузкой.

В 1984 году при реконструкции трансформаторы ТДТН - 10000/110 были заменены на трансформаторы ТДТН - 16000/110. Так как в последнее время наблюдается рост нагрузок промышленных и бытовых нагрузок, оставляем трансформаторы: ТДТН - 16000/110

Проверка:

Проверяем трансформатор перегрузочной способности:

Определяем коэффициент недогрузки К1:

;

Определяем коэффициент перегрузки - К2 :

;

;

;

;

К2 = 0,74 < 0,9 •Кmax = 0,78;

Выбираем для дальнейших расчетов К2 = 0,9Кmax ;

Определяем К2 доп , по справочной таблице 1.36 /2/.

К2 доп = 1,2;

Т.к. К2 доп =1,2 > К2 = 0,78 , трансформатор ТДТН - 16000/110 проходит по систематическим перегрузкам.

Таблица 3.1. Параметры выбранного трансформатора

Тип трансформатора	Sном, МВА	Пределы регулиро-вания	Uном обмоток, кВ	РК, кВт	РХ, кВт	IХ, %
			ВН	СН	НН
ТДТН-16000/110	16	9х1,78%	115	38,5	11	100	21	0,8

Тип трансформатора	крайнее ответвление (-?UРПН) UK, %	среднее ответвление (?UРПН=0) UK, %	Крайнее ответвление (+?UРПН) UK, %
	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН-16000/110	9,5	16,4	6,0	10,5	17	6,0	11,69	18,5	6,0

4. Составление схемы электрических соединений подстанции

Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между собой. Основные назначения схем электрических соединений заключается в обеспечении связи присоединений между собой в различных режимах работы. Именно это определяет следующие основные требования к главным схемам:

- Надёжность - повреждение в каком-либо присоединении или внутреннем элементе, по возможности, не должны приводить к потере питании исправных присоединений;

- Ремонтопригодность - вывод в ремонт, какого либо присоединения или внутреннего элемента не должны, по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижению надёжности их питания;

- Гибкость - возможность быстрого восстановления питания исправных присоединений;

- Возможность расширения - возможность подключения к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части;

- Простота и наглядность - для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала;

- Экономичность - минимальная стоимость, при условии выполнения выше перечисленных требований.

Анализ надёжности схем электрических соединений осуществляется путём оценки последствий в различных аварийных ситуациях, которые могут возникнуть на присоединениях и элементах главных схемам. Условно аварийные ситуации можно разбить на три группы:

- аварийные ситуации типа «отказ» - отказ какого-либо присоединения или элемента ГС, возникающий при нормально работающей главой схеме;

- аварийные ситуации типа «ремонт» - ремонт какого-либо присоединения или элемента главным схемам ГС;

- аварийные ситуации типа «ремонт + отказ» - отказ какого-либо

присоединения или элемента главным схемам ГС, возникающий в период проведения ремонтов элементов главным схемам ГС.

Схема электрических соединений подстанции выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития. Рекомендуется использовать типовые схемы РУ.

Для 2Х цепной подстанции 110 кВ с трансформаторами мощностью > 4 МВА

На высоком напряжении применяется типовая схема: одиночная секционированная выключателем система сборных шин, от второй секции питается отходящая ВЛ-110 кВ с неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На среднем напряжении: применяется одиночная секционированная разъединителем система сборных шин.

На низком напряжении применяется одиночная секционированная система сборных шин.

Рисунок 4.1. Схема подстанции

Тр-Кр Бш-Двд-2 Бш-Двд-1

QS6 QS5

QS7 QS3 QS1

Q3 Q2 Q1

Q4 QS2

QS8 QS4 QS9 QS10

QS11 QS12

Q9

Q6 Q7 Q5 QS19 QS20

QS13 QS14

QS18

T-2 T-1 QS17

QS15 QS16

QS22 QS21

Q8

Q11 Q10

Q12

QS23 QS25 QS26 QS24

На рисунке 4.1 представлена схема 2х-цепной подстанции 110/35/10 кВ

Нормальный режим работы:

Питание осуществляется по линиям: Бш-Двд-1 и Бш-Двд-2.

Разъединители ремонтной перемычки: QS5 , QS6 - отключены.

Выключатели: Q1, Q2, Q3, Q4 ,Q5, Q6, Q8, Q9, Q10, Q11- включены.

Выключатели: Q7, Q12 - отключены.

Т-1,Т-2 в работе.

Аварийный режим:

При коротком замыкании на Т-1, действием РЗА отключаются выключатели- Q5, Q8, Q810. Срабатывает АВР и включается выключатель Q7 и секционный выключатель Q12.

Питание потребителей осуществляется через трансформатор - Т-2.

5. Расчет токов короткого замыкания

Согласно /3/ проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6-35 кВ производится по току трехфазного к.з., а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи подстанции.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в относительных единицах:

сопротивление системы:

; (5.1)

где: хс - эквивалентное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы Sc;

Sб - принятое значение базисной мощности, МВА;

Sб = Sс = 2500 МВА.

о.е.

сопротивление воздушной линии:

; (5.2)

где: х0 - сопротивление 1км линии, Ом/км;

1 - длина линии, км;

U - среднее напряжение ступени, где находится воздушная линия, кВ.

о.е.

сопротивления трехобмоточного трансформатора:

; (5.3)

; (5.4)

; (5.5)

где: - соответственно сопротивления к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора, % ;

о.е;

о.е;

о.е.

Рисунок 5.1. Схема замещения подстанции

Определение периодической составляющей тока к.з.

В общем случае значение периодической составляющей равно, кА:

IП=, (5.6)

где: Е*э - эквивалентная ЭДС источников питания, о.е.;

х*э - эквивалентное сопротивление схемы до точки к.з., о.е.

Базисное значение тока, кА:

; (5.7)

можно принять Е*э = 1, тогда

IП=; (5.8)

Ударный ток определяется по выражению, кА:

; (5.9)

где : Ку - ударный коэффициент.

Ку = 1+е -0,01/Та = 1+е -0,01/0.05= 1,8;

1) для точки К-1

;

;

о.е.;

По формуле (5.8) определим ток к.з.

кА;

По формуле (5.9) определим ударный ток

кА;

2) для точки К-2

кА;

Суммарное сопротивление схемы в К2 от системы:

;

о.е.;

Периодическая составляющая тока от системы:

кА;

ударный ток:

кА;

3) для точки К-3

кА;

а) выключатель разомкнут:

Суммарное сопротивление схемы в К3 от системы:

;

о.е.;

Периодическая составляющая тока от системы:

кА;

ударный ток: кА;

б) выключатель замкнут

Суммарное сопротивление схемы в К3 от системы:

;

о.е.;

Периодическая составляющая тока от системы:

кА;

ударный ток:

кА;

Результаты расчетов токов коротких замыканий сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Токи коротких замыканий в точках К1, К2, К3

Точка КЗ Ток	К1, кА	К2, кА	К3, кА
			Q12 замкнут	Q12 разомкнут
IП	2,77	3,02	7,56	5,87
iу	7,05	8,2	19,32	14,94

6. Выбор токоведущих частей на подстанции

6.1 Выбор гибких проводов на ВН и СН

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсированном режиме, термическую стойкость и по условиям коронирования.

Подсчитываем ток в рабочем режиме, А:

; (6.1)

где: Smax ВН - максимальная полная мощность подстанции, МВА;

UВН - номинальное высокое напряжение, кВ.

А.

Сечение проводников выбирается по экономической плотности тока.

Подсчитывается экономическое сечение, мм2:

; (6.2)

где: I НОРМ - ток в рабочем режиме, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2 ( определяется в зависимости от Тmax ПС ) по таблице П8. стр.35 /4/.

Тмах ПС = 5115,3 ч;

jэк = 1 А/мм2 по таблице П8. стр.35 /4/.

мм2.

Выбираем ближайшее стандартное сечение по таблице 3.158./5/.

Выбираем провод марки: АС - 50/8 мм2, Iдоп= 210 А.

Согласно /3/ по условию механической прочности сечение алюминиевого провода должно быть не менее 70 мм2.

Выбираем провод марки: АС - 70/11 мм2, Iдоп= 265 А.

Проверка:

1. По форсированному режиму:

Условие проверки: IФ < Iдоп

Считается ток форсированного режима:

IФ = 2 • IНОРМ ; (6.3)

IФ = 2 • 36,74 = 73,48 А.

Вывод: т. к. IФ =73,48 А. < Iдоп= 265 А - провод проходит по условию форсированного режима.

2. Проверка по термической стойкости не производится, т.к. токопровод выполнен голыми проводами на открытом воздухе.

3. По условию короны:

При проверке проводов по условиям коронирования должно выполняться условие:

1,07•Е 0,9•Е0 (6.4)

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

Е0 - критическая начальная напряженность поля, при которой возникает разряд в виде короны, кВ/см.

; (6.5)

где: r0- радиус провода, см;

r0 = DПР / 2=1,14/2 = 0,57;

DПР - диаметр провода, см таблице 3.158./7/.

Dср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,

Dср = 1,26•D =1,26•300 = 378;

D = 300 расстояние между проводами фаз, см.

; (6.6)

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

По формулам (6.5) и (6.6) определим значения Е и Е0:

;

;

1,07•Е 0,9•Е0;

Вывод: т. к. 1,07•24,34=26,04 < 0,9•34,54=31,08- провод проходит по условию короны.

4. По условию механической прочности согласно /3/ сечение алюминиевого провода должно быть не менее 70 мм2.

Вывод: в нашем случае - АС95/16 - сечение 95 мм2 > 70 мм2, проходит по условию механической прочности.

В настоящее время на ПС «Ольга» питание по ВЛ-110кВ Бш-Двд 1 и 2 осуществляется проводом АС 120/19; отходящая ВЛ-110кВ Тр-Кр -АС 120/19; отходящая ВЛ-35кВ Бр-Бзв -АС 120/19; шины 110кВ-АС 120/19; шины 35кВ-АС 120/19. Так как эти провода удовлетворяют всем проверочным условиям то заменять их другими нецелесообразно.

6.2 Выбор токопровода от трансформатора до ЗРУ и ЗРУ

Выбираются шины прямоугольного сечения марки А.

В соответствии с /3/ токопровод в ЗРУ выполняем алюминиевыми жесткими шинами прямоугольного сечения.

Выбор производим по допустимому току и экономической целесообразности, и проверяется на термическую стойкость и электродинамическую стойкость:

IФ.Р. ? Iдоп (6.7)

А; (6.8)

где: Smax ВН - максимальная полная мощность подстанции, МВА;

UВН - номинальное высокое напряжение, кВ.

; (6.9)

jЭ = 1 для алюминиевых шин при Тmax= 5398,4 час.

Выбираем по таблице 6.6. /6/ алюминиевые однополосные шины сечением 60 х 6 с I доп = 870А. т.к. IФ.Р.= 750,58 А < Iдоп = 870 А. Расположение шин горизонтальное, расстояние между фазами 0,3 м.

Проверка:

По термической стойкости:

Условие проверки: qmin ? q, (6.10)

где: qmin - минимальное сечение по термической стойкости, мм2 .

q - выбранное сечение, мм2.

 (6.11)

где: Вк - тепловой импульс, кА2с ;

С = 91 - коэффициент, учитывающий материал проводника, для алюминевых шин (определяется по таблице П.12/4/).

с; с; с.

кА2 •с;

Вывод: Шины 606 мм проходят по термической стойкости.

На механическую прочность:

Шины механически прочны если: ?расч ? ?доп ; (6.12)

где: ?доп - допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия ?доп = 40 МПа ( определяется по таблице 4.2 /4/ )

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:

(6.13)

где: W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3;

а - расстояние между фазами, м;

l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м;

iуд - ударный ток при КЗ,А;

Рис 11.1 Расположение шин.

а а

b

h

где: b и h - размеры шин, см;

а - расстояние между фазами, м.

Определяется момент сопротивления, см3:

см3; (6.14)

МПа;

Вывод: т.к. ?расч=12,6 МПа < ?доп =40 МПа - шины 606 мм проходят по механической прочности.

В настоящее время на ПС «Ольга» токопровод от трансформатора до ЗРУ выполнен шинами 2хА(100х10) и токопровод в ЗРУ выполнен шинами АТ 80х10 Так как эти шины удовлетворяют всем проверочным условиям то с учетом перспективы увеличения нагрузок заменять их другими нецелесообразно.

6.3 Выбор кабельных линий на РП

Выбор кабельных линий производим по нагреву и экономической плотности тока.

Кабельные линии к РП имеют возможность двухстороннего питания.

Выбирается кабель РП Ф31-10кВ:

Ток нормального режима, А:

; (6.15)

где: Smax РП - максимальная полная мощность РП, МВА;

UНН - номинальное напряжение на низкой стороне, кВ;

А.

Сечение проводников выбирается по экономической плотности тока.

Подсчитывается экономическое сечение, мм2:

; (6.16)

где: Iнорм.РП - ток в рабочем режиме, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/ мм ( определяется в зависимости от Тмах.РП ) по таблице П.8/4/.

ТмахРП = 5398,4 ч > jэк = 1,2 А/мм2.

мм2.

Выбирается ближайшее большее сечение по таблице П.10 /4/.

Выбираем кабель: ААБ-10 (3?150), Iдоп = 275 А.

Проверка:

1. По форсированному режиму:

Условие проверки: IФ < I?доп (6.17)

Считается ток форсированного режима:

IФ = 2 • IНОРМ.РП; (6.18)

IФ = 2 • 144,34 = 288,68 А.

Допустимый ток с учетом поправочного коэффициента:

(6.19)

где: К - коэффициент, учитывающий число параллельно проложенных кабелей (для двух кабелей, и расстоянии в свету между кабелями принимаем 100 мм, К=0,9).

А

Вывод: т. к. IФ =288,68 А. > I?доп= 247,5 А - кабель ААБ-10 (3?150) не проходит по условию форсированного режима.

Выбираем кабель: ААБ-10 (3?185), Iдоп = 310 А.

Проверка:

Условие проверки: IФ < I?доп

А.

Вывод: т. к. IФ =288,68 А. > I?доп= 279 А - кабель ААБ-10 (3?185) не проходит по условию форсированного режима.

Выбираем кабель: ААБ-10 (3?240), Iдоп = 355 А.

Проверка:

Условие проверки: IФ < I?доп

А.

Вывод: т. к. IФ =288,68 А. < I?доп= 319,5 А - кабель ААБ-10 (3?240) проходит по условию форсированного режима.

2. По термической стойкости:

Условие проверки: (6.20)

Определяется минимальное сечение кабеля, отвечающее требованию термической стойкости:

, (6.21)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 с;

С - коэффициент, учитывающий материал проводника (определяется по таблице П.12/4/), С = 92 Ас1/2/ мм2.

,А2 с; (6.22)

где: tр.з.max = 0,5 с ; tп.в.= 0,04 с - для ВВЭ-М -10-20 (определяется по таблице П.15/4/);

Та - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется по таблице 2.1/4/.

А2• с;

мм2.

Вывод: т.к. мм2 < мм2. кабель ААБ-10 (3?240) проходит по условию термической стойкости.

Остальные расчеты выбора КЛ к РП сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Выбор кабелей, отходящих к РП

№	№РП	Iнорм , A	IФ.Р , A	qэк, ММ2	qcт, ММ2	qmin, ММ2	Кабель ААБ-10	IДОП, А	I'ДОП, А
4	Узкое	14,4	28,8	12	16	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
5	Микрорайон	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
6	Котельная	86,6	173,2	72,2	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
8	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
10	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
12	Гагарина	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
14	Моряк	23	46	19,2	25	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
16	КНС	86,6	173,2	72,2	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
18	Микрорайон	28,8	57,6	24	25	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
19	ЦРБ	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
20	Водозабор	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
22	Администрация	4,62	9,24	3,85	10	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
25	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
26	ЗАО-2000	9,82	19,64	8,2	10	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
28	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
29	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
30	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
31	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
32	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
33	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
34	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5

7. Выбор электрических аппаратов

7.1 Выбор выключателя на ВН

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. На ВН выбирается выключатель по таблице П.14 /4/ типа: ВГБ-110-25/1250У1 - выключатель элегазовый, баковый с электромагнитным приводом, на напряжение 110 кВ, для умеренно климата, наружной установки.

Таблица 7.1. Технические характеристики выключателя ВГБ-110-25/1250У1

Промышленное напряжение	Uном = 110 кВ
Номинальный ток	Iном= 1250 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 25 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 64 кА
	действующее значение	Iдин = 25 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 25 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв,откл =0,035 с
Полное время отключения	tпв= 0,06 c
Собственное время включения	tcв.вкл = 0,1 с

Проверка:

1. По способности отключать симметричный ток КЗ.

Условие проверки: IП.К1 Iоткл (7.1)

Вывод: т.к. IП.К1 = 2,77 кА < Iоткл = 25 кА выбранный выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2. По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:

(7.2)

где: ia? - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА;

?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

а) (7.3)

где: ?- время расхождения контактов, с;

tс.в-- собственное время отключения, определяется по таблице П.14, /4/.

Ta=0,05 - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется из таблицы 2.1/4/.

? =tр.з.мин+ tс.в.=0,01+0,035=0,045 с;

кА;

кА.

б)

где: ?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по П.13 /4/.

?н = 35% ( при ? = 0,045с)

кА

Вывод: т.к.кА < кА Выключатель проходит по способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

3. По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К1 ? Iдин и iуд.К1 ? i дин (7.4)

IП.К1 = 2,77 кА < Iдин = 25 кА ; iуд.К1 = 7,05 кА < iдин = 64 кА

Вывод: выключатель проходит по динамической стойкости.

4. По термической стойкости.

Условие проверки:

Вк ? (7.5)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 •с;

- ток термической стойкости, кА2 ;

tтерм - время термической стойкости, с.

а) (7.6)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 9,02 кА2 •с < 1875 кА2 •с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7.2 Выбор выключателя на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 73,48 А	Iном = 1250 А
IП.К1 ? Iоткл.	IП.К1 = 2,77 кА	Iоткл. = 25 кА
	6,52 кА	12,41 кА
IП.К1 ? Iдин iуд.К1 ? iдин	IП.К1 = 2,77 кА iуд.К1= 7,05 кА	Iдин = 25 кА iдин = 64 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	= 1875 кА2 •с

Вывод: выключатель ВГБ-110-25/1250У1 подходит по всем параметрам.

7.2 Выбор разъединителей на стороне ВН

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединители позволяют производство следующих операций:

- отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

- зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

- нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже. К разъединителям предъявляются следующие требования:

- создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочностькоторого соответствует максимальному импульсному напряжению;

- электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;

- исключение самопроизвольных отключений;

- чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер).

На ВН выбирается разъединитель по таблице П.16 /4/ типа:

РДЗ -110/1000УХЛ1 - разъединитель, двухколонковый с заземляющими ножами на напряжение 110 кВ. Для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Uном = 110 кВ;

Iном= 1000 А;

iдин = 80 кА;

Iтерм. = 31,5 кА.

Проверка:

Таблица 7.3 Выбор разъединителей на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 73,48 А	Iном = 1000 А
iудК1 ? iдин	iудК1 = 7,12 кА	iдин = 80 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	1875 кА2 •с

Вывод: разъединитель РДЗ - 110 / 1000 УХЛ 1 подходит по всем показателям.

7.3 Выбор выключателя на СН

На СН выбирается выключатель по таблице П.14 /4/ типа:

ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1 - выключатель элегазовый, баковый с электромагнитным приводом, на напряжение 35 кВ, для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Таблица 7.4. Технические характеристики выключателя ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1

Промышленное напряжение	Uном = 35 кВ
Номинальный ток	Iном= 630 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 12,5 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин =35 кА
	действующее значение	Iдин = 12,5 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.=12,5 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,04 с
Полное время отключения	tпв= 0,065 c

Проверка:

1. По способности отключать симметричный ток КЗ.

Условие проверки: IП.К2 Iоткл (7.7)

Вывод: т.к. IП.К2 = 3,02 кА < Iоткл =12,5 кА

выбранный выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2. По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:

(7.8)

где: ia? - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА;

?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

а) (7.9)

где: ?- время расхождения контактов, с;

tс.в-- собственное время отключения, определяется по таблице П.14 /4/.

Ta=0,115 - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется из таблицы 2.1/4/.

? =tр.з.мин+ tс.в.=0,01+0,04=0,05 с;

кА;

кА.

б)

где: ?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по П.13 /4/. ?н = 30% ( при ? = 0,05с)

кА;

Вывод: т.к. кА < кА выключатель проходит по способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

3. По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К2 ? Iдин и iуд.К2 ? i дин (7.10)

IП.К2 = 3,02 кА < Iдин = 20 кА ; iуд.К2 = 8,2 кА < iдин = 35 кА

Вывод: выключатель проходит по динамической стойкости.

4. По термической стойкости.

Условие проверки:

Вк ? (7.11)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 •с;

- ток термической стойкости, кА2 ;

tтерм - время термической стойкости, с.

а) (7.12)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 10,76 кА2 •с < 468,75 кА2 •с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7.5. Выбор выключателя на стороне СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 630 А
IП.К2 ? Iоткл.	IП.К2 = 3,02 кА	Iоткл. = 12,5 кА
	7,03 кА	22,98 кА
IП.К2 ? Iдин iуд.К2 ? iдин	IП.К2 = 3,02 кА iуд.К2= 8,2 кА	Iдин = 20 кА iдин = 35 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	= 468,75 кА2 •с

Вывод: выключатель ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1 подходит по всем параметрам.

7.4 Выбор разъединителей на стороне СН

На СН выбирается разъединитель по таблице П.16 /4/ типа: РДЗ -35/1000УХЛ1 - разъединитель, двухколонковый с заземляющими ножами на напряжение 35 кВ. Для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Uном = 35 кВ;

Iном= 1000 А;

iдин = 63 кА;

Iтерм. = 25 кА.

Проверка:

Таблица 7.6 Выбор разъединителей на стороне СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 1000 А
iудК2 ? iдин	iудК2 = 8,2 кА	iдин = 63 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	468,75 кА2 •с

Вывод: разъединитель РДЗ - 35 / 1000 УХЛ 1 подходит по всем показателям.

7.5 Выбор выключателей на НН

7.5.1 Выбор вводного выключателя на НН

На НН выбирается выключатель по таблице П.15 /4/ типа:

ВВЭ-М-10-20/1000 - выключатель вакуумный, с электромагнитным приводом, на напряжение 10 кВ.

Таблица 7.7. Технические характеристики выключателя ВВЭ-М-10-20/1000

Промышленное напряжение	Uном = 10 кВ
Номинальный ток	Iном= 1000 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 20 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 52 кА
	действующее значение	Iдин = 20 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 20 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,1 с
Полное время отключения	tпв= 0,04 c

Проверка:

1. По способности отключать симметричный ток КЗ.

Условие проверки: IП.К3 Iоткл (7.13)

Вывод: т.к. IП.К3 = 7,56 кА < Iоткл = 20 кА

выбранный выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2. По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:

(7.14)

а) (7.15)

кА;

кА.

б) (7.16)

?н = 50% ( при ? = 0,05с)

 кА;

Вывод: т.к. кА < кА выключатель проходит по способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

3. По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К3 ? Iдин и iуд.К3 ? i дин (7.17)

IП.К3 = 7,56 кА < Iдин = 20 кА ; iуд.К3 = 19,32 кА < iдин = 52 кА

Вывод: выключатель проходит по динамической стойкости.

4. По термической стойкости.

Условие проверки: Вк ? (7.18)

а) (7.19)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 62 кА2 •с < 1200 кА2 •с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7.8. Выбор вводного выключателя на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 750,58 А	Iном = 1000 А
IП.К3 ? Iоткл.	IП.К3 = 7,56 кА	Iоткл. = 20 кА
	16,14 кА	42,3 кА
IП.К3 ? Iдин iуд.К3 ? iдин	IП.К3 = 7,56 кА iуд.К3 = 19,32 кА	Iдин = 20 кА iдин = 52 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1200 кА2 •с

Вывод: выключатель ВВЭ-М-10-20/1000 подходит по всем параметрам.

7.5.2 Выбор секционного выключателя на НН

На НН выбирается выключатель по таблице П.15 /4/ типа:

ВВЭ-М-10-20/1000 - выключатель вакуумный, с электромагнитным приводом, на напряжение 10 кВ.

Таблица 7.9. Технические характеристики выключателя ВВЭ-М-10-20/1000

Промышленное напряжение	Uном = 10 кВ
Номинальный ток	Iном= 1000 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 20 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 52 кА
	действующее значение	Iдин = 20 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 20 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,1 с
Полное время отключения	tпв= 0,04 c

Проверка: Проверку секционного выключателя производим аналогично, результаты расчетов заносим в таблицу 7.10

Таблица 7.10. Выбор секционного выключателя на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 750,58 А	Iном = 1000 А
IП.К3 ? Iоткл.	IП.К3 = 7,56 кА	Iоткл. = 20 кА
	16,14 кА	42,3 кА
IП.К2 ? Iдин iуд.К2 ? iдин	IП.К3 = 7,56 кА iуд.К3 = 19,32 кА	Iдин = 20 кА iдин = 52 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1200 кА2 •с

Вывод: выключатель ВВЭ-М-10-20/1000 подходит по всем параметрам.

7.5.3 Выбор линейного выключателя для РП на НН

Для РП на НН выбирается выключатель по таблице П.15 /4/ типа:

ВВЭ-М-10-20/630 - выключатель вакуумный, с электромагнитным приводом, на напряжение 10 кВ.

Таблица 7.11. Технические характеристики выключателя ВВЭ-М-10-20/630

Промышленное напряжение	Uном = 10 кВ
Номинальный ток	Iном= 630 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 20 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 52 кА
	действующее значение	Iдин = 20 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 20 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,1 с
Полное время отключения	tпв= 0,04 c

Таблица 7.12. Выбор линейного выключателя для РП на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 288,68 А	Iном = 630 А
IП.К3 ? Iоткл.	IП.К3 = 7,56 кА	Iоткл. = 20 кА
	16,14 кА	42,3 кА
IП.К3 ? Iдин iуд.К3 ? iдин	IП.К3 = 7,56 кА iуд.К3 = 19,32 кА	Iдин = 20 кА iдин = 52 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1200 кА2 •с

Вывод: выключатель ВВЭ-М-10-20/630 подходит по всем параметрам.

8. Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции. Установка ОПН необходима на вводах трансформаторов, подключенных к воздушным линиям. При этом не допускается установка между ОПН и вводом высокого напряжения силового трансформатора коммутационных аппаратов.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа:

На стороне 110 кВ ОПН - 110 / 146 - 10 (II)

На стороне 35 кВ ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.

На стороне 10 кВ ОПН - 10 (II) УХЛ1.

9. Выбор трансформаторов тока

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

Трансформаторы тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации:

; (9.1)

где: I1ном - номинальное значение первичного тока, А;

I2ном - номинальное значение вторичного тока, А.

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, току первичной цепи и проверяются по вторичной нагрузке в соответствующем классе точности, термической и электродинамической стойкости.

В цепях высокого напряжения целесообразно использовать встроенные ТТ. На напряжении 6-10 кВ следует выбирать ТТ , которыми комплектуются ячейки КРУ.

Контрольные кабели подключаемые к ТТ по условию механической прочности должны быть не менее 4 мм2 для алюминиевого провода, и не менее 2,5 мм2 для медного провода. ( /3/. П.3.4.4.)

Рисунок 9.1 Схема соединения Рисунок 9.2 Схема соединения измерительных ТТ и приборов измерительных ТТ и приборов в одну фазу. в неполную звезду.

Рисунок 9.3 Схема соединения измерительных ТТ и приборов в полную звезду.

9.1 Выбор ТТ на ВН

Выбираем трансформатор тока: ТВ-110-IV 300/5 встроенный во вводах выключателя ВГБ-110-25/1250 У1.

Выбор трансформатора тока по вторичной нагрузке, Ом:

(9.2)

где: - сопротивление приборов, Ом;

- сопротивление соединительных проводов, Ом;

- сопротивление контактов, Ом;

Таблица 9.1 Вторичная нагрузка трансформатора тока на ВН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
3. Фиксатор повреждений	ИМФ-3Р	0,5	0,5	0,5
4. Фиксатор повреждений	ФПМ-01	0,5	0,5	0,5
Итого: S расч		3,2	3	3,2

Выбираем наиболее загруженную фазу и рассчитываем сопротивление приборов, Ом:

(9.3)

где: Sприбор - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I2 - вторичный номинальный ток прибора.

Ом.

Подсчитываем сопротивление проводников, Ом:

Z2ном, (9.4)

1,2 - 0,13 - 0,05 = 1,02 Ом;

Необходимое сечение соединительных проводов, мм2:

(9.5)

где: - удельное сопротивление материала провода, ;

= 0,0175 для медных проводников;

- длина проводника (для ОРУ-110 кВ можно принять = 70 м);

мм2;

Выбираем контрольный кабель КВВГ сечением q = 2,5 мм2.

Сопротивление контактов: rк = 0,05 Ом, если число приборов 3 шт.

Вторичная расчетная нагрузка ТТ, Ом;

Ом.

Проверка:

1) По термической стойкости:

Условие проверки: Вк ? (9.6)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 •с;

- ток термической стойкости, кА2 ;

tтерм - время термической стойкости, с.

а) (9.7)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 9,02 кА2 •с < 1875 кА2 •с ТТ марки ТВ-110-IV 300/5 проходит по термической стойкости.

2) По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К1 ? Iдин и iуд.К1 ? i дин (9.8)

IП.К1 = 2,77 кА < Iдин = 25 кА ; iуд.К1 = 7,05 кА < iдин = 25 кА

Вывод: ТТ марки ТВ-110-IV 300/5 проходит по динамической стойкости.

3) По вторичной нагрузке:

Условие проверки:

Z2 ? Z2ном (9.9)

где: Z2 - вторичная нагрузка ТТ, Z2 =0,76 Ом;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности, Ом.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ, Ом;

Ом;

Вывод: ТТ марки ТВ-110-IV 300/5 проходит по вторичной нагрузке.

Таблица 9.2 Выбор трансформатора тока на ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =73,48 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 7,05 кА	iдин = 25 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	= 1875 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,37 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВ-110-IV 300/5 подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

Выбор трансформатора тока встроенного во вводах силового трансформатора, производим аналогично, данные заносим в таблицы 9.3 и 9.4.

Выбираем трансформатор тока: ТВТ-110 -I -200/5

Таблица 9.3 Вторичная нагрузка трансформатора тока на ВН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
Итого: S расч		2,2	2	2,2

Таблица 9.4 Выбор трансформатора тока на ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =73,48 А	Iном = 200 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 7,05 кА	iдин = 25 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	1875 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,63 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВТ-110-I 300/5 подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

9.2 Выбор ТТ на СН

Выбираем трансформатор тока: ТВ-35-II 300/5 встроенный во вводах выключателя ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1.

Таблица 9.5 Вторичная нагрузка трансформатора тока на СН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
Итого S расч		2,2	2	2,2

Таблица 9.6 Выбор трансформатора тока на СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 8,2 кА	iдин = 35 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	= 468,75 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,56 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВ-35-II подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

Выбор трансформатора тока встроенного во вводах силового трансформатора.

Выбираем трансформатор тока: ТВТ-35-II 300/5.

Таблица 9.5 Вторичная нагрузка трансформатора тока на СН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
3.Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий-230-AR	0,1	-	0,1
Итого S расч		2,3	2	2,3

Таблица 9.6 Выбор трансформатора тока на СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 8,2 кА	iдин = 35 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	= 468,75 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,56 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВТ-35-II подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

9.3 Выбор ТТ на НН

Выбираем трансформатор тока для вводной ячейки: ТЛМ-10-I 1000/5

Таблица 9.7 Вторичная нагрузка трансформатора тока вводной ячейки

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	-	2	-
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
3.Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий-230-AR	0,1	-	0,1
Итого S расч		0,3	2	0,3

Таблица 9.8 Выбор трансформатора тока для вводной ячейки

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 750,58 А	Iном = 1000 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 19,32 кА	iдин =100 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 2028 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,165 Ом	Z2ном= 0,4 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТЛМ-10-I подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

Выбираем трансформатор тока ячейки к РП: ТЛМ-10-I 300/5 .

Таблица 9.9 Вторичная нагрузка трансформатора тока ячейки к РП

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	-	-
2. Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий-230-AR	0,1	-	0,1
Итого S расч		2,1	-	0,1

Таблица 9.10 Выбор трансформатора тока для ячейки к РП

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 6,3 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 288,68 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 19,32 кА	iдин =100 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1015,7 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,19 Ом	Z2ном= 0,4 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТЛМ-10-I подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

10. Выбор трансформаторов напряжения

10.1 Выбор ТН на стороне ВН

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению, конструкции, классу точности и проверяются по вторичной нагрузке.

Таблица 10.1 Вторичная нагрузка ТН на ВН.

№ п/п	Наименование прибора	Тип прибора	Мощность одной обмотки. S, ВА	Число обмоток, шт	Число приборов, шт	Потребляемая мощность S, ВА
ВЛ-110 кВ «Бш-Двд»
1	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
2	Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
ВЛ-110 кВ «Тр-Кр»
3	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
4	Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
5	Фиксатор повреждений	ФПМ-01	1,6	3	1	5
6	Фиксатор повреждений	ИМФ-3Р	1,6	3	1	5
Трансформатор
7	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
СЕКЦИЯ ШИН
8	Вольтметр	Э -335	2	1	1	2
9	Частотомер	Н-397			1	7
10	Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
ИТОГО:	69

По П.22/4/ выбираем трансформатор напряжения: НКФ -110-83У1,

Sном= 400 ВА в классе точности 0,5.

Проверка:

По вторичной нагрузке.

Вывод: т.к. S2ном = 400 ВА > S2расч = 50 ВА выбранный трансформатор напряжения НКФ -110-83У1 подходит по вторичной нагрузке.

10.2 Выбор ТН на стороне СН

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению, конструкции, классу точности и проверяются по вторичной нагрузке.

Таблица 10.2 Вторичная нагрузка ТН на СН

№ п/п	Наименование прибора	Тип прибора	Мощность одной обмотки. S, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая Мощность S, ВА
1	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
2	Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230AR	2,5	3	1	7
3	Вольтметр	Э - 365	2	1	1	1
	ИТОГО:	20

По П.22/4/ выбираем трансформатор напряжения: НАМИ -35-УХЛ1,

Sном= 360 ВА в классе точности 0,5.

Проверка:

По вторичной нагрузке.

Вывод: т.к. S2ном = 360 ВА > S2расч = 20 ВА выбранный трансформатор напряжения НАМИ -35-УХЛ1 подходит по вторичной нагрузке.

9.3 Выбор ТН на стороне НН

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению, конструкции, классу точности и проверяются по вторичной нагрузке.

На одну секцию КРУ выбираем два ТН, т.к. секции находятся в двух зданиях.

Таблица 10.3 Вторичная нагрузка ТН на НН

№ п/п	Наименование прибора	Тип прибора	Мощность одной обмотки. S, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая Мощность S, ВА
ВВОД НН
1	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
2	Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230AR	2,5	3	7	7
ОТХОДЯЩИЕ КЛ к РП
	Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230AR	2,5	3	6	42
СЕКЦИЯ ШИН
3	Вольтметр	Э -365	2	1	1	2
ИТОГО:	63

По П.22/4/ выбираем трансформатор напряжения: НАМИ-10 - УХЛ2,

Sном = 300 ВА в классе точности 0,5.

Проверка:

По вторичной нагрузке.

Вывод: т.к. S2ном = 300 ВА > S2расч = 63 ВА выбранный трансформатор напряжения НАМИ-10 - УХЛ2, подходит по вторичной нагрузке.

Для этого трансформатора выберем предохранитель ПКН 001 - 10 У3.

11. Выбор мощности и схема питания ТСН

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

Приемниками собственных нужд являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электрообогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация и т.д.

На ПС «Ольга» от собственных нужд дополнительно питаются база РЭС (гараж, административное здание, ремонтные мастерские) и жилой дом.